Niektóre aspekty wpływu rozwoju generacji

prosumenckiej i rozproszonej i OZE na niezawodność

pracy KSEAdam Klimpel

Maciej Kołodziejczyk

ELKOMTECH S.A.

Pojęcie generacja rozproszona (GR) jest często przypisywane do odnawialnych źródeł energii (OZE). Wynika to z faktu, że w większości przypadków wykorzystanie odnawialnych źródeł (zasobów) energii jest zaliczane do generacji rozproszonej. Wyjątkiem są duże farmy wiatrowe, grupujące wiatraki o mocy jednostkowej > 2 MW. Natomiast nie wszystkie źródła rozproszoneto OZE i nie wszystkie OZE to GR. Generacja rozproszona to także generacja wykorzystująca paliwa konwencjonalne, przede wszystkim gaz ziemny lub lekki olej opałowy a także biopaliwa, biogaz itd. Wytwarzanie rozproszone łączy się także bardzo często z wytwarzaniem energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji, rzadziej w trigeneracji – z chłodem (z uwagi na wciąż bardzo wysokie koszty).Generacja rozproszona (ang. distributed generation) obejmuje, wedługnajprostszej definicji, źródła energii współpracujące z siecią dystrybucyjną (do 110 kV) lub bezpośrednio zasilające odbiorcę przyłączonego do sieci średniego lub niskiego napięcia Źródła generacji rozproszonej nie podlegają centralnemu planowaniu rozwoju i dysponowaniu mocą. Najczęściej produkują energię elektryczną z OZE lub w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła. Elementem tak rozumianej generacji rozproszonej są też lokalne systemy magazynowania energii elektrycznej i ciepła oraz indywidualne źródła ciepła i chłodu zintegrowane z gospodarką energią elektryczną u jej bezpośrednich odbiorców.W początkowym okresie rozwoju elektroenergetyki (koniec XIX wieku) istniała wyłącznie generacja jednostkowa - izolowana, która w pewnym stopniu przypomina dzisiejszą rozproszoną – wszystkie źródła były niezależne i zasilały wydzielone sieci

odbiorców lokalnych. Dopiero na początku XX wieku, wraz z opanowaniem technologii przesyłu energii elektrycznej na duże odległości, nastąpił rozwój dużych elektrowni systemowych, obsługujących wielu odbiorców na dużych obszarach. Równocześnienastępował rozwój sieci, która z dawnej promieniowej przeistaczała się w sieć zamkniętą. U podstaw takich zmian leżały dwa czynniki: ekonomiczny – związany z efektem skali (duże źródła mocy budowane w pobliżu złóż taniego paliwa pierwotnego oraz niezawodnościowy – zasilanie odbiorców z wieluźródeł zasilania pracujących na wspólną sieć. W efekcie źródła rozproszone w latach 90-ych ubiegłego wieku spełniały głównie rolę zasilania rezerwowego, na przypadek przerw w dostawie energii z sieci. Udział tzw. niezależnych producentów energii (ang. independent power producer – IPP) na rynku spadał z ok. 30–40%na początku XX wieku do 3–4% w 1990 roku. Ponowne zainteresowanie źródłami rozproszonymi nastąpiło w związku z trudnościami z rozwojem sieci przesyłowych (problemy z uzyskaniem prawa drogi), oraz znacznym rozwojem technologicznym małych źródeł energii, bazujących na lokalnie dostępnych surowcach, w szczególności energii odnawialnej (OZE). Obecnie w wielu krajach, nie czekając na pełną dojrzałość rozwiązań technicznych systemu elektroenergetycznego, postawiono na rozwój GR stosując preferencyjne rozwiązania prawne i wsparcie finansowe. Zarówno OZE jak i GR posiadają szereg zalet, ale SEE nie jest przygotowany na ich szeroki rozwój. Wpływ OZE/GR na bezpieczeństwo SEEZgodnie z definicją międzynarodowego komitetu normalizacyjnegoIEC oraz ENTSO-E poprzez niezawodność pracy systemuelektroenergetycznego w sensie technicznym rozumie się jegowystarczalność (sens statyczny) i bezpieczeństwo (sensdynamiczny). Zatem wystarczalność zapewniona zostaje dziękiwłaściwemu planowaniu pokrycia zapotrzebowania w każdej chwilipracy KSE, natomiast bezpieczeństwo dzięki zapewnieniu jegostabilnej pracy w warunkach występowania różnego rodzajuzakłóceń.

Podczas obrony KSE występują na ogół dwie fazy. Pierwsza fazaobejmuje stosunkowo powolne narastanie zagrożenia jako skutekkolejno występujących awarii lub zmian pogodowych. W tymokresie przewidziano podejmowanie działań przez służbydyspozytorskie. Faza druga występuje po przekroczeniukrytycznych parametrów pracy systemu (utrata równowagi) i maprzebieg bardzo szybki, praktycznie wykluczający możliwośćdziałań służb dyspozytorskich. W tej fazie działają jedynieukłady automatyki pozwalające na ograniczenie rozmiaru awarii,a w skrajnym przypadku niedopuszczenie do uszkodzenia urządzeńi przygotowanie do odbudowy KSE.Nomenklatura przyjęta przez międzynarodowe stowarzyszenie CIGREoraz ENTSO-E rozróżnia trzy rodzaje utraty równowagi: kątową,częstotliwościową i napięciową. Utrata równowagiczęstotliwościowej jest wynikiem wystąpienia na tyle dużegodeficytu mocy czynnej w zamkniętym systemie, podsystemie lubwydzielonej wyspie, że nie radzą już sobie z nią układyregulacji jednostek wytwórczych. Takiemu znacznemu deficytowimocy czynnej towarzyszy adekwatna zmiana wartościczęstotliwości, tym szybsza im większy jest ten deficyt.W takiej sytuacji jedynym środkiem zaradczym jest jaknajszybsze zrównoważenie poboru mocy z generacją. Ponieważproces utraty równowagi odbywa się bardzo szybko to równieszybko należy podjąć środki zaradcze w postaci odciążenia i tąrolę wypełniać ma SCO czyli Samoczynne CzęstotliwościoweOdciążanie.

Poza podstawowym zagadnieniem sprowadzającym się do spełnieniawarunku odciążenia systemu o wartość odpowiednią dlazrównoważenia deficytu mocy, nie można dopuścić do tego abyczęstotliwości obniżyła się poniżej poziomu, przy którym możenastąpić zmniejszenie się generacji w wyniku działaniazabezpieczeń jednostek generacji mocy w tym przede wszystkimbloków wytwórczych (np. zabezpieczeń podczęstotliwościowych). Wprzeciwnym razie nastąpi pogłębienie względnego deficytu mocy iw efekcie prowadzić to może do blackout’u. W połączonychsystemach elektroenergetycznych przypadki utraty równowagiczęstotliwości są mało prawdopodobne i występują rzadko, ale

jak już wystąpią to są bardzo groźne i kosztowne. Utratarównowagi częstotliwości np. w połączonym europejskim systemieelektroenergetycznych jest mało prawdopodobna, gdyż wiązała bysię z nagłym deficytem przekraczającym 30000 MW. Natomiast możetakie zjawisko mieć miejsce przy wydzieleniu sięniezbilansowanego podsystemu lub wyspy. Przykładem jest awariaz 2006 r. gdzie system europejski rozdzielił się na trzypodsystemy, w tym dwa z deficytem mocy a jeden (wraz z KSE) znadwyżką.

Działanie przekaźników podczęstotliwościowych przy utracie równowagi częstotliwościW praktyce charakter zjawiska jakim jest utrata równowagiczęstotliwości jest bardzo złożony a jego przebieg zależny jestod znacznej liczby czynników, których zmienność w trakciezakłócenia jest trudna do analitycznego ujęcia. W wynikuanalizy dynamicznej SEE dochodzi się do powszechnie stosowanejuproszczonej zależność opisującej początkową wartość pochodnejzmian częstotliwości przy deficycie mocy wynoszącym ΔPw:

…………………………………………………………………………(1)

gdzie:

fn - częstotliwość znamionowa sieci

Tm – zastępcza stała elektromechaniczna analizowanego układu

Zastępczą stałą elektromechaniczną w przybliżeniu można określić zależnością:

……………………………………….……………………………………….(2)

gdzie:

DW - zastępcza stała tłumienia odbiorów wydzielonego układu

HW – zastępcza stała inercji generacji w wydzielonym układzie

……………………………………………………………………..… …….(3)

PO – sumaryczna moc obciążeń w analizowanym wydzielonym podsystemie lub wyspie

PG – sumaryczna moc generowana w analizowanym wydzielonympodsystemie lub wyspie

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych z dominującymidużymi, konwencjonalnymi generatorami, wartości Tm można było zwystarczającą dokładnością określić a ponadto w trakcie utratyczęstotliwości parametr ten praktycznie nie ulegał zasadniczymzmianom.Początkowa wartość pochodnej (dla t=0) wynosi:

……………………………………………………………….……..…..(4)

gdzie:ΔPw0, Tm0 – początkowe wartości (dla t = 0) odpowiedniowzględnego deficytu mocy i zastępczej stałejelektromechanicznej.Pobudzenie pierwszego stopnia ma miejsce po czasie t1, odchwili rozpoczęcia zapadu częstotliwości. Czas ten możnawyznaczyć z zależności:

………………………………………..………………….…(5)Natomiast zadziałanie SCO, czyli

odciążenie, nastąpi dopiero po czasie zadziałania całego układuSCO, czyli:

……………………………………………………………….…………....(6)

gdzie :t1O – czas po którym następuje odciążenie przez 1-szy stopieńt1– czas po którym następuje pobudzenie 1-szego stopnia nastawionego na częstotliwość f1

t1Z– czas działania 1-go stopnia SCO, obejmujący:…………..……………………………………………………………(7)

t1P – zas działania 1-go stopnia przekaźnika (suma czasu własnego i znastawionej zwłoki czasowej)tw– czas działania wyłącznikat1d– czas zwłoki ewentualnych układów pośredniczącychIlustrację tego procesu przedstawia poniższy rysunek.

Rys.1. Teoretyczne charakterystyki częstotliwościowe f=f(t) w procesie utraty równowagi częstotliwości z pokazanym odciążaniem przez I-szy stopień SCO

Powyższe charakterystyki ilustrują specyfikę działaniaprzekaźników podczęstotliwościowych realizujących automatyczneodciążanie, jak i wpływ czasu odciążania t1O w zależności odszybkości zanikania częstotliwości df/dt. Przykładowo przyzapadzie częstotliwości z df0/dt = -5 (co odpowiada np. dlasytemu o Tm0 = 10 s, deficytowi mocy generowanej o 50% - czyliΔPw0 = -1), pierwszy stopień nastawiony na 49 Hz, przy zwłoceczasowej 0,25 s odciąży przy 47,8 Hz, ale przy zwłoce 0,55 sodciążenie nastąpiłoby dopiero przy 46,3 Hz. Tak głęboki spadekczęstotliwości uniemożliwia skuteczne odciążenie,, gdyżwcześniej powinny zadziałać zabezpieczenia podczęstotliwościowegeneratorów (nastawione odpowiednio na 47,5 Hz i 47 Hz) a więcw efekcie mógłby nastąpić blackout. Nieco łagodniej przebiegaproces przy df/dt = -2 (co odpowiada dla sytemu o Tm0 = 10 s,deficytowi mocy generacji o ok. 29% (czyli ΔPw0 = -0,4).

Na poniższym rysunku zobrazowano idealny proces odciążaniaprzez SCO (według aktualnych nastawień), przy zapadzieczęstotliwości z początkową prędkością df/dt = -5s. Jak widać,przy założeniu, że czas zadziałania II stopnia zabezpieczeniapodczęstotliwościowego bloku wynosi 0,45 s, to odłączeniebloków wytwórczych od sieci spowoduje owrócenie procesuodbudowy częstotliwości i w konsekwencji blackout.

Rys. 2. Proces działania SCO przy zapadzie częstotliwościDodatkowym problemem jest fakt, że wielkość deficytu mocy przy,którym nastąpiła utrata stabilności jest przypadkowa, a iokreślenie zastępczej stałej elektromechanicznej Tmo napotykana trudności, gdyż zależne jest to od tego jaki fragmentsystemu wydzieli się z danym deficytem mocy. Stąd z góry niewiadomo, według których charakterystyk f = f(t) będzienastępowało odciążanie. Stan obciążenia systemu, oraz rozkładobciążenia jest też przypadkowy w chwili wystąpienia zakłóceniai zwykle nie odpowiada hipotetycznemu, według którego dobieranoodciążenia przy nastawianiu SCO. Dokładna analiza zmianczęstotliwości w węzłach systemu Wi, w warunkach wystąpienianagłego deficytu mocy, wykazuje na obecność poza składowąaperiodyczną również składowych okresowych pochodzących odkołysań mocy, co można opisać poniższą zależnością:

………………………....(8)Gdzie:fWi – przebieg zmian częstotliwości w węźle „i”,A , B,..– amplitudy składowych periodycznej o częstotliwości odpowiednio fα, fβ, .. w węźle „i”,α, β, … - odpowiednio przesunięcia fazowe ww. przebiegów periodycznych w węzłach „i”,Dla zilustrowania problemu na poniższym rysunku przedstawionoprzykładowo dla zamodelowanego hipotetycznego systemuelektroenergetycznego, przebiegi zmian częstotliwości, przydeficycie wywołującym początkową wartość pochodnej zmianczęstotliwości df/dt = -2,0 Hz/s dla rożnych węzłów D, E, F.

żródło: Generall Electric - GET-6449Rys. 3. Przykład przebiegu zmian częstotliwości w różnych węzłach modelowanego SEE.

Na powyższym rysunku zilustrowany jest m.in. problemniemiarodajności chwilowej wartości pochodnej częstotliwościdla określenia wielkości deficytu mocy i szybkości zmianczęstotliwości w czasie zapadu (np. człon f+df/dt). Przykładowo

zaznaczono wartości pochodnej przy częstotliwości 49 Hz, i takw węźle E (kolor czerwony pochodna wynosi +0,7 Hz/s, zaś wwęźle F (kolor zielony) częstotliwość wynosi -0,5Hz/s.Rzeczywista wartość pochodnej wynosiła ok 1,8 Hz/s. Podobnierozrzut czasów pobudzenia stopnia nastawionego na 49 Hz jestznaczny, gdyż w węźle F (kolor zielony) pobudzenie nastąpi po0,85 s, zaś w węźle e (kolor czerwony) po 1,05 s.Powyższe rysunki uzmysławiają problemy z realizacją algorytmówdziałania SCO:

częstotliwość mierzona w danej chwili czasu przybieraróżną wartość w różnych punktach sytemu. Zatem czasy wktórych nastąpi pobudzenie, a i zadziałanie SCO w różnychpunktach systemu mogą się między sobą różnić

podobnie chwilowa wartość pochodnej zmian częstotliwościmierzona w danym czasie w różnych punktach sytemuprzybiera różne wartości i ich zmienność jest różna

tylko początkowa wartość zmian częstotliwości dfo/dt,mierzona w różnych węzłach SEE ma w przybliżeniu tą samąwartość. Z analizy oscylogramów utraty częstotliwościwynika, że średnie wartości pochodnej zmian częstotliwości(innymi słowy iloraz różnicowy Δf i Δt), wyznaczane wróżnych węzłach systemu, w początkowym okresie utratyczęstotliwości różnią się od siebie nieznacznie a różnicata jest w granicach tolerancji.

Wpływ rozwoju źródeł GR i odnawialnych na skuteczność SCOObecnie stosowana technika SCO praktycznie nie uległa zmianieod początku swego zastosowania w KSE, czyli od ponad 50-ciulat. Należy mieć na uwadze, że w tym okresie czasu zaszłydalekie zmiany w strukturze samego KSE jak i przede wszystkim wpowiązaniach międzysystemowych. Najistotniejsze jednak zmiany wodniesieniu do warunków pracy SCO powodowana są zmianamistruktury sieci i rodzaju źródeł energii zainstalowanych wSEE. Jak wynika z zależności (1) aby uzyskać właściwą selektywność iskuteczność działania SCO, przy doborze nastawień należy

dysponować wiedzą nt. spodziewanej wartości zastępczej stałejelektromechanicznej Tm (lub inercji wytwarzania H), orazwielkości deficytu mocy ΔPw w wydzielonym układzie. Wobliczeniach nastawień SCO dla tradycyjnego SEE przyjmuje sięzałożenie, że odciążenie ma być skuteczne (powinno nastąpićzrównoważenie obciążenia z generacją po zadziałaniu wszystkichstopni SCO) przy wystąpieniu maksymalnego, spodziewanegodeficytu mocy ΔPw. Tymczasem wielkość maksymalnego deficytumocy ΔPw przy wydzieleniu przypadkowej wyspy/podsytemu jestlosowa i może osiąga różne wartości. W konwencjonalnym SEEobowiązywało też założenie, że zastępcza inercja H wydzielonegosystemu jest wielkością stałą, zderminowaną. Inaczej jest wprzypadku wysycania SEE nowymi źródłami mocy jakimi są GR iOZE. W tym przypadku wartość wypadkowej inercji H zależnabędzie od udziału OZE/GR w generacji w wydzielonym układzie.Typowe wartości inercji jednostek wytwórczych przedstawiono wponiższej tablicy.Tabl.1. Zakres typowych wartości inercji elementów dynamicznych

Element Typowa moc źródła [MVA] H [s]Duża Turbina parowa 200 - 500 5 – 8Duża Turbina gazowa 160-300 7 –8Średnia Turbina gazowa 80-160 5 –7Mała Turbina gazowa 25-80 2 – 5Turbina lotnicza 25-50 1,3-2,5Silnik Diesla 2-20 1 – 3Farma wiatrowa (asynchroniczna)

20-150 2 – 3,5

Farma wiatrowa (z falownikami)

20 - 150 <1

Farma fotowoltaiczna 1 -10 MW 0Źródło: opracowanie własne na podst. Raportu CIGRE 238

Wypadkową inercję wydzielonego układu zawierającego „n”jednostek wytwórczych o jednostkowej inercji poszczególnychjednostek Hi, oraz mocy znamionowej Pi można określić zzależności:

…………………………………………………………………………………..(9)

W tradycyjnych systemach elektroenergetycznych z dominującymikonwencjonalnymi jednostkami wytwórczymi inercja wynosiła ok.6-8 s. Z powyższych zależności, oraz danych zawartych w tablicywynika, że wraz z wysycaniem SEE źródłami generacjirozproszonej (GR) a w szczególności OZE maleje jego zastępczastała czasowa. Zatem, w przypadku utraty równowagiczęstotliwościowej, w takich warunkach odpowiednio szybciejnastępuje zapad częstotliwości, co niekorzystnie wpływa napracę zarówno automatyk regulacyjnych jak i samej automatykiSCO. Dodatkowy problem stanowi niejednorodność geograficznegorozkładu udziału wspomnianych źródeł o małej inercji.W tradycyjnym SEE stałe elektromechaniczne, zarówno całegosystemu elektroenergetycznego jak i podsystemów czy wysp,różniły się miedzy sobą nieznacznie co do wartości. Przyznacznym udziale w SEE źródeł GR i OZE te różnice są nie dopominięcia. W skrajnym przypadku może się np. wydzielićpodsystem lub wyspa z dominującym udziałem GR i OZE, a wtedyróżnica w stałej czasowej Tm w stosunku do stałej czasowejsystemowej może być parokrotna. Należy mieć na uwadze, żestrategia rozwoju KSE zakładała, że generacja jest budowana jaknajbliżej centrów odbiorczych. Takiemu kryterium nie jestpodporządkowana lokalizacja OZE. Zarówno FW jak i PVPPlokalizowane są przede wszystkim ze względu na warunkiatmosferyczne. Zwykle kolejne istotne kryteria lokalizacyjne tomożliwość przyłączenia i dostępność terenu. Stąd zazwyczajkoncentracja OZE jest odległa od centrów odbiorczych, a takżeod konwencjonalnych źródeł wytwórczych. Trudno wiec sięspodziewać, że przypadkowo wydzielane wyspy, czy podsystemybędą miały podobny udział OZE/GR , a co za tym - zbliżonąwartość Tm.Ponieważ w najbliższych latach największy udział w OZE/GRbędzie miała generacja wiatrowa (GW), należy mieć na uwadze to,że FW będą uczestniczyć w obronie SEE przed zapadem

częstotliwości podtrzymując generację, ale ich udział wwypadkowej inercji generacji jest niezauważalny. Ponadto wieluproducentów wyposaża turbiny wiatrowe w zabezpieczeniafabryczne reagujące na pochodną częstotliwości. Zwyklezabezpieczenia te są zbyt rygorystycznie nastawione (spotykanewartości to pomiędzy -0,02 a -0,3 Hz/s) co praktycznie wykluczate GW z uczestniczenia w obronie przy utracie równowagiczęstotliwości. Z nowo instalowanych źródeł GR również niepewne co do udziału wobronie SEE są też generatory gazowe, których firmowezabezpieczenia podczęstotliwościowe czestokroć są nastawiane zezbyt wysokim progiem działania, często nawet 49,5 Hz. Istotnąkwestią w planowaniu pracy SCO jest właściwy dobór miejscwyłączania odbiorców w sieci SN. Nie uwzględniania obecnościźródeł OZE/GR i ryzyka odcinania ich od KSE w wyniku działaniaSCO, może przyczynić się do pogłębiania deficytu międzywytwarzaniem i poborem mocy czynnej.

Układ pomiarowy automatyki SCOPodstawowe warunki realizacji właściwej filozofii działania SCOdefiniuje się w/g. poniższych kryteriów :

1. Proces zapadania się częstotliwości powinien zostaćzatrzymany przed pobudzeniem się zabezpieczeńpodczęstotliwościowych generatorów, a częstotliwośćpowinna się odbudować do wartości nominalnej

2. Czas poświęcony na odbudowę częstotliwości powinien byćminimalizowany, a przebieg procesu odbudowy częstotliwościnie powinien być nadkrytyczny

3. Wielkość odciążenia powinna być minimalizowana4. Całkowity koszt skutków SCO powinien być jak najniższy.

W literaturze światowej rozróżnia się podział SCO ze względu naprzyjętą filozofie działania głównie na trzy wersje: tradycyjna,pół-adaptacyjna i adaptacyjna.

1. W tradycyjnym podejściu kiedy częstotliwość jest niższa odnastawionego pierwszego stopnia pobudzenia, następujepobudzenia 1-go stopnia, a po czasie działania (suma czasuwłasnego przekaźnika + czas zwłoki układów pośredniczących+ czas działania wyłącznika) następuje odciążenie 1-go

stopnia. Ponieważ w trakcie zwłoki czasowej częstotliwośćnadal opada, to wyłączenie obciążenia następuje przyodpowiednio niższej częstotliwości niż nastawiona. Jeśliszybkość obniżania się częstotliwości jest odpowiednioduża, to zanim nastąpi odciążenie przez 1-szy stopień,może nastąpić pobudzenie drugiego stopnia. Ze względu nazwłokę działania odciążenie przez ten stopień możenastąpić przy odbudowywaniu się częstotliwości, co możespowodować nadkrytyczny przebieg odbudowy częstotliwości.

2. Pół-adaptacyjna metoda jest w dużym stopniu podobna dotradycyjnej, przy czym konkretna wielkość odciążenia jestokreślana na podstawie pomiaru pochodnej zmianczęstotliwości df/dt, lub ilorazu różnicowego Δf/Δt. Jeśliokreślona jest wartość Tm, to zgodnie z zależnością (4)wartość pochodnej/przyrostu różnicowego częstotliwościjest wprost proporcjonalna do deficytu mocy. Zatem wzależności od tej wartości zostaje wyłączonaproporcjonalną do niej wielkość obciążenia.

3. Podejście adaptacyjne wykorzystuje usprawniony i bardziejdokładny algorytm. W tej metodzie zbudowany jest modelczęstotliwościowy zbudowany na podstawieczęstotliwościowych równań różniczkowych i równań ruchuwirnika. Na podstawie zmian częstotliwości, dziękipodejściu adaptacyjnemu wielkość odciążenia może być wmiarę dokładnie określona.

O ile tradycyjny system SCO, w pewnym stopniu, spełnia swezadania w przypadku wydzielonych systemów, to już w mniejszymstopniu przy wydzieleniu podsystemów, a przy wydzieleniu wysp zdominującą GR ta filozofia działania jest niewystarczająca ikonieczne jest stosowanie co najmniej metody póładaptacyjnej. Wliteraturze można też znaleźć podział na SCO statyczne(tradycyjne) i dynamiczne (czyli pół-adaptacyjne iadaptacyjne). W przypadku dostosowania wielkości odciążenia dorzeczywistego stanu obciążenia stosowane jest pojęcieinteligentnego SCO. Godny zauważenia jest fakt, że ENSO-E niewiele czyni w zakresie dostosowania SCO do zmieniających sięwarunków systemowych. Nadal określa tylko graniczne wartości

progów pobudzenia stopni SCO i zaleca aby było ich 5. Natomiastpraktyka nastawiania SCO w Europie jest przeróżna i to zarównow aspekcie wielkości odciążania, progów działania i ich liczby.Inaczej ma się sprawa w przypadku USA, Kanady Australi, NowejZelandii itd. We wszystkich tych krajach przede wszystkimrygorystycznie wymaga się jak najkrótszego czasu działania(całkowity nie przekracza 200 ms), oraz stosowania systemówpół-adaptacyjnych z wysoko nastawianymi progami działania.Standardy stosowane przez te kraje nakazuję stosowanie układówpóładaptacyjnych lub adaptacyjnych i w tym samym standardziezawierają wymagania dla zabezpieczeń pod-częstotliwościowychjednostek wytwórczych, celem skoordynowania ich z SCO.Pozwoliło to m.in. na wyraźnie zmniejszenie sumarycznegoodciążania z 50% do 30%. Należy się spodziewać, że przy dalszym rozwoju OZE/GR wpołączonych systemach europejskich ENTSO-E postawi wymaganie,aby OZE jednak wprowadzały pewną inercję do sieci.Wpływ OZE/GR na stabilność napięciową.Jednym ze skutków zmienności generacji farm wiatrowych, która zależy od siły wiatru, jest potrzeba elastycznej kompensacji mocy biernej - szczególnie w sieci 110 kV. Związane jest to z faktem, że główne obszary wysycone FW są zwykle odległe od centów odbiorczych. Pociąga to za sobą konieczność przesyłu znacznych wielkości mocy z tych FW (przyłączonych głównie do sieci 110 kV), w kierunku sieci przesyłowej NN, co może być przyczyną zarówno lokalnych deficytów mocy biernej jak też przyczyną utraty równowagi napięciowej. Należy pamiętać, że problem równowagi napięciowej dotyczy centrów odbiorczych zasilanych z elektrycznie odległych źródeł mocy. Przeważnie spotykane w literaturze stwierdzenia o pozytywnym wpływie FW nastabilność napięciową odnoszą się wyłącznie do oddziaływania lokalnego. Autorzy takiego poglądu analizują zwykle przyłączenie FW do węzła odbiorczego. Jak widać na poniższym przykładzie w takiej sytuacji źródło OZE można traktować jako „ujemny odbiór” (ponieważ zwykle nie wpływa ono na zmianę mocy zwarciowej). Równocześnie jeśli źródło to ma możliwość generacji mocy biernej, to może być też traktowane jako

dodatkowe źródło kompensacji mocy biernej w rozpatrywanym węźle.

Rys 4. Przyłączenie FW do węzła odbiorczegoPozytywny wpływ na poprawę warunków stabilności napięciowej można prześledzić na poniższym przykładzie krzywych PV.

Rys 5. Wzrost zapasu stabilności przy załączeniu w węźle odbiorczym FW.Jak widać na rysunku, w generacja z FW częściowo pokrywa obciążenie, zatem wypadkowe obciążenie, pobierane z sieci, odnoszone do niezmienionej mocy zwarciowej adekwatnie maleje. Punkt pracy odsuwa się od punktu krytycznego. Jeśli dodatkowo FW generuje moc bierną, to punkt krytyczny ulega dalszemu oddaleniu od punktu pracy. Inaczej jest, jeśli źródła mocy OZE mają stopniowo stanowić alternatywę dla źródeł konwencjonalnych. W takiej sytuacji, problem należy analizować podobnie jak przy analizowaniu

równowagi napięciowej odnośnie zasilania odległych obszarów odbiorczych. W takim przypadku zastąpienie konwencjonalnych źródeł mocy przez OZE powoduje pogorszenie warunków stabilnościna co głównie będzie wpływał fakt znacznego zmniejszenie się mocy zwarciowej. w odniesieniu do tej, która występuje przy zasilaniu z konwencjonalnych źródeł. Zjawisko te łatwo prześledzić na podstawie typowej „krzywych nosowych - PV”, czyli U=f(P) dla hipotetycznego węzła odbiorczego. Dla ilustracji zjawiska przykładowo można założyć, że dane centrum odbiorcze zasilane jest mocą P=500 MW

w pierwszym przypadku „A”, ze źródeł konwencjonalnych np.przy mocy zwarcia Szw = 5 GVA, (p. A na krzywej nosowej)

zaś w drugim przypadku, cześć tradycyjnych jednostekwytwórczych zostaje zastąpiona źródłami OZE (np. FW iPVPP), co powoduje, że moc zwarcia maleje np. do ok. 1,5GVA (punkt pracy przemieszcza się na krzywej PV do p. B).

w przypadku B1 zmianie źródeł zasilania (jak w B)towarzyszy wzrost poboru mocy biernej, co powoduje wzrosttgφ do wartości 0,2

Rys.6. Centrum odbiorcze zasilane głównie z elektrowni konwencjonalnych (przykład A)Jeśli zgodnie z wizją rozwoju OZEi GR zastąpią one częściowo konwencjonalne źródła mocy, to pokrycie tego samego poboru mocyjak w przykładzie A, trzeba będzie zastąpić szeregiem źródeł OZE np. jak na poniższym schemacie (przykład B).

Rys 7. Centrum odbiorcze zasilane głównie z OZE/GR i instalacjiprosumenckich (przykład B)W takim przypadku (przykład B), na pogorszenie warunków stabilności będzie głównie wpływał fakt znacznego zmniejszenie się mocy zwarciowej. w odniesieniu do tej, która występuje przyzasilaniu z konwencjonalnych źródeł (przykład A).

Rys. 8. Przykład ilustrujący zastąpienie konwencjonalnych j.w. zasilających odległe „centrum odbiorcze” źródłami OZE i prosumenckimi.Zjawisko te łatwo prześledzić na podstawie typowej „krzywych nosowych - PV”, czyli U=f(P) dla hipotetycznego węzła odbiorczego. Dla ilustracji zjawiska przyjęto, że dane centrum odbiorcze zasilane jest tą samą mocą P=500 MW. W efekcie zmniejszenia się mocy zwarciowej maleje zapas bezpieczeństwa i punkt pracy obszaru odbiorczego znajduje się w pobliżu punku krytycznego na krzywej PV. W tej sytuacji zaledwie niewielki wzrost obciążenia lub zmniejszenia mocy zwarciowej, albo poboru mocy biernej może spowodować utratę równowagi napięciowej.Problem może się dodatkowo pogłębić przez wzrost poboru mocybiernej w obszarze zasilającym powodowany np. silnymobciążeniem linii 110 kV. Należy pamiętać, że moc naturalnalinii przesyłowej 110 kV jest rzędu 30 MVA. Zatem przy przesyledanymi liniami 110 kV mocy większej od mocy naturalnej linie teprzechodzą w charakter indukcyjny. Jeśli więc w danym obszarzewystąpi szereg rozproszonych elektrowni wiatrowych, to przysprzyjających warunkach atmosferycznych, pracując pełną mocą,spowodują one wzrost strat mocy biernej i koniecznośćkompensacji pojemnościowej tej sieci 110 kV. Zmienność warunkówatmosferycznych a za tym i poziomu generacji, przy równoczesnymbilansowaniu się instalacji prosumenckich i GR w sieciach SN inN, może niekiedy powodować sytuację odwrotną. W skrajnychwarunkach sieć 110 kV będzie w danym obszarze nieobciążona, awiec konieczna będzie kompensacja indukcyjna. Dlatego w wieluobszarach sieciowych o dużym wysyceniu farmami wiatrowymistosowane są układy SVC (statyczne kompensatory mocy biernej dopoprawy jakości energii).Wpływ GR na pracę sieci rozdzielczejZnaczne różnice w projektach sieci rozdzielczych SN utrudniają standaryzację wymagań w stosunku do instalacji GR/OZE; każdy system rozdzielczy będzie miał swoje własne wymagania i ograniczenia oparte na swojej indywidualnej specyfice. Niezależnie od zróżnicowania wszystkie sieci rozdzielcze mają

strukturę promieniową. System radialny będzie zasilał odbiory wsposób hierarchiczny; z pojedynczego punktu zasilającego, więc zarówno moc zasilająca jak i zwarciowa płynie w jednym kierunkudo odbiorów, co znacznie upraszcza zadania układów zabezpieczeń.

Rozpływy mocyW większości przypadków zastosowań GR/prosumencka powoduje zmniejszenie obciążenia sieci w której występuje. Generalnie słuszny jest wniosek, że nie występuje zagrożenie przekroczeniaobciążalności sieci SN przez GR o ile obciążalność długotrwała minimalna odcinka sieci pomiędzy źródłem a GPZ-tem jest większa od maksymalnego prądu wprowadzanego do sieci przez te źródła GR/prosumenckiej.

Problemy z układami zabezpieczeńW układach promieniowych punkt zasilający zazwyczaj ma dwa odpływy każdy wyposażony w wyłączniki i proste zabezpieczenia. Każdy odpływ zasila w dół szereg odbiorów i zawiera dodatkowe zabezpieczenia jak reklozery, bezpieczniki, odłączniki, wyłączniki itp. Na końcach odpływów zainstalowane są łączniki NO, do łączenia końców odpływów w warunkach uraty zasilania jednego z nich. Układy zabezpieczeń systemu rozdzielczego usieciowanego są znaczniej skomplikowane, ponieważ w układzie takim moc płynie dwu-kierunkowo. Jeśli wystąpi zwarcie na jednym z opływów, to przy zainstalowanych źródłach GR prąd zwarciowy popłynie zarówno od punktu zasilającego (rozdzielni) jak i od źródła mocy zainstalowanego w odpływie. Miejsce wystąpienia zwarcia musi być więc odłączone z obydwu stron. Ponadto może wystąpić zwarcie na szynach nN, a więc celem zapewnienia selektywności zabezpieczenia muszą być skoordynowane. Obecna koordynacja, przy przepływie jednokierunkowym jest w miare prostaDodatkowy problem to fałszowanie pomiaru zabezpieczeń przez „podparcia prądowe” od źródeł występujących między punktem zainstalowania zabezpieczenia a punktem wystąpienia zwarcia. Te i szereg innych problemów powoduje, że unika się zbytniego wysycenia danej sieci rozdzielczej w źródła GR i prosumenckie, gdyż koszty związane z dostosowaniem sieci nie uzasadniają inwestycji. Ogólnie, aby sprostać problemom związanym z

instalowaniem GR/prosumenckiej w sieci rozdzielczej należy uwzględnić:

Zabezpieczenia musza uwzględniać równoległą prace źródeł zasilania przedsiębiorstw energetycznych i GR/prosumenckiej,

Zabezpieczenie układu przed prądami zwarciowymi i przepięciami dorywczymi i trwałymi generowanymi przez GR/prosumencką,

Zabezpieczenie DG/prosumenckiej przed zagrozeniami które mogą być generowane podczas jakiegokolwiek zakłócenia następującego w systemie takimi jak np. SPZ z re-closerów ponieważ to może wyrządzać szkodę zależnie od typu generatora użytego przez GR/prosumencką.

Cechy sieci w miejscu wzajemne połączenia z GR/prosumencką. Rozpatrywanie zdolności przekazywania mocyw dowolnym momencie i typ wzajemnego połączenia.Wpływ GR/prosumenckiej na regulacje napięcia

W promieniowej sieci rozdzielczej regulacja napięcia odbywa sięprzy użyciu przełącznika zaczepów transformatora w stacji rozdzielczej zasilającego tą sieć. Dodatkowo na odpływach bywają stosowane baterie kondensatorów i dławiki kompensacyjne.Przyłączenie źródeł DG/prosumenckich może powodować zmianę w profilu napięcia wzdłuż odpływu skutkując w zmianach wielkości i kierunku przepływu mocy biernej. Instalowanie DG wzdłuż magistrali może powodować przepięcia trwałe powodowane wprowadzaniem zbyt dużej mocy bierne i/czynnej. W normalnych warunkach pracy w sieci bez GR, napiecie na końcu odpływu jest zawsze niższe niż w punkcie zasilania, a i napięcie wtórne transformatora jest niższe od pierwotnego. Przyłączenie DG/prosumentów w odpływach możespowodowac podbicie napięcia po stronie wtórnej transformatora jak i przepływ mocy przez transformator w kierunku przeciwnym. Napiecie po stronie pierwotnej może być niższe od napięcia strony odbiorczej. Przy instalowaniu relatywnie małych jednostek GR (<10MW) wpływ ten jest pomijalny. Wraz ze wzrostem generacji rozproszonej do wartości krytycznej konieczne jest prowadzenie analizy regulacji napięcia a czasem zainstalowanie ARST.

Gro generacji OZE (GW i PVPP) przyłączane jest do sieci z zastosowaniem inwerterów. Mogą one być źródłem wyższych harmonicznych w szczególności w stanach przejściowych.

Wpływ GR/prosumenckiej na stratyJednym z podstawowych wpływów GR/prosumenckiej jest zmiana strat w odpływie. Zachodzi tu pewne podobieństwo do wpływu zainstalowania baterii kondensatorów tyle, GR może być zarówno źródłem mocy czynnej jak i biernej. Najkorzystniej byłoby lokalizować nowe źródła GR na bazie wyników analiz optymalizacyjnych, ale gro GR a z pewnością generacja prosumencka stanowi własność prywatną i OSD nie ma wpływu na lokalizację ich przyłączenia. Zwykle straty maleją o ile GR jest zainstalowana bliżej punktu odbiorczego. Sytuacja ulega zmianie, gdy energia z GR zasila odległe centra odbiorcze i musi byś transformowana i przesyłana na znaczne odległości.

Wydzielenie sieci na wyspęWydzielenie na wyspę ma miejsce, gdy rozproszony generator (lubgrupa GR) kontynuuje zasilanie fragmentu sieci (wyspy) oddzielonej od reszty SEE. Praca wyspowa będzie miała miejsce tylko wtedy gdy generatory zasilające ją są samo-wzbudne i następuje zbilansowanie mocy w wydzielonej wyspie. Separacja może mieć miejsce w wyniku wyżej usytuowanego wyłącznika, bezpiecznika lub automatycznego łącznika sekcyjnego. W większości z przypadków nie jest to pożądane jako ponowne przyłączenie wydzielonej części staje się skomplikowane, szczególnie gdy stosowany jest SPZ. Ponadto OSD nie jest w stanie zapewnić jakość energii w wydzielonej wyspie (GR nie jest już nadzorowana przez zabezpieczenia przedsiębiorstwa energetycznego). Zwiększa to prawdopodobieństwo, że źródła GR/prosumenckie w takich warunkach mogą pracować poza dopuszczalnym zakresem napięciowym i częstotliwościowym, oraz że poziom prądów zwarciowych może być zbyt mały, aby zapewnić poprawne działanie zabezpieczeń nadprądowych. Tak więc jakość energii dostarczanej do odbiorców ulega pogorszeniu.

Detekcja pracy wyspowejObecnie metody czy techniki detekcji pracy wyspowej opierają się głównie na pomiarach parametrów wyjściowych GR i

podejmowana jest decyzja, czy parametry te świadczą o pracy wyspowej, czy nie. Generalnie te techniki detekcji można podzielić na dwie główne grupy: technika lokalna i technika zdalna. Technika lokalna jest dalej dzielona Ana aktywną i pasywną. Technika zdalna oparta jest na komunikacji między OSD i GR. Technika ta jest bardziej niezawodna niż lokalna, ale pociąga za sobą znaczne koszty. Metoda pasywna detekcji opiera się na ciągłym monitorowaniu zmian parametrów systemowych takich jak poziom mocy zwarciowej,przesunięcie fazowe i poziom mocy wyjściowej jako że przeważnieodłączeniu od systemu towarzyszą zmiany napięcia, częstotliwości i poziomu mocy wyjściowej. Metoda pasywna jest szybka i nie powoduje zakłóceń w pracy reszty sieci, ale wadą jej jest szereg martwych stref. Metoda aktywna wykrywa pracę wyspową nawet przy idealnym zbilansowaniu obciążenia z wytwarzaniem, co nie jest możliwe przy metodzie pasywnej. Aktywna metoda opiera się na ciągłej interakcji z systemem elektroenergetycznym poprzez wtrącanie małych zakłóceń. Przy połączeniu z systemem zakłócenia te są bez jakiegokolwiek wpływu na pracę sieci, natomiast przy wydzieleniu wyspy powodują wyraźną zmianę parametrów. Metoda ta jest znacznie droższa od pasywnej.

Literatura

[1]. G.Shahgholian, M.E.Salary, Effect of Load Shedding Strategy on

Interconnected Power Systems Stability When a Blackout Occurs”,

International Journal of Computer and Electrical Engineering, Vol.

4, No. 2, April 2012

[2]. A.Gjukaj, G.Kabashi, G.Pula, N.Avdiu, B.Prebreza, „Re-Design of Load

Shedding Schemes of the Kosovo Power System”, World Academy of

Science, Engineering and TechnologyVol:50 2011-02-23

[3]. Habou You, Vijal Virtal i inni, „An intelligent adaptive load

shedding scheme”, 14 PSCC, Sevilla, 24-28 June 2002,

[4]. A.Klimpel, „Odciążanie jako ostateczny środek obrony KSE”,

Konferencja „Blackout w KSE”, Poznań czerwiec 2012

[5]. A. A. Mohd Zin,H. Mohd Hafcz, W. K. Wong, „Static and Dynamic Under-

frequency Load Shedding: a Comparison”, 2004 Intematlonal Conference

on Power System Technology - POWERCON 2004, Singapore, 27-24

November 2004

[6]. A.Klimpel, M.Głaz, “Działanie automatyki odciążającej w warunkach

wystąpienia awarii” Konferencja KAE, Bielsko Biala 2007 r.

[7]. David J. Finlay, John Horak, „Load shedding for utility and

industrial power system reliability” IEEE Conference, Colorado 2005.

[8]. H.Seyedi, M.Sanaye-Pasand, “Design of New Load Shedding Special

Protection Schemes for a Double Area Power System”, American Journal

of Applied Sciences 6 (2); 317-327, 2009.

[9]. Zbiorowa, “Intelligent Load Shedding Ned for a Fast and Optimal

Solution”, IEEE, PCIC, Europe 2005,

[10]. Zbiorowa, “An Intelligent Adaptive Load Shedding Scheme”,

14th PSCC, Sevilla, 24-28 June 2002,

[11]. A.Klimpel, A. Dziuba. „Aktualizacja wymagań techniczno -

organizacyjnych dla opracowania planów obrony KSE w zakresie

automatycznego odciążania KSE w stanach awaryjnych” EPC SA. Warszawa

2004/2006 r. (Praca zamówiona przez PSE-Operator S.A.)

[12]. Lubośny Z., Szczerba Z., Zajczyk R. „Działanie automatyki SCO

na obszarze wydzielonej wyspy po utracie powiązania z systemem

elektroenergetycznym. Konferencja JASE” .Wrocław, 11 - 15

października 1999 r.

[13]. A.Klimpel, „Niektóre problemy wpływu generacji rozproszonej i

odnawialnej na pracę sieci”, Seminarium Komitetu Automatyki

Elektroenergetycznej SEP „Wpływ źródeł odnawialnych na pracę

Krajowego Systemu Elektroenergetycznego”, Krokowa, 27-29 maja 2009,

[14]. Jan Machowski. „Charakterystyki wytwarzania i odbioru jako

czynnik decydujący o odchyleniach częstotliwości”. Instytut

Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej

[15]. A. Klimpel, W.Lubicki, “Infrastruktury krytyczne w

elektroenergetyce”, Śląskie Wiadomości Elektrotechniczne, nr5/2009.

[16]. General Electric Company, “Load Shedding, Load Restoration and

Generator Protection Using Solid-state and Electromechanical

Underfrequency Relays”, Philadelphia

[17]. A.Klimpel, A. Dziuba. „Studium badawcze możliwości zastosowania

kryterium napięciowego przy uwzględnieniu działania automatyki SCO w

planach obrony KSE”, EPC SA. Warszawa 2006/2008 r. (Praca zamówiona

przez PSE-Operator S.A.)

[18]. Praca zbiorowa. „Generacja rozproszona w nowoczesnej polityce

energetycznej (wybrane problemy i wyzwania)”, NFOŚiGW, Warszawa,

2013 r