Acta Energetica Power Engineering Quarterly 3/12 (September 2012)

YEAR 43/12 (2012) ISSN 2300-3022

OK.indd 1 2013-05-09 00:21:37

Publisher ENERGA SA

Patronage Politechnika Gdańska ENERGA SA

Academic Consultants Janusz Białek | Mieczysław Brdyś | Mirosław Czapiewski | Antoni Dmowski Michał Dudziak | Istvan Erlich | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko Tadeusz Kaczorek | Marian Kazimierowski| Jan Kiciński | Kwang Y. Lee Zbigniew Lubośny | Jan Machowski | Jan Majewski | Om Malik Jovica Milanovic | Jan Popczyk | Zbigniew Szczerba | Marcin Szpak

G. Kumar Venayagamoorthy | Jacek Wańkowicz

Reviewers Stanisław Czapp | Andrzej Graczyk | Piotr Kacejko | Jan KicińskiZbigniew Lubośny | Jan Machowski | Józef Paska | Jan Popczyk Desire Dauphin Rasolomampionona | Sylwester Robak | Marian Sobierajski Paweł Sowa | Zbigniew Szczerba | Artur Wilczyński

Editor-in-Chief Zbigniew Lubośny

Vice Editor-in-Chief Rafał Hyrzyński

Copy Editors Katarzyna Żelazek | Bernard Jackson

Topic Editors Michał Karcz | Jacek Klucznik | Marcin Lemański | Paweł Szawłowski

Statistical Editor Sebastian Nojek

Editorial assistant Jakub Skonieczny

Proofreading Mirosław Wójcik

Graphic design and Typesetting Art Design Maciej Blachowski

Translation Skrivanek Sp. z o.o.

Print Grafix Centrum Poligrafii

Dispatch preparation ENERGA Obsługa i Sprzedaż Sp. z o.o.

Editorial Staff Office Acta Energetica al. Grunwaldzka 472, 80-309 Gdańsk, POLAND tel.: +48 58 77 88 466, fax: +48 58 77 88 399 e-mail: [email protected] www.actaenergetica.org

Electronic Media Anna Fibak (Copy Editor) Paweł Banaszak (Technical Editor)

Information aboutthe oryginal version

Information for authors published on the website: www.actaenergetica.org

Electronic edition of Acta Energetica is the original version of the journal, original version available on the website www.actaenergetica.orgThe journal is also available in hard copy.The journal is indexed in Polish Technical Journal Contents BazTech http://baztech.icm.edu.pl

OK.indd 2 2013-05-09 00:21:57

1

Epoka kamienia łupanego nie zakończyła się z powodu braku materiału. Można się spodziewać, że epoka węgla jako źródła energii również się zakończy, zanim wyczerpane zostaną jego zasoby. Wskazywać na to może tempo i obecny poziom rozwoju tzw. odnawialnych źródeł energii. Można (należy) tu mówić nawet o swego rodzaju boomie w elektroenergetyce. Oprócz rozwoju źródeł energii w fazę imple-mentacji zaczynają wchodzić tzw. sieci inteligentne, a w tym tzw. strefa HAN (ang. Home Area Network), a także samochody elektryczne jako element strefy HAN i równocześnie potencjalnie jako zasobniki energii. Wzajemne zazębianie się różnych technologii i rozwiązań technicznych jest ogromne. Dotykając – w sensie badań – rozważań dotyczących jednego, nie sposób nie otrzeć się o inne. Dlatego też publikacje w tej dziedzinie są tak, w sensie tematyki, różno-rodne. Niniejszy numer Acta Energetica jest tego przykładem. W numerze tym prezentujemy również prace młodych naukowców (zdobywców stypendiów ufundowanych przez Spółkę ENERGA SA) oraz laureatów konkursu „Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050”, organizowanego również przez Spółkę ENERGA SA.

Zapraszam do lektury.

prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośnyredaktor naczelny Acta Energetica

Od redaktora naczelnego

From the Chief Editor

The Stone Age did not end due to lack of material. It can be expected that the era of coal as an energy source will also end well before its resources are exhausted. So may the pace and present level of development of so-called renewable energy sources. It can (should) even be perceived as a sort of boom in the power sector. In addition to the energy sources development, increasingly entering the phase of implementation are so-called smart grids, including the HAN (Home Area Network), as well as electric cars as part of the HAN zone, and at the same time as potential energy storage. Mutual interlocking of diff erent technologies and engineering solutions is huge. Touching upon one of them – in terms of research – you inevitably become acquainted with others. That is why publications in this fi eld address so diff erentiated subjects. This issue of Acta Energetica is an example. In this issue we present also works of young scientists (winners of scholarships sponsored by ENERGA SA Company) and winners of the ”Electricical energy in the future. A vision of 2050”, also organised by ENERGA SA.

Enjoy reading!

Zbigniew LubośnyChief Editor of Acta Energetica

2

Table of contents

SMART MV/LV DISTRIBUTION TRANSFORMER FOR SMART GRID WITH ACTIVE PROSUMER PARTICIPATIONMarek Adamowicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

APPLICATION OF MARKAL MODEL TO OPTIMISATION OF ELECTRICITY GENERATION STRUCTURE IN POLAND IN THE LONG-TERM TIME HORIZONPART I – CONCEPT OF THE MODELMarcin Jaskólski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

INFLUENCE OF OPERATION OF NATIONAL EXPERIMENTAL NUCLEAR REACTOR ON NATURAL ENVIRONMENT Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak, Marcin Jaskólski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

EXPEDIENCE OF USING REACTIVE POWER SOURCES INSTALLED IN AN MV GRID FOR V AND Q CONTROLRobert Małkowski, Zbigniew Szczerba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

THE USE OF DISTRIBUTED SOURCES INSTALLED IN AN MV NETWORK FOR V AND Q CONTROL – STEADY STATE OPERATIONRobert Małkowski, Artur Zbroński . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

WAMS – BASED CONTROL OF PHASE ANGLE REGULATOR INSTALLED IN TIE-LINES OF INTERCONNECTED POWER SYSTEMŁukasz Nogal, Jan Machowski . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

IDENTIFICATION AND NON-INTEGER ORDER MODELLING OF SYNCHRONOUS MACHINES OPERATING AS GENERATORSzymon Racewicz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

ELECTRICAL ENERGY IN THE FUTURE. A VISION OF 2050Sławomir Królikowski, Błażej Walczak, Adrian Wójcik, tutor: Andrzej Aftański . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85

3

Spis treści

INTELIGENTNY TRANSFORMATOR DYSTRYBUCYJNY SN/nn DLA SIECI SMART GRID O AKTYWNYM UDZIALE PROSUMENTÓWMarek Adamowicz .................................................................................................................................................................................................................10

ZASTOSOWANIE MODELU MARKAL DO OPTYMALIZACJI STRUKTURY WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE W DŁUGOTERMINOWYM HORYZONCIE CZASOWYMCZĘŚĆ I – KONCEPCJA MODELUMarcin Jaskólski .....................................................................................................................................................................................................................21

WPŁYW PRACY DOŚWIADCZALNEGO REAKTORA JĄDROWEGO NA KRAJOWE ŚRODOWISKO NATURALNEAgnieszka Kaczmarek-Kacprzak, Marcin Jaskólski .........................................................................................................................................................32

CELOWOŚĆ WYKORZYSTANIA ŹRÓDEŁ MOCY BIERNEJ ZAINSTALOWANYCH W SIECI SN DO REGULACJI U I QRobert Małkowski, Zbigniew Szczerba ..............................................................................................................................................................................41

WYKORZYSTANIE ŹRÓDEŁ ROZPROSZONYCH ZAINSTALOWANYCH W SIECI SN DO CELÓW REGULACJI U I Q – PRACA W STANIE USTALONYMRobert Małkowski, Artur Zbroński ....................................................................................................................................................................................53

STEROWANIE REGULATORÓW KĄTA PRZESUNIĘCIA FAZOWEGO ZAINSTALOWANYCH W LINIACH MIĘDZYSYSTEMOWYCH ZA POMOCĄ SYGNAŁÓW WAMSŁukasz Nogal, Jan Machowski .............................................................................................................................................................................................68 IDENTYFIKACJA I MODELOWANIE RZĘDU NIECAŁKOWITEGO MASZYN SYNCHRONICZNYCH PRACUJĄCYCH JAKO GENERATORSzymon Racewicz ..................................................................................................................................................................................................................81

ENERGIA ELEKTRYCZNA W PRZYSZŁOŚCI. WIZJA ROKU 2050Sławomir Królikowski, Błażej Walczak, Adrian Wójcik, opiekun: Andrzej Aftański ................................................................................................94

4

Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation

AuthorMarek Adamowicz

Keywords Smart Grid, distribution transformer, power electronics

AbstractWith the development of distribution networks and their gradual transformation into intelligent Smart Grid type networks the relevance and share of controlled power converter systems used as interfaces between energy sources and the grid, and between grid and the recipients, will grow. This paper elaborates on the concept of replacing conventional 50 Hz distribution transformers with intelligent distribution transformers. A solution of a three-stage smart distribution transformer of modular design is proposed, oriented to connecting prosumers as active recipients of electricity with enhanced requ-irements, and owners of small renewable energy systems (RES). Two active stages: AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side provide the ability to compensate reactive power and shape voltage parameters. The simulation results presented here confi rm that the smart transformer’s intermediate stage, through the use of isolated DC-DC converters with high-speed semiconductor devices, provides the ability to quickly adjust the power fl ow between the primary and secondary sides.

1. IntroductionIn the coming years distribution grids will be subject to upgrades to improve power supply’s reliability and effi ciency, and to allow greater consumer involvement in its generation and more eff ec-tive use. One of the most important European Union policy objectives for 2020 in this respect is to convert the existing distri-bution grids to Smart Grids [1, 2] that integrate the behaviours and actions of all users connected to them. Among the long-term challenges associated with the objective, the following deserve particular mention: local energy management, full integration of Smart Grids with distributed generation sources, integration with RES and central power plants, and intensifi cation of the distributed generation connected close to end users. The need to deploy new technologies in distribution grids is related not only with the progressive increase in the number and powers of connected RES units, but also with the expected gradual increase in the number of electric car charging stations. In the latter case, particular attention should be paid to proposals of multi-vehicle quick charging stations, which due to their high power inputs might be connected to medium voltage (MV) grids. With new legislative solutions supporting the RES development, it can be expected that more and more energy consumers will decide to adopt a proactive attitude of prosumers generating electricity in small domestic plants. Also expected is an increased number of RES systems integrated with intelligent buildings. Distribution grid development strategies, such as those

implemented in the U.S. [3] and Germany [4], assume that in addition to the participation in power generation, prosumers will actively participate in the management of peak load in the system, making available electricity storage in their electric vehicles as part of the so-called vehicle-to-grid (V2G) infrastruc-ture. In Denmark the V2G infrastructure development is closely related to further development of wind power, as exemplifi ed by the E.D.I.S.O.N. pilot project implemented on the island of Bornholm [5, 6]. The E.D.I.S.O.N. project is meant to demon-strate in a separate 10 kV grid supplied from RES the feasibility of smooth interaction of the energy and transport sectors, in the framework of V2G infrastructure with the maximum total peak load of 25 MW. Work towards the transformation of distribution grids in Smart Grid are already in progress also in Poland, e.g. in the Pomeranian region [7].In Smart Grids, RES and V2G systems can be new elements of the voltage and reactive power control systems, which requires changes in the technologies of the existing power equipment. With the Smart Grids development the relevance and share of controlled power converter systems used as interfaces between energy sources and the grid, and between grid and the reci-pients, will grow. High-tech power electronic devices must be used, among other applications, in electric vehicle fast charging stations and in intelligent buildings. This relates to many new challenges for power electronic equipment manufacturers [8]. Among the concepts of using modern power electronic systems

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 4–9

5

in Smart Grid mentioned in the literature, the concept of repla-cing conventional 50 Hz distribution transformers with smart distribution transformers deserves special attention [9]. Smart MV/LV distribution transformers are characterised by a compact three-stage design, including: • input stage in the form of controlled power electronic AC-DC

converter on the MV side,• intermediate stage in the form of DC-DC converter with

isolation implemented at high frequency in the range of 20 kHz... 50 kHz

• output stage in the form of controlled power electronic DC-AC converter on the LV side.

A smart distribution transformer of modular design consists of a voltage-specifi c number of serially connected basic low-voltage functional modules called Power Electronics Building Blocks [10], which can be built of commercially available high-speed semiconductor power devices: transistors and diodes with bloc-king voltages 1.2 kV or 1.7 kV. A generic diagram of the AC-DC/DC-AC power electronics building block with galvanic isolation of the primary and secondary sides, which enables bi-directional energy fl ow and voltage adjustment, is shown in fi g. 1.

Another smart transformer design consists in single-phase AC-DC/DC power electronics building block in series on the MV and in parallel on the LV side, that jointly provide a DC circuit on the LV side. Then energy on the LV side is converted by one or more parallel three-phase DC-AC systems with appropriate input power and circuitry. In fi g. 2 a concept is shown of a three-stage smart distribution transformer design, made up of a series of single-phase AC-DC/DC modules, and a three-phase four-wire DC-AC inverter on the LV side.

Active stages: AC-DC on the MV side and DC-AC on the LV side provide the ability to compensate reactive power and shape voltage parameters. Due to its controlled converter systems, a smart distribution transformer can thus be used as the basic actuator in the process of active and reactive power control in distributed generation systems, off ering new properties and features [11–15], unprecedented in conventional MV/LV distribu-tion transformers, such as:• smooth control of supply voltage parameters• capacity of reactive power compensation• smooth control of power fl ow• balancing of connected systems• increased resistance to the presence of harmonics in power

grid• capacity of self-regulation in the case of power infl ow from

connected distributed generation sources. In addition, with a buff er battery as built-in energy storage, a smart distribution transformer can be directly used, for instance, in fast EV charging systems connected to a MV grid [16], enabling seamless management of demand for power at the point of charging. Operating frequency of the semiconductor devices in a smart transformer’s diff erent AC-DC and DC-AC stages in the order of kHz or tens of kHz allows reducing the size and cost of the passive sinusoidal fi lters required on the MV and LV sides. Raising the operating frequency of the DC-DC intermediate stage transistors and diodes allows, in turn, signifi cant reduction in the size of the transformer magnetic circuits used in the smart transformer design, compared with the sizes of conventional 50 Hz transfor-mers. Off the shelf availability of semiconductor devices with blocking voltages 1.2 kV or 1.7 kV, including silicon carbide (SiC) high-speed anti-parallel diodes [10], allows reducing the swit-ching losses in individual modules, and achieving a satisfactory smart distribution transformer performance. It should be noted that fast transistors and diodes, including those of new semiconductor material silicon carbide, for higher blocking voltages in the range of 10 kV [17] and frequencies of tens of kHz, are currently at the development stage of laboratory prototypes. It can be expected that their further development by 2020 will enable designing power electronic devices for an MV grid in a similar way as power electronic converters are now desi-gned for LV grids. Diff erent topologies of basic functional modules can be found in the literature, as well as diff erent concepts of combining them in the systems of smart MV/LV distribution transformers [9–18]. From a technical point of view, the deployment of smart distri-bution transformers using currently available high-speed diodes and transistors in MV grids of lowered voltage (3 to 4 kV) is justi-fi ed, especially in separated pilot systems with RES, MV drives with energy recuperations or vehicle charging stations. The spectrum of processes resulting from changes in the distribu-tion transformer technology, as well as the expected benefi ts, are so broad that in the coming years they should be verifi ed in separate systems with known parameters, allowing unam-biguous assessment of aspects such as reliability, functionality and effi ciency. An example may be the pilot system with a smart

Fig. 1. AC-DC/DC-AC power electronics building block for the application in series per phase on the MV side, and in parallel per phase on the LV side

Fig. 2. Concept of three-stage design of smart distribution transformer with modular structure of AC-DC and DC-DC stages and a three-phase DC-AC inverter on the LV side


6

3.3 kV/0.41 kV 300 kVA distribution transformer [18] implemented by ABB and Areva at the University of Nottingham as part of the UNIFLEX project.With the concept of combining functional modules in the struc-ture of a smart transformer, as shown in fi g. 2, to the voltage reduced to 3 to 4 kV corresponds the number of three cascaded LV converter modules per phase, which at this stage allows evaluating the device functionality, control dynamics, and suita-bility for the grid operator with a view to distribution grid code requirements. Only a positive evaluation of the functionality and usability of selected smart transformer topologies in separated lowered voltage grids will substantiate the deployment of full--size devices in 15 kV distribution grids.

2. Smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer modelFig. 3 presents a diagram of a model of a three-phase smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer with 180 kVA rated power and three-stage modular design. The AC-DC input stage on the MV side is a three-phase seven-tier voltage inverter with modular design, which in each phase consists of three connected 20 kVA bridge inverters (H-bridge transistors). Each bridge inverter can generate a three-tier AC voltage component on the MV side. During the smart distribution transformer’s operation, the capa-citors in DC intermediate circuits of each input stage bridge inverter are charged to the same voltage, in accordance with a specifi c control algorithm.AC-DC bridge converters in each module are connected with DC-DC DAB – Dual Active Bridge, providing two-way fl ow of energy. The number of high frequency transformers of the three-phase n-tier converter made up of cascade interconnected H bridges may be determined by relation (3(n-1)/2). Secondary sides of all DC-DC converters are connected in parallel to form a common

intermediate DC circuit on the low voltage side. Owing to the 1.5:1 pulse transformer voltage ratios, the blocking voltages of the semiconductor devices used in the DC-DC converters on the LV side may be smaller than on the MV side. Basic parameters of the smart distribution transformer model shown in fi g. 3 are presented in tab. 1.The LV output stage of the smart distribution transformer shown in fi g. 3, consists of two three-phase four-leg 90 kVA grid converters. The output stage enables the power supply of end-users and prosumers involved in power generation, three-phase and single-phase alike. Compared to the three-leg inverter with split DC capacitor also providing four-wire power supply, the four-leg inverter delivers twice the voltage between phase and neutral of the three-leg inverter, providing better capabilities of neutral conductor current compensation. The use of two DC-AC inverters connected in parallel on the one hand allows obtaining the required power using commercially available highly effi cient 1200 V, 225 A IGBT transistor modules, and on the other hand provides redundancy in the case of failure of one of the inverters. By using the LCL output fi lter and predictive control methods known from the literature [19], the smart transformer’s DC-AC output stage is able to ensure high quality AC voltage parameters. As shown in fi g. 3, both the output stage’s three-phase four-leg DC-AC inverters can use a common LCL fi lter [20].Currently applied methods of three-phase four-leg DC-AC inverter control [19] can ensure fl exibility of users’ power supply and the ability to generate asymmetrical voltages in individual phases, which, among other benefi ts, allows for:• symmetrisation of DC-AC output stage currents• correction of voltage asymmetry on the LV side• control of AC voltage positive component without asymmetry

correction

Fig. 3. Diagram of smart 3.3 kV/0.4 kV distribution transformer with three-stage design and 1.5:1 voltage ratio


7

• elimination of AC voltage negative component resulting from voltage dip.

Modern three-phase four-leg DC-AC grid inverters are able to fl exibly cope with most problems of voltage and current asym-metry. The properties of four-leg inverters have not so far been fully used in distributed generation and RES systems in the way in which this can be achieved in a smart distribution transformer.

3. Analysis of high frequency isolated DC-DC converterDC-DC converter with two converter bridges and a high-frequ-ency transformer (dual active bridge) is the key element of a smart distribution transformer, providing galvanic isolation and enabling voltage transformation and bi-directional power fl ow control. One of the benefi ts of using high-frequency for voltage transformation is the ability to signifi cantly reduce the transfor-mer’s overall dimensions due to the use of modern magnetic materials for its construction, such as amorphous or nanocrystal-line cores with adequately high magnetic induction. Related with the use of modern magnetic cores is an increase in the transistor switching frequencies; in a smart transformer isolation stage it shifts the burden of its design towards accomplishment of the smallest possible switching losses in the DC-DC converter’s semiconductor devices. Commercially available silicon carbide (SiC) semiconductor diodes with bloc-king voltages 1.2 kV and 1.7 kV are characterized by a many times smaller transition charge at switching than ultrafast silicon diodes. Their use and the use of modern methods of so-called ZVS – zero voltage switching allows for isolated DC-DC converter effi ciencies above 95%.

A diagram of a dual active bridge DC-DC converter with 1.7 kV IGBT transistors on the MV side and 1.2 kV IGBT transistors on the LV side is shown in fi g. 4The task of the two converter bridges of the DC-DC converter (fi g. 4a) is the voltage modulation on both sides of the high--frequency transformer. The method of full-bridge isolated DC-DC converter control consists in shifting in time the rectangular control signals relative to each other (fi g. 4b) with the bridge converters transistors on the transformer’s primary and secondary sides. In the simplest control method, to a certain extent suffi cient to control the power transmitted between the converter bridges, both control signals have the same duty cycle D = 0.5. The transmitted power P is adjusted by controlling the phase angle between the control signal on the primary side and the signal of primary side bridge transistors control, according to the following formula:

(1)

where: U1, U2 – voltages on the DC side of the primary and secon-dary sides’ bridges, L – serially connected inductance for energy storage and reduction of the steepness of current changes in the transformer circuit, and f – switching frequency of the converter’s transistors. Fig. 5 shows results of the analysed converter’s simu-lation, using the method of shifting rectangular control signals with duty cycle d = 0.5.The power transmitted between the converter’s bridges is non--linearly dependent on the phase shift between the control

* at model overload capacity assumed at 130%

Number N of modules per

phase

Number of MV voltage levels

Power of a single MV module

DC voltage of a single MV

module

AC voltage of a single MV

module

Blocking voltage and transistor current* on AC

MV side

DC voltage of a single LV

module

Blocking voltage and DC-DC

converter trans-istor current* on

LV side

3 7 20 kVA 1.05 kV 635 V 1.7 kV; 100 A 0.7 kV 1.2 kV; 100 A

a) b)

Fig. 4. Dual active bridge DC-DC converter with IGBT transistors and silicon carbide (SiC) anti-parallel diodes (a); separation of IGBT transistors control signal (b)

a) b)

Fig. 5. Simulation waveforms of voltages uT1, uT2 and primary current iL at U1 = 1.05 kV, U2 = 0.7 kV and power P = 20 kW for case (a): fs = 30 kHz, L = 100 μH and case (b): fs = 20 kHz, L = 150 μH, in open system for the same phase shift


8

signals. For large values, any further change in the phase angle causes a small change in the DC-DC converter’s active power output, while it signifi cantly increases the power internally exchanged between DC capacitors of the primary and secondary sides in the transformer and inductor L, circuit, thus increasing the iL current amplitude. The maximum transmitted power is limited by inductance L and frequency f of the transistor swit-ching. The control step, i.e. the minimum phase angle change in the digital control system, depends on the control processor clock frequency and the step of control program execution. The power control rate depends on the actual phase angle . The bidirectional power fl ow can be high-rate controlled at low loads. More advanced isolated DC-DC converter control methods allow

power fl ow regulation, zero-voltage transistor switching (ZVS) over a wide range, and the operation at lower serial inductance L in the transformer circuit by using – in addition to shifting the control signals relative to each other – also independent adjust-ment of duty cycles D1 and D2 of the signals controlling both the DC-DC convertor’s bridges. [21]. Simulation waveforms using the method of dual modulation of control signal pulse width (Dual PWM) are shown in fi g. 6.Four modes of control of dual active bridge DC-DC converter with double control signal modulation can be distinguished [21]. Modulation angles of the primary side control signal, and of the secondary side control signal, may be equal or inde-pendently set. For the control mode, the waveforms of which are shown in fi g. 6, occurs [21]:

(2)

A control system of dual active bridge DC-DC converter with dual modulation of control signal pulse width is shown in fi g. 7.Fig. 8 presents simulation results of the transition state of the transformer’s secondary current after a step change in DC-DC converter power from 10 kW to 20 kW using dual modulation control.

As can be seen in fi g. 8, at serial inductance L = 50 μH, the transi-tion state at load change from 50% to the rated power lasts appro-ximately 300 μs. The transformer’s secondary current amplitude at rated load 75 A results from the transformer ratio 1.5:1.

4. SummaryThe three-stage smart distribution transformer solution with modular design presented in this paper is oriented to connec-ting prosumers as active recipients of electricity with enhanced requirements, and owners of small RES systems and distributed generation sources, providing the possibility of plug & play connection, known so far in computer technology. The smart transformer’s intermediate stage, through the use of isolated DC-DC converters with high-speed semiconductor devices, provides the ability to quickly adjust the power fl ow between the primary and secondary sides. Under the research grant “Smart MV/LV distribution transformer for Smart Grid with active prosumer participation”, conducted by the author at Gdańsk University of Technology in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering, and funded by ENERGA SA Group, theoretical analysis, simulation studies, and laboratory tests of a model of the AC-DC/DC-AC converter module, which is the basic functional unit of the proposed smart distribution transformer of a new generation, are currently in progress. In addition, within the project, methods of communi-cation between the modules, and between the master control system and user interface will be developed.

a) b)

Fig. 7. Control system of dual active bridge DC-DC converter with dual pulse width modulation [21] (a), separation of primary side bridge control signals (b)

a) b)

Fig. 6. Simulation waveforms of voltages uT1, uT2 and primary current iL at U1 = 1.05 kV, U2 = 0.7 kV, power P = 20 kW, fs = 30 kHz and serial inductance L = 50 μH (a); phase angle and angles , of primary and secondary side control signal modulation

Fig. 8. Transitional state after DC-DC converter power change from 10 kW to 20 kW: secondary transformer current and converter power output waveforms


9

REFERENCES

1. Jiyuan F., Borlase S., The evolution of distribution, IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, pp. 63–68.

2. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future. IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, pp. 52–62.

3. California Utility Vision And Roadmap For The Smart Grid Of 2020, EPRI Electric Power Research Institute, Final project report, [on-line]:

http://www.energy.ca.gov/2011publications/CEC-500-2011-034/CEC-500-2011-034.pdf.

4. The German Roadmap. E-Energy / Smart Grid. German Commission for Electrical, Electronic & Information Technologies of DIN and VDE.

5. EDISON Project Report, [on-line]: http://www.edison-net.dk/Dissemination/ Reports.aspx.

6. Xu Z. i in., Towards a Danish Power System with 50% Wind – Smart Grids Activities in Denmark, Proc. IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009, pp. 1–8.

7. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Smart Grids – selected objec-tives and directions of distribution system operator actions, Acta Energetica 2012, Issue 8, pp. 31–35.

8. Adamowicz M. i in., Sterowanie rozdziałem energii w układach przekształtnikowych pojazdów elektrycznych i źródeł odnawialnych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, Issue 4b, pp. 7–12.

9. Wang J., Huang A. Q., Sung W., Liu Y., Baliga B. J., Smart Grid Technologies. IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, pp. 16–23.

10. Adamowicz M., Krzemiński Z., Strzelecki R., Hybrid High-frequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, pp. 1–6.

11. Wang D. et al., Theory and application of a distribution electronic power transformer, Electric Power System Research 2009, Vol. 77, pp. 219–226.

12. Akagi H., Kitada R., Control and Design of a Modular Multilevel Cascade BTB System Using Bidirectional Isolated DC/DC Converters, IEEE Transactions On Power Electronics 2009, Vol. 26, No. 9, pp. 2457–2464.

13. Fan H., Li H., A High-Frequency Medium-Voltage DC-DC Converter for Future Electric Energy Delivery and Management Systems, Proc. 8th IEEE Conf. on Power Electronics – ECCE Asia, 2011, pp. 1031–1038.

14. Research on Voltage and Power Balance Control for Cascaded Modular Solid-State Transformer, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1154–1166.

15. Lu X. et al., Talk to Transformers: An Empirical Study of Device Communications for the FREEDM System, Proc. IEEE Smart Grid Communications (SmartGridComm), 2011, pp. 303–308.

16. Hõimoja H., Vasiladiotis M., Rufer A., Power interfaces and storage se-lection for an ultrafast EV charging station, Proc. IEEE Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, University of Bristol, UK, 27–29 March 2012.

17. Das M. K. i in., 10 kV, 120 A SiC Half H-Bridge Power MOSFET Modules Suitable for High Frequency, Medium Voltage Applications, Proc. IEEE Energy Conversion Congress and Exposition ECCE, 2011, pp. 2689–2692.

18. UNIFLEX PM, Advanced Power Convertors for Universal and Flexible Power Management in Future Electricity Networks, [on-line]: http://www.eee.nott.ac.uk /unifl ex/Project.htm.

19. Rodriguez J. i in., Predictive Current Control of a Three-Phase Four-Leg Inverter, Proc. 14th IEEE Power Electronics and Motion Control Conference (EPE/PEMC), 2010, pp. 106–110.

20. Wojciechowski D., High Power Grid Interfacing AC-DC PWM Converters with Power Conditioning Capabilities, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, pp. 1–6.

21. Jain A. K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verifi cation, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, pp. 1215–1227.

Publication of post-contest The paper was awarded fi rst prize in ENERGA SA’s competition for a research grant.

Marek Adamowicz

Gdańsk University of Technology

e-mail: [email protected]

An assistant professor in the Department of Mechatronics and High Voltage Engineering of Gdańsk University of Technology. Former manager of the LIDER project on

AC/AC converters made up of silicon carbide semiconductor devices for wind turbines in the fi rst program for the development of young researchers of the National

Centre for Research and Development (2010–2012). His scientifi c interests include: development of new converter systems for MV distribution grids, control methods

of wind turbines and MV electric drives with bidirectional power fl ows.


10

Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn dla sieci Smart Grid o aktywnym udziale prosumentów

AutorMarek Adamowicz

Słowa kluczoweinteligentne sieci energetyczne, transformator dystrybucyjny, energoelektronika

StreszczenieWraz z rozwojem sieci dystrybucyjnych i ich stopniowym przekształcaniem w inteligentne sieci typu Smart Grid będzie rosło znaczenie i udział sterowanych układów przekształtnikowych mocy stosowanych jako interfejsy pomiędzy źródłami energii a siecią oraz pomiędzy siecią a odbiorcami. W artykule rozwinięto koncepcję wymiany konwencjonalnych transformatorów dystrybucyj-nych 50 Hz na inteligentne transformatory dystrybucyjne. Zaproponowano rozwiązanie trójstopniowego inteligentnego transfor-matora dystrybucyjnego o budowie modułowej, zorientowanego na przyłączanie prosumentów jako aktywnych odbiorców energii o podwyższonych wymaganiach oraz właścicieli małych układów odnawialnych źródeł energii (OZE). Dwa stopnie aktywne: AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn zapewniają możliwość kompensacji mocy biernej i kształtowania parametrów napięcia. Przedstawione wyniki symulacji potwierdzają, że stopień pośredni transformatora inteligentnego, dzięki zastosowaniu izolowanych przetwornic DC-DC z szybkimi przyrządami półprzewodnikowymi, zapewnia możliwość szybkiej regulacji prze-pływu mocy pomiędzy stroną pierwotną i wtórną.

1. WstępW ciągu najbliższych lat sieci dystrybucyjne będą podlegały modernizacji, aby poprawić niezawodność i efektywność dostaw energii oraz umożliwić odbiorcom większe zaanga-żowanie w jej wytwarzanie i bardziej efek-tywne wykorzystywanie. Jednym z najważ-niejszych w tym zakresie celów polityki Unii Europejskiej do 2020 roku jest przekształ-cenie istniejących sieci dystrybucyjnych w sieci inteligentne (z ang. Smart Grid) [1, 2] integrujące zachowania i działania wszyst-kich przyłączonych do nich użytkowników. Wśród wiążących się z tym długofalo-wych wyzwań można wymienić zwłaszcza: lokalne zarządzanie energią, pełną integrację sieci typu Smart Grid ze źródłami generacji rozproszonej, integrację z odnawialnymi źródłami energii (OZE) i centralnymi elek-trowniami oraz zintensyfikowanie generacji rozproszonej podłączonej blisko odbiorców końcowych. Konieczność wdrażania nowych technologii w sieciach dystrybu-cyjnych wiąże się nie tylko z postępującym wzrostem liczby i mocy przyłączanych jednostek OZE, ale także z przewidywanym, stopniowym zwiększaniem liczby stacji ładowania samochodów elektrycznych. W tym ostatnim przypadku na uwagę zasłu-gują zwłaszcza propozycje wielostanowisko-wych stacji szybkiego ładowania pojazdów, które ze względu na dużą pobieraną moc mogłyby być przyłączane do sieci średnich napięć (SN). Dzięki nowym rozwiązaniom legisla-cyjnym wspierającym rozwój OZE można się spodziewać, że coraz więcej odbiorców energii będzie decydować się na przyjęcie aktywnej postawy prosumentów, produku-jących energię w małych przydomowych elektrowniach. Spodziewany jest również wzrost liczby układów OZE zintegrowanych z inteligentnymi budynkami. Strategie rozwoju sieci dystrybucyjnych, realizowane m.in. w USA [3] i Niemczech [4], zakładają, że prosumenci oprócz udziału

w wytwarzaniu energii będą aktywnie uczest-niczyć w procesie zarządzania pikiem obcią-żenia w systemie, udostępniając magazyny energii w swoich pojazdach elektrycznych, w ramach tzw. infrastruktury vehicle-to-grid (V2G). W Danii rozwój infrastruktury V2G jest ściśle powiązany z dalszym rozwojem energetyki wiatrowej, czego przykładem jest zrealizowany na wyspie Bornholm pilo-tażowy projekt E.D.I.S.O.N. [5, 6]. Projekt E.D.I.S.O.N. ma na celu demonstrację w wydzielonej sieci 10 kV zasilanej z OZE możliwości płynnego współdziałania sektora energetycznego z sektorem transportowym, w ramach infrastruktury V2G o maksy-malnym całkowitym piku obciążenia 25 MW. Działania w kierunku przekształ-cenia sieci dystrybucyjnych w sieci Smart Grid są już obecnie prowadzone także w Polsce, m.in. na Pomorzu [7].W sieciach Smart Grid układy OZE oraz V2G mogą być nowymi elementami systemu sterowania poziomami napięć i rozpływu mocy biernej, co wymaga zmiany technologii stosowanych urządzeń elektroenergetycznych. Z rozwojem sieci Smart Grid będzie rosło znaczenie i udział sterowanych układów przekształtnikowych mocy, stosowanych jako interfejsy pomiędzy źródłami energii a siecią oraz pomiędzy siecią a odbiorcami. Zaawansowane tech-nologicznie urządzenia energoelektroniczne muszą być stosowane m.in. w stacjach szyb-kiego ładowania pojazdów elektrycznych oraz w inteligentnych budynkach. Wiąże się to z wieloma nowymi wyzwaniami dla producentów urządzeń energoelektronicz-nych [8]. Wśród wymienianych w litera-turze koncepcji wykorzystania nowocze-snych układów energoelektronicznych w sieciach Smart Grid na szczególną uwagę zasługuje koncepcja wymiany konwen-cjonalnych transformatorów dystrybucyj-nych 50 Hz na inteligentne transformatory dystrybucyjne [9]. Inteligentne transforma-tory dystrybucyjne SN/nn charakteryzują

się kompaktową, trójstopniową strukturą zawierającą: • stopień wejściowy w postaci sterowanego

przekształtnika energoelektronicznego AC-DC po stronie SN

• stopień pośredni w postaci przekształtnika DC-DC z izolacją realizowaną na wyso-kiej częstotliwości rzędu 20 kHz… 50 kHz

• stopień wyjściowy w postaci sterowanego przekształtnika DC-AC po stronie nn.

Inteligentny transformator dystrybucyjny o budowie modułowej składa się z okre-ślonej, w zależności od wartości napięcia, liczby połączonych szeregowo podstawo-wych niskonapięciowych modułów funk-cjonalnych (ang. Power Electronics Building Blocks) [10], które mogą być konstruowane z dostępnych na rynku szybkich przyrządów półprzewodnikowych mocy: tranzystorów i diod o napięciach blokowania 1,2 kV bądź 1,7 kV. Schemat ogólny podstawowego niskonapięciowego modułu funkcjonalnego AC-DC//DC-AC o izolacji galwanicznej strony pierwotnej i wtórnej, umożliwia-jącego dwukierunkowy przepływ energii i regulację parametrów napięcia, został pokazany na rys. 1.

Innym sposobem budowy transforma-tora inteligentnego jest łączenie szeregowe po stronie SN i równoległe po stronie nn jednofazowych modułów funkcjonalnych

Rys. 1. Podstawowy trójstopniowy jednofazowy moduł funkcjonalny AC-DC//DC-AC do zastosowania w połą-czeniu szeregowym na fazę po stronie SN i równoległym po stronie nn

M. Adamowicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 4–9

PL

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 4–9. When reff ering to the article please reff er to the original text.

11

AC-DC//DC, które pracują na wspólny obwód DC po stronie nn. Wówczas energię po stronie nn przekształca jeden lub kilka połączonych równolegle układów trój-fazowych DC-AC o odpowiedniej mocy wyjściowej i systemie połączeń. Na rys. 2 pokazana została koncepcja trójstopnio-wego układu inteligentnego transformatora dystrybucyjnego, zbudowanego z łączo-nych szeregowo jednofazowych modułów AC-DC//DC oraz trójfazowego, cztero-przewodowego przekształtnika DC-AC po stronie nn.

Stopnie aktywne: AC-DC po stronie SN oraz DC-AC po stronie nn zapewniają możliwość kompensacji mocy biernej i kształtowania parametrów napięcia. Dzięki zastosowaniu sterowanych układów przekształtnikowych inteligentny transformator dystrybucyjny może być zatem wykorzystany jako podsta-wowy element wykonawczy w procesie kontroli i sterowania mocą czynną oraz bierną w systemach rozproszonej generacji, oferując nowe własności i funkcje [11–15], niespotykane dotąd w konwencjonalnych transformatorach dystrybucyjnych SN/nn, jak:• płynna regulacja parametrów napięcia

zasilającego• zdolność kompensacji mocy biernej• płynna regulacja przepływu mocy• bilansowanie systemów połączonych• zwiększona odporność na występo-

wanie wyższych harmonicznych w sieci energetycznej

• zdolność samoregulacji w przypadku przepływu mocy dołączonych źródeł generacji rozproszonej.

Dodatkowo, z wbudowanym magazynem energii w postaci buforu akumulatorowego, inteligentny transformator dystrybucyjny może być bezpośrednio zastosowany np. w układach szybkiego ładowania pojazdów elektrycznych, przyłączanych do sieci SN [16], umożliwiając płynne zarządzanie zapo-trzebowaniem na moc w punkcie ładowania. Częstot l iwość prac y przyrządów

półprzewodnikowych w poszczególnych stopniach AC-DC oraz DC-AC trans-formatora inteligentnego rzędu kHz lub dziesiątek kHz pozwala na zmniejszenie rozmiarów i kosztów pasywnych filtrów sinusoidalnych, wymaganych po stronie SN oraz nn. Podwyższenie częstotliwości pracy tranzystorów i diod stopnia pośredniego DC-DC pozwala z kolei na istotną redukcję rozmiarów obwodów magnetycznych trans-formatorów użytych do budowy transforma-tora inteligentnego, w porównaniu z rozmia-rami konwencjonalnych transformatorów 50 Hz. Dostępność na rynku przyrządów półprzewodnikowych na napięcia bloko-wania 1,2 kV bądź 1,7 kV, w tym szybkich diod zwrotnych z węglika krzemu (SiC) [10], pozwala na zmniejszenie strat na prze-łączanie w poszczególnych modułach i uzyskanie zadowalającej sprawności inte-ligentnego transformatora dystrybucyjnego. Należy dodać, że szybkie tranzystory i diody, m.in. z nowego materiału półprzewodniko-wego węglika krzemu, na wyższe napięcia blokowania rzędu 10 kV [17] i częstotliwości rzędu dziesiątek kHz, są obecnie w fazie prototypów laboratoryjnych. Można się spodziewać, że ich dalszy rozwój w perspek-tywie 2020 roku umożliwi konstruowanie urządzeń energoelektronicznych dla sieci SN na podobnej zasadzie, jak obecnie są konstruowane przekształtniki energoelek-troniczne pracujące w sieciach nn. W literaturze można znaleźć różne topo-logie podstawowych modułów funkcjo-nalnych oraz różne koncepcje ich łączenia w układach inteligentnych transformatorów dystrybucyjnych SN/nn [9–18]. Z tech-nicznego punktu widzenia wdrażanie inte-ligentnych transformatorów dystrybucyj-nych z wykorzystaniem dostępnych obecnie na rynku szybkich diod i tranzystorów jest uzasadnione w sieciach SN o napięciu obni-żonym (3÷4 kV), zwłaszcza w wydzielonych instalacjach pilotażowych z udziałem OZE, napędów SN ze zwrotem energii czy stacji ładowania pojazdów. Spektrum zarówno procesów wynikających ze zmiany techno-logii transformatorów rozdzielczych, jak też spodziewane korzyści są tak szerokie, że ich weryfikacja w najbliższych latach powinna odbywać się w wyodrębnionych systemach o znanych parametrach, umożliwiających jednoznaczną ocenę takich aspektów, jak niezawodność, funkcjonalność i sprawność. Jako przykład można podać zrealizowaną m.in. przez ABB i Arevę na Uniwersytecie Nottingham, w ramach projektu UNIFLEX, instalację pilotażową z inteligentnym transformatorem dystr ybuc yjnym 3,3 kV/0,41 kV o mocy 300 kVA [18].

Przy wykorzystaniu koncepcji łączenia modułów funkcjonalnych w strukturze transformatora inteligentnego, pokazanej na rys. 2, napięciu obniżonemu do 3÷4 kV odpowiada liczba trzech kaskadowo połą-czonych modułów przekształtnikowych nn na fazę, co na tym etapie pozwala ocenić funkcjonalność urządzenia, dynamikę regulacji i przydatność dla operatora sieci ze względu na wymogi instrukcji ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej. Dopiero pozytywna ocena funkcjonalności i przydat-ności wybranych topologii transformatorów inteligentnych w sieciach wydzielonych o obniżonym napięciu uczyni zasadnym umieszczanie pełnowymiarowych urządzeń w sieciach dystrybucyjnych 15 kV.

2. Model inteligentnego transformatora dystrybucyjnego 3,3 kV/0,4 kV Na rys. 3 został przedstawiony schemat modelu trójfazowego inteligentnego trans-formatora dystrybucyjnego 3,3 kV/0,4 kV o mocy znamionowej 180 kVA i trójstop-niowej strukturze modułowej. Stopień wejściowy AC-DC po stronie SN tworzy trójfazowy 7-poziomowy falownik napięcia o budowie modułowej, który w każdej fazie składa się z trzech połączonych ze sobą przekształtników mostkowych (mostków tranzystorowych typu H) o mocy 20 kVA. Każdy przekształtnik mostkowy może wyge-nerować 3-poziomową składową napięcia AC po stronie SN. W czasie pracy inteli-gentnego transformatora dystrybucyjnego kondensatory obwodów pośredniczących DC poszczególnych przekształtników most-kowych stopnia wejściowego są ładowane do tego samego napięcia, zgodnie z okre-ślonym algorytmem regulacji.Przekształtniki mostkowe AC-DC w każdym module są połączone z pełno-mostkowymi sterowanymi izolowanymi przetwornicami DC-DC (ang. DAB – Dual Active Bridge), zapewniającymi dwukierun-kowy przepływ energii. Liczbę transforma-torów wysokiej częstotliwości trójfazowego

Rys. 2. Koncepcja trójstopniowej struktury inteli-gentnego transformatora dystrybucyjnego o budowie modułowej stopni AC-DC oraz DC-DC i trójfazowym przekształtniku DC-AC po stronie nn

Rys. 3. Schemat inteligentnego transformatora dystry-bucyjnego 3,3 kV/0,4 kV o strukturze trójstopniowej i przekładni transformatorów 1,5:1

* przy założonej przeciążalności modelu 130%

Liczba N modułów

na fazę

Liczba poziomów

napięcia po stronie SN

Moc poje-dynczego

modułu po stronie SN

Napięcie DC pojedynczego


Napięcie AC pojedynczego


Napięcie blokowania i prąd* tran-zystorów po

stronie AC SN

Napięcie DC pojedynczego

modułu po stronie nn

Napięcie blokowania i prąd* tranzystorów przetwornicy DC-DC

po stronie nn

3 7 20 kVA 1,05 kV 635 V 1,7 kV; 100 A 0,7 kV 1,2 kV; 100 A


12

przekształtnika n-poziomowego, utwo-rzonego z połączonych ze sobą kaskadowo mostków H, można określić zależnością (3(n-1)/2). Strony wtórne wszystkich prze-twornic DC-DC są połączone ze sobą równolegle, tworząc wspólny obwód pośred-niczący DC po stronie niskiego napięcia. Dzięki zastosowanej przekładni transfor-matorów impulsowych 1,5:1 napięcia bloko-wania wykorzystanych przyrządów półprze-wodnikowych w przetwornicach DC-DC po stronie nn mogą być mniejsze niż po stronie SN. Podstawowe parametry modelu inteli-gentnego transformatora dystrybucyjnego z rys. 3 zostały przedstawione w tab. 1.

Stopień wyjściowy po stronie nn inteli-gentnego transformatora dystrybucyjnego z rys. 3, stanowią dwa trójfazowe 4-gałęziowe przekształtniki sieciowe o mocy 90 kVA każdy. Stopień wyjściowy umożliwia zasi-lanie odbiorców końcowych i prosumentów biorących udział w generowaniu energii zarówno trójfazowych, jak i jednofazo-wych. W porównaniu z falownikiem 3-gałę-ziowym z dzielonym kondensatorem DC, zapewniającym również zasilanie 4-przewo-dowe, falownik 4-gałęziowy zapewnia gene-rowanie dwukrotnie większego napięcia pomiędzy fazą a przewodem neutralnym niż falownik 3-gałęziowy, zapewniając lepsze możliwości kompensacji prądów w przewodzie neutralnym. Zastosowanie dwóch przekształtników DC-AC, połączo-nych równolegle z jednej strony, pozwala na uzyskanie wymaganej mocy z wyko-rzystaniem dostępnych na rynku wysoko sprawnych modułów tranzystorowych IGBT 1200 V, 225 A, a z drugiej strony zapewnia redundancję w przypadku uszkodzenia jednego z przekształtników. Dzięki zastoso-waniu filtra wyjściowego LCL oraz znanych z literatury metod sterowania predykcyjnego [19] stopień wyjściowy DC-AC transforma-tora inteligentnego jest w stanie zapewnić wysoką jakość parametrów napięcia AC. Jak zostało pokazane na rys. 3, obydwa trójfa-zowe 4-gałęziowe przekształtniki DC-AC stopnia wyjściowego mogą wykorzystywać wspólny filtr LCL [20].Stosowane obecnie metody sterowania trój-fazowym czterogałęziowym przekształt-nikiem DC-AC [19] potrafią zapewnić elastyczność zasilania odbiorców oraz możliwość generowania niesymetrycznych napięć w poszczególnych fazach, co umoż-liwia m.in.:• symetryzację prądów stopnia wyjścio-

wego DC-AC• korekcję niesymetrii napięcia po stronie

nn• regulację składowej zgodnej napięcia AC

bez korekcji niesymetrii• eliminację składowej przeciwnej napięcia

AC, wynikającej z zapadu napięcia.

Nowoczesne trójfazowe 4-gałęziowe prze-kształtniki sieciowe DC-AC są w stanie w elastyczny sposób radzić sobie z większo-ścią problemów związanych z niesymetrią napięć i prądów. Dotychczas właściwości przekształtników 4-gałęziowych nie były w pełni wykorzystywane w układach gene-racji rozproszonej i OZE w sposób, w jaki może to być osiągnięte w inteligentnym transformatorze dystrybucyjnym.

3. Analiza przetwornicy DC-DC z izolacją na wysokiej częstotliwościPrzetwornica DC-DC, zawierająca dwa mostki przekształtnikowe oraz transfor-mator wysokiej częstotliwości, stanowi kluczowy element inteligentnego trans-formatora dystrybucyjnego, zapewniając izolację galwaniczną oraz umożliwiając transformację napięcia i sterowanie dwukie-runkowym przepływem energii. Jedną z korzyści zastosowania wysokiej częstotli-wości do transformacji napięcia jest możli-wość istotnego zmniejszenia gabarytu trans-formatora, dzięki wykorzystaniu do jego budowy nowoczesnych materiałów magne-tycznych, m.in. rdzeni amorficznych czy nanokrystalicznych o odpowiednio wyso-kiej indukcji magnetycznej. Z zastosowaniem nowoczesnych rdzeni magnetycznych wiąże się zwiększenie częstotliwości przełączeń tranzystorów, w stopniu izolacyjnym transforma-tora inteligentnego przesuwa ciężar jego projektowania w kierunku uzyskania jak najmniejszych strat na przełączanie w przy-rządach półprzewodnikowych przetwor-nicy DC-DC. Dostępne na rynku diody półprzewodnikowe z nowego materiału węglika krzemu (SiC), o napięciach bloko-wania 1,2 kV oraz 1,7 kV, charakteryzują się kilkudziesięciokrotnie mniejszym ładun-kiem przejściowym podczas przełączania niż ultraszybkie diody krzemowe. Ich wyko-rzystanie oraz zastosowanie nowoczesnych metod tzw. miękkiego przełączania tranzy-storów (ang. ZVS – zero voltage switching) pozwala uzyskać sprawność izolowanych przetwornic DC-DC powyżej 95%.Schemat sterowanej przetwornicy izolo-wanej DC-DC z tranzystorami IGBT 1,7 kV po stronie SN i tranzystorami IGBT 1,2 kV po stronie nn został pokazany na rys. 4.

Zadaniem dwóch mostków przekształtni-kowych przetwornicy DC-DC (rys. 4a) jest modulacja napięcia po obu stronach trans-formatora wysokiej częstotliwości. Metoda sterowania izolowaną pełnomostkową przetwornicą DC-DC polega na odpo-wiednim przesuwaniu względem siebie, w czasie prostokątnych sygnałów steru-jących (rys. 4b), tranzystorami mostków przekształtnikowych po stronie pierwotnej i wtórnej transformatora. W najprost-szej metodzie sterowania, wystarczającej w określonym zakresie do sterowania mocą przesyłaną pomiędzy mostkami prze-kształtnikowymi, oba sygnały sterujące mają jednakowy współczynnik wypełnienia D = 0,5. Wartość przesyłanej mocy P jest regulowana za pomocą regulacji kąta

przesunięcia fazowego sygnału sterującego strony wtórnej, względem sygnału steru-jącego tranzystorami mostka strony pier-wotnej, zgodnie ze wzorem:

(1)

gdzie: U1, U2 – oznaczają napięcia po stronie DC mostków strony pierwotnej i wtórnej, L – oznacza szeregowo dołączoną indukcyj-ność w celu magazynowania energii i ogra-niczania stromości zmian prądu w obwo-dzie transformatora, a f – częstotliwość przełączania tranzystorów przetwornicy. Na rys. 5 przedstawiono wyniki symulacji analizowanej przetwornicy, z wykorzysta-niem metody przesuwania prostokątnych sygnałów sterujących o współczynniku wypełnienia d = 0,5.

Wartość mocy przesyłanej pomiędzy mostkami przetwornicy zależy nieliniowo od przesunięcia fazowego sygnałów sterujących. Przy dużych wartościach dalsze zmiany kąta przesunięcia fazowego powodują niewielkie zmiany mocy czynnej na wyjściu przetwornicy DC-DC, nato-miast istotnie zwiększają moc wymienianą wewnętrznie pomiędzy kondensatorami DC strony pierwotnej oraz wtórnej w obwodzie transformatora i dławika L, zwiększając tym samym amplitudę prądu iL. Maksymalna wartość przesyłanej mocy jest ograniczona wartością indukcyjności L oraz częstotliwo-ścią f przełączeń tranzystorów. Krok regu-lacji, czyli najmniejsza wartość zmian kąta fazowego w układzie sterowania cyfrowego, zależy od częstotliwości zegara procesora sterującego i kroku wykonywania programu sterowania. Szybkość regulacji mocy zależy od aktualnej wartości kąta przesu-nięcia fazowego . Bardzo szybka regulacja dwukierunkowego przepływu energii może odbywać się przy małych obciążeniach. Bardziej zaawansowane metody sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC umożli-wiają regulacje przepływu mocy, bezna-pięciowe przełączanie tranzystorów (ZVS) w szerokim zakresie oraz pracę przy mniej-szych wartościach indukcyjności szeregowej L w obwodzie transformatora dzięki zasto-sowaniu – oprócz przesuwania sygnałów sterujących względem siebie – również niezależnej regulacji współczynników wypełnienia D1 oraz D2 sygnałów sterują-cych tranzystorami obu mostków przetwor-nicy DC-DC [21]. Przebiegi symulacyjne

a) b)

Rys. 4. Sterowana przetwornica izolowana DC-DC z tranzystorami IGBT i diodami zwrotnymi z węglika krzemu (SiC) (a); sposób rozdzielenia sygnału sterują-cego tranzystorami mostka (b)

a) b)

Rys. 5. Przebiegi symulacyjne napięć uT1, uT2 oraz prądu strony pierwotnej iL przy U1 = 1,05 kV, U2 = 0,7 kV oraz mocy P = 20 kW dla przypadku (a): fs = 30 kHz, L = 100 μH oraz przypadku (b): fs = 20 kHz, L = 150 μH, w układzie otwartym dla tego samego przesunięcia fazowego


13

z zastosowaniem metody podwójnej modu-lacji szerokości impulsów sygnałów steru-jących (ang. Dual PWM) zostały pokazane na rys. 6.Można wyróżnić cztery tryby sterowania przetwornicą izolowaną z podwójną modu-

lacją sygnałów sterujących [21]. Kąty modu-lacji sygnału sterującego strony pier-wotnej oraz sygnału strony wtórnej mogą być sobie równe lub nastawiane niezależnie. Dla trybu sterowania, którego przebiegi pokazano na rys. 6, zachodzi [21]:

(2)

Układ sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC z podwójną modulacją szerokości impulsów sygnałów sterujących został poka-zany na rys. 7.

Na rys. 8 przedstawiono wyniki symulacji stanu przejściowego prądu strony wtórnej transformatora, po skokowej zmianie mocy przetwornicy DC-DC z 10 kW na 20 kW przy zastosowaniu sterowania z podwójną modulacją.

Jak można zauważyć na rys. 8, przy wartości indukcyjności szeregowej L = 50 μH, czas trwania stanu przejściowego przy zmianie obciążenia z 50% do wartości znamionowej mocy wynosi ok. 300 μs. Amplituda prądu po stronie wtórnej transformatora przy obcią-żeniu znamionowym równa 75 A wynika z przekładni transformatora 1,5:1.

4. PodsumowaniePrzedstawione w artykule rozwiązanie trójstopniowego inteligentnego transfor-matora dystrybucyjnego o budowie modu-łowej jest zorientowane na przyłączanie prosumentów jako aktywnych odbiorców energii o podwyższonych wymaganiach oraz właścicieli małych układów OZE oraz źródeł generacji rozproszonej, dając możli-wość przyłączania na zasadzie plug play, znanej dotychczas z technologii kompu-terowej. Stopień pośredni transformatora inteligentnego, dzięki zastosowaniu izolowa-nych przetwornic DC-DC z szybkimi przy-rządami półprzewodnikowymi, zapewnia możliwość szybkiej regulacji przepływu mocy pomiędzy stroną pierwotną i wtórną. W ramach grantu badawczego pt. „Inteligentny transformator dystrybucyjny SN/nn dla sieci Smart Grid o aktywnym udziale prosumentów”, prowadzonego przez autora na Politechnice Gdańskiej w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć i finansowanego przez Grupę ENERGA SA, obecnie jest przepro-wadzana analiza teoretyczna, badania symu-lacyjne oraz badania laboratoryjne modelu modułu przekształtnikowego AC-DC//DC-AC, stanowiącego podstawowy moduł funkcjonalny proponowanego inteligent-nego transformatora dystrybucyjnego nowej generacji. Dodatkowo, w ramach projektu, opracowane zostaną metody komuni-kacji pomiędzy modułami oraz układem sterowania nadrzędnego i interfejsem użytkownika.

Bibliografia1. Jiyuan F., Borlase S., The evolution of

distribution, IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, s. 63–68.

2. Ipakchi A., Albuyeh F., Grid of the future. IEEE Power and Energy Magazine 2009, Vol. 7, No. 2, s. 52–62.

3. California Utility Vision And Roadmap For The Smart Grid Of 2020, EPRI Electric Power Research Institute, Final project report, [on line]:

http://www.energy.ca.gov/2011publi-cations/CEC-500-2011-034/CEC-500-2011-034.pdf.

4. The German Roadmap. E-Energy / Smart Grid. German Commission for Electrical, Electronic & Information Technologies of DIN and VDE.

5. EDISON Project Report, [on line]: http://www.edison-net.dk/Dissemination/ Reports.aspx.

6. Xu Z. i in., Towards a Danish Power System with 50% Wind – Smart Grids Activities in Denmark, Proc. IEEE Power & Energy Society General Meeting, 2009, s. 1–8.

7. Czyżewski R., Babś A., Madajewski K., Sieci inteligentne – wybrane cele i kierunki działania operatora systemu dystrybucyjnego, Acta Energetica 2012, nr 8, s. 31–35.

8. Adamowicz M. i in., Sterowanie rozdziałem energii w układach prze-kształtnikowych pojazdów elektrycz-nych i źródeł odnawialnych, Przegląd Elektrotechniczny (Electrical Review) 2012, nr 4b, s. 7–12.

9. Wang J. i in., Smart Grid Technologies. IEEE Industrial Electronics Magazine, June 2009, s. 16–23.

10. Ad am ow i c z M . , Kr z e m i ńs k i Z., Strzelecki R., Hybrid High-frequency-SiC and Line-frequency-Si based PEBB for MV Modular Power Converters, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, s. 1–6.

11. Wang D. i in., Theory and application of distribution electronic power trans-former, Electric Power System Research 2009, Vol. 77, s. 219–226.

12. Akagi H., Kitada R., Control and Design of a Modular Multilevel Cascade BTB System Using Bidirectional Isolated DC/DC Converters, IEEE Transactions On Power Electronics 2009, Vol. 26, No. 9, s. 2457–2464.

13. Fan H., Li H., A High-Frequency Medium-Voltage DC-DC Converter for Future Electric Energy Delivery and Management Systems, Proc. 8th IEEE Conf. on Power Electronics – ECCE Asia, 2011, s. 1031–1038.

14. Research on Voltage and Power Balance Control for Cascaded Modular Solid-State Transformer, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1154–1166.

15. Lu X. i in., Talk to Transformers: An Empirical Study of Device Communications for the FREEDM System, Proc. IEEE Smart Grid Communications (SmartGridComm), 2011, s. 303–308.

16. Hõimoja H., Vasiladiotis M., Rufer A., Power interfaces and storage selection for an ultrafast EV charging station, Proc. IEEE Conf. on Power Electronics, Machines and Drives, University of Bristol, UK, 27–29 March 2012.

17. Das M. K. i in., 10 kV, 120 A SiC Half H-Bridge Power MOSFET Modules Suitable for High Frequency, Medium Voltage Applications, Proc. IEEE Energy Conversion Congress and Exposition ECCE, 2011, s. 2689–2692.

18. UNIFLEX PM, Advanced Power Convertors for Universal and Flexible Power Management in Future Electricity Networks, [on line]: http://www.eee.nott.ac.uk /uniflex/Project.htm.

a) b)

Rys. 6. Przebiegi symulacyjne napięć uT1, uT2 oraz prądu strony pierwotnej iL przy U1 = 1,05 kV, U2 = 0,7 kV, mocy P = 20 kW, fs = 30 kHz oraz induk-cyjności szeregowej L = 50 μH (a); kąt przesunięcia fazowego oraz kąty , modulacji sygnałów sterujących strony pierwotnej i wtórnej

a) b)

Rys. 7. Układ sterowania izolowaną przetwornicą DC-DC z podwójną modulacją szerokości impulsów [21] (a); sposób rozdzielenia sygnałów sterujących mostka strony pierwotnej (b)

Rys. 8. Stan przejściowy po zmianie mocy przetwor-nicy DC-DC z 10 kW do 20 kW: przebiegi prądu po stronie wtórnej transformatora oraz mocy wyjściowej przetwornicy


14

19. Rodriguez J. i in., Predictive Current Control of a Three-Phase Four-Leg Inverter, Proc. 14th IEEE Power Electronics and Motion Control Conference (EPE/PEMC), 2010, s. 106–110.

20. Wojciechowski D., High Power Grid Interfacing AC-DC PWM Converters with Power Conditioning Capabilities, Proc. IEEE Conf. on Industrial Electronics IECON2012, Montreal, 2012, s. 1–6.

21. Jain A. K., Ayyanar R., PWM Control of Dual Active Bridge: Comprehensive Analysis and Experimental Verification, IEEE Transactions On Power Electronics 2011, Vol. 26, No. 4, s. 1215–1227.

Publikacja pokonkursowaArtykuł zwyciężył w konkursie na grant badawczy ENERGA SA

Marek Adamowiczdr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] na stanowisku adiunkta w Katedrze Mechatroniki i Inżynierii Wysokich Napięć Politechniki Gdańskiej. Był kierownikiem projektu LIDER, dotyczącego przekształtników AC/AC z przyrządów półprzewodnikowych z węglika krzemu dla elektrowni wiatrowych, w ramach pierwszego programu rozwoju młodej kadry naukowej Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (2010–2012). Zainteresowania naukowe to m.in.: opracowanie nowych układów przekształtnikowych dla sieci dystrybucyjnych SN, metod sterowania elektrowniami wiatrowymi oraz napędami elektrycznymi średniego napięcia o dwukierunkowym przepływie energii.


15

Application of MARKAL model to optimisation of electricity generation structure in Poland in the long-term time horizonPart I – concept of the model

AuthorMarcin Jaskólski

KeywordsMARKAL, linear programming, energy system modelling

AbstractIn this paper, which inaugurates a series of papers on this subject, a concept is proposed of a power system development model with regard to the technological structure of electricity generation in Poland, in the long-term time perspective – until 2060. The model is based on the mathematical structure of the MARKAL optimization package. The paper presents a brief description of the tool used in the model research. In addition, the optimization criterion is described and the structure of the Reference Energy System is presented.

1. IntroductionIn this paper, which inaugurates a series of papers on this subject, a concept is proposed of a power system development model that covers the structure of electricity and heat generation in Poland. This includes the commercial electricity generation, i.e. system power plants, cogeneration plants, and heating plants, complemented by generation from distributed sources, such as independent power plants and renewable energy sources. Development of the heat balance and the structure of its produc-tion is due to the need to take into account cogeneration plants, in the model of the energy system for Poland.The tool used in the model research was a MARKAL (MARKet ALlocation) optimization package for programming energy system development models, with particular consideration of the generation structure, based on the energy balance [7, 8, 9]. This package was modifi ed by the author and adapted to conduct analyses aimed at consideration of mechanisms to promote renewable energy sources and highly effi cient coge-neration. The methodology of modelling these mechanisms was the subject of a dissertation [4], and was also published in papers [5, 6]. The model also includes the CO2 emission reduc-tion mechanism in place in the EU, i.e. EU ETS – European Union Emission Trading Scheme, and domestic system of SO2 and NOx emissions reduction.In its standard version the MARKAL is a linear programming model based on minimizing the net present value of the cost of energy supply to the end user. Decision variables include, among others: the installed capacity and annual output from processing technologies of various forms of energy. The operating prin-ciple is the following: the model’s user provides the current and

forecasted demand for fi nal or useful energy, and the optimiza-tion procedure selects the least-cost way to supply the energy to the recipient, subject to the constraints assumed for technical, economic, and environmental impacts of the energy system’s operation. Any capital expenditure proposed in the model is considered optimal throughout the entire considered time horizon, and not in the current time period. Values selected in the model’s standard version include the installed capacity and outputs from generation sources of the given technology, while neither the installed capacity of the generation units included in the sources are calculated, nor their numbers determined. A schematic diagram of the structure of the input data and results obtained using the MARKAL model is shown in fi g. 1. The optimization criteria applied to the MARKAL model are described in chapter 2.

The model’s time horizon is divided into fi ve-year periods. The obtained assumptions and modelling results are balanced on an annual basis, but at the same time they are representative for the entire fi ve-year period. The base period, i.e. the fi rst period of the model analysis, covers the years 2005–2009. In the MARKAL model this period is marked with its fi rst year (2005). It is a time interval, all of which relates to the past and for which historical data is given. The planning time horizon was set until 2060.The energy system is meant as a network of the interconnections of energy resources, in various forms, with end users through a set of energy technologies. In the described model the struc-ture of connections of fl ows of various energy carriers with the corresponding technologies is called a Reference Energy System (RES). The Reference Energy System is described in chapter 3.

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 15–20

16

The model’s discount rate is set for the entire system at 10%. The retail price index, according to which economic indicators in the model are recalculated for 2009, is 2.5% per annum and is constant throughout the time horizon. The EUR to PLN exchange rate applied is: 1 EUR = 4.00 PLN.The following units are adopted in the model: energy unit = 1 TJ; power unit = 1 MW (electric power) or 1 MJ/s (thermal power) capacity unit = 1 TJ/a, monetary unit = 103 EUR (2009); emis-sion unit = 1 t. Such a set of units allows obtaining the costs and expenses indices denominated in commonly used units, such as EUR (2009)/kW or EUR (2009)/GJ.

2. Optimisation criterionThis chapter presents the optimisation criterion used in the MARKAL model. It is the minimum of the discounted sum of the net present value of the annual costs generated by the energy system in all years of the time horizon [8]:

(1)

where:Z – total energy system cost discounted back to the base year

[monetary unit]t – index of the period of time, for which data is enteredT – number of periods in the time horizon [-]i – index of individual years in the time period tM – number of years in one time period t [a]K tr – annual cost generated by the energy system in the time

period t [(monetary unit)/a]d – overall discount rate for the whole energy system [1/a].

The stream of the annual cost generated by the energy system is represented by the following relation:

(2)

where:p – technology indexe – energy carrier indexs – energy supply option index (imp – purchase from

outside the relevant area – import, eksp – sale outside the relevant area – export, min – extraction of non--renewable fuels, rnw – acquisition of primary energy from renewable sources)

v – emitted pollution type index – annualized capital cost in the time period t, related

to capital expenditures incurred in the relevant time horizon for the energy facilities operating by the tech-nology p

– fi xed annual operation and maintenance costs asso-ciated with the capacity installed in the energy facilities operating by the technology p, in the time period t

– annual variable operation and maintenance (exclu-ding fuel) costs of the energy facilities operating by the technology p, in the time period t

– annual cost of the fuel or energy supply e to the energy facilities operating by the technology p, in the time period t

– annual costs of the purchase or sale of the commodity/carrier (or primary energy acquisition) off ered in the delivery option s, in the time period t

– annual costs of the environmental fee due for the pollution emission v, in the time period t.

A more detailed description of the stream of annual costs is the following:

(3)

(4)

where: – capital expenditure per unit of capacity installed in the

generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit)/(power unit)]

– capital recovery factor for the facilities operating by the technology p and built in the time period t [1/a]

– (decision variable) increment of capacity installed in all the generation facilities operating by the technology p, in the time period t – it is assumed that capital expen-ditures are incurred once in the fi rst year of the time period t, and the new installed capacity is available throughout the period t and the following periods until the end of the service life specifi c to the facilities opera-ting by the technology p [power unit]

MARKAL

Energy carrier extraction and

importsconstraints

Usefulenergydemand

Economiccharacteristics

Technical and economic data

Results

Ene

rgy

reso

urce

s Tr

ade

in e

nerg

y ca

rrie

rs

Social and econom

ic data

Min. systemcost

Marketshare

.

Technicalcharacteristics

Fig. 1. Schematic diagram of the structure of the model built using MARKAL package. Developed based on [7]


17

– specifi c fi xed operation and maintenance costs in the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit)/((power unit) a)]

– (decision variable) total capacity installed in all the energy facilities operating by the technology p, in the time period t [power unit]

– specifi c variable operation and maintenance costs in the generation facilities operating by the technology p, in each year of the time period t [(monetary unit)/(energy unit)]

w – time interval index as per year divided into seasons and daily zones

– (decision variable) energy output from the facilities operating by the technology p, in the time interval w in each year of the time period t [(energy unit)/a]

– delivery cost per unit of energy in the input fuel e to the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)]

– specifi c energy consumption in the input fuel e in the generation facilities operating by the technology p, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)]

– acquisition or sale price per unit of the energy (commo-dity) z under the delivery option s, in the time period t [(monetary unit) / (energy unit)]

– (decision variable) annual amount of energy (commo-dity) acquired or sold under the delivery options in each year of the time period t [(energy unit)/a]

– specifi c cost of the pollution emission v in each year of the time period t – represents the cost of environ-mental fee and the cost of acquiring emission allo-wances [( monetary unit)/ (weight unit)]

– (decision variable) amount of the pollution emissions v or its equivalent (amount of required emission allo-wances) in each year of the time period t [(weight unit)/a]

– discount rate for the technology p – technical lifetime of machinery and equipment in the

energy facilities operating by the technology p.

The objective function and decision variables reach values from a solutions area limited by linear relations, concerning, among other constraints, the balance of energy carriers and commodi-ties, and the balance of powers of energy facilities. The actual structure of the mathematical model is far more complicated. A wider discussion on it can be found in documentation [8]. Worth noting is the possibility to create own equations based on variables available in the standard version of the model and the coeffi cients determined by the user (so called ADRATIO). Good knowledge of the source code also allows creating own equations on the basis of self-created variables and parameters.

3. Reference Energy System (RES)The Reference Energy System (RES) is a kind of ”skeleton” of the model, by appropriate technologies and energy fl ows combining its resources with the fi nal needs. RES is developed by the model’s

user and depends on the user’s creativity. Constraints to the model’s design are due to the rules adopted by the MARKAL tool’s developers. They mainly refer to distribution of all technologies available in the MARKAL model into three groups: 1) processes; 2) conversion technologies; 3) demand devices. Technologies, in the MARKAL programme ”processes (PRC)”, are referred as to energy conversion, with the exception of the changes with elec-tricity and/or heat as their output carrier. For electricity and/or heat generation ”conversion technologies (CON)” are respon-sible, which include power plants, heating plants and cogene-ration plants. ”Demand devices (DMD)” convert energy carriers (fuel, electricity, heat) to useful energy (such as heat for heating premises, heat for domestic hot water, cold for air conditioning, etc.) to meet demand for energy services. An example of the tech-nology referred to as ”process” can be a crude oil refi nery process, while the ”demand device” may be exemplifi ed by an individual gas boiler, electric heating system, or lighting technology. Fig. 2 presents a schematic diagram of the Reference Energy System in the MARKAL programme.

In the present approach, as opposed to dissertation [4], for the sake of the model’s structural simplicity, no balance levels corre-sponding to power distribution and transmission grid are distin-guished. For the same reason there are no separate balancing levels for heat from district, industrial, and local sources, but instead one level is proposed for all groups of producers. Modelling of the power system and heating systems in the form of balancing levels (”busbars”) is due to the MARKAL tool’s limita-tions. More detailed analysis of the transmission and distribution infrastructure development requires the use of a diff erent type of modelling tools that take into account the structure’s complexity.In the Reference Energy System (RES) concept-based models the power grid infrastructure is presented in a very simplifi ed way. In the MARKAL model using the standard approach the power system can be expressed by a single busbar. Assigned to such a busbar are the specifi c variable operation and maintenance costs and specifi c capital expenditures referred to the capacities installed in new generation technologies, proposed by the opti-mization procedure. The model user also determines the electri-city transmission and distribution effi ciency.

Import

Non-renewable

Export

Processes

Use

ful e

nerg

y de

man

d

Conversiontechnologies D

eman

d de

vice

s

Renewable

Supp

ly o

ptio

ns

Fig. 2. Schematic diagram of Reference Energy System (RES) in MARKAL programme. Developed based on [7]


18

The grid infrastructure data was developed on the basis of infor-mation contained in studies [4, 10]. The ERESERV parameter was determined on the basis of the peak power demand in 2009 [1] and on the basis of the average power demand in the winter-day period. It is assumed that each new capex project brings with it the need for investment in the grid infrastructure. With regard to centra-lized facilities (CEN) capital expenditures for the transmission and distribution grid are taken into account, and the associated opera-ting costs, while for decentralized power plants (DCN), defi ned as sources connected to the distribution grid, only the distribution system – related expenditures and costs are considered. Indices were determined for the capital expenditures and opera-ting costs assigned to power grids. The capital expenditure indices for the transmission grid were estimated on the basis of the expenditure incurred for construction of 100 km of 400 kV single circuit transmission line. The data was taken from [10].The distribution grid was described on the basis of the assump-tions proposed in [11]. That study specifi es the total capital expenditure for a distribution grid per 1 GW of new capacity installed in power plants, which was used to calculate the unit capital expenditure for the distribution grid in the case of the construction of new power plants.In this model the electricity transmission and distribution effi -ciency is determined on the basis of ARE SA data [2] on electricity losses in the power system.The distribution of electricity demand due to the season of the year was based on monthly energy balances in ARE SA’s statistics of the Polish power sector [2]. The daily distribution is based on data from the PSE Operator SA website [1], where power system load statistics are published. This allowed including the power system’s loads varied during days and at nights in the model. Based on the data, the percentage distribution of electricity demand (NDM_FR) was compiled for each time interval (ZY), specifi ed by the time of the year (Z) and time of day (Y). Due to the lack of detailed data, the same distribution of electricity demand was assumed in all sectors of the economy (DM).The yearly distribution of energy demand is necessary because of the seasonal and daily load variation. It allows for modelling of simplifi ed characteristics of the demand for power in the power or heating system. Owing to this approach, the average power demand in the season’s ”day” and ”night” is obtained. These characteristics, however, are not suffi cient to represent the year’s peak load, which is needed to determine the maximum capacity required in the system. For this purpose, the model selects the time interval with the highest average power demand (typically winter-day) and with respect to the interval it selects the peak demand, based on the model user-specifi ed coeffi cients. The most important of these are: reserve index (ERESERV) and share rates of power plants, or rather of groups of power plants with common characteristics (technological options), in covering the peak demand for power.A year was divided by allocating full months of a season dura-tion to each model season. Winter covers the months of January

– March, spring and autumn (intermediate season) April – June and October – December, while the summer covers July - September. Times of day (day and night) were chosen so as to be equal in all seasons. Day covers the hours from 8.00 am to 7.59 pm, and night - the hours from 8.00 pm to 7.59 am.In the RES model for Poland (MARKAL – PL) the electricity and/or heat generation technologies were used that belong to the CON (conversion technologies) group. It includes power plants ELE (ELEctric plants), cogeneration plants CPD (CouPleD produc-tion plants) and heating plants HPL (Heating PLants). The names consist of three letters. The power plant and cogeneration plant names begin with letter E, while the heating plant names with letter H. The technologies representing existing power plants and CHP were given names consisting of letters E and two digits, for example E11, E64, E81. New power plants, i.e. the technologies representing power plants with common characte-ristics, were given names consisting of a letter, digit, and another letter, for example E1A, E3A, etc.Coal and lignite – fi red power plants were named E11, E12, E1A, etc. (the second character is digit 1). Nuclear power plants: E2A, E2B, E2C. Renewable energy sources, excluding commercial hydroelectric power plants and renewable fuel - fi red cogenera-tion plants were assigned digit 3, for example E31, E33, E3A. Digit 4 is reserved for natural gas power plants (e.g. E4A). Digit 5 corre-sponds to commercial hydro power plants, including pumping plants (e.g. E53, E55). Digit 6, as the second character, appears in the names of all commercial and independent power plants, for example, E64, E6A, etc. Digit 8 was assigned to existing industrial cogeneration plants, e.g. E81, E82, etc. Because of the large number of CON technologies, for the purposes of RES presentation in fi g. 3 they have been grouped by common characteristics, such as E10 – coal-fi red commer-cial power plants, E20 – nuclear power plants, E60 – commer-cial cogeneration plants, etc. The breakdown of existing power plants by energy technologies is mainly determined by the availability of relevant detailed data. Thus, commercial and inde-pendent power plants (technologies E64 - E68) were grouped by their installed capacities, according to the methodology adopted in the Polish Power Sector Statistics [2]. ENT (ENergy Types) index contains energy carriers and other commodities that can be traded, and are derived from energy technologies. Therefore, property rights to energy origin certifi -cates were specifi ed. Given the level of detail of fuel consump-tion data available from Agencja Rynku Energii SA (The Energy Market Agency) sources [2, 3], aggregated energy carriers were used, such as biomass and biogas (BBG), and liquid fuels (LQD). In turn, for local and individual heat sources the aggregated energy carrier (PAX) was used, representing fuels for this type of facilities. Due to the adopted assumption that in the basic model version the demand will refer to fi nal, and not useful, energy; the demand devices (DMD) do not represent any physically existing devices; they are called dummy technologies. Thus, for the demand for electricity and heat in each sector of the economy, the minimum number of (P) demand devices was suggested, so that P = 1.


19

The energy supply options (SRCENCP) include extraction and import of fuels, and acquisition of renewable fuels and municipal waste. A diagram of the Reference Energy System (RES) for the deve-loped MARKAL – PL model in its basic version is shown in fi g. 3.

DM – Demand categories (DeMand)

IH – heat demand – industryAH – heat demand – agricultureCH – heat demand – services commercialRH – heat demand – residential sectorIE – electricity – industryAE – electricity – agricultureTE – electricity – transportCE – electricity – services commercialRE – electricity – residential sectorENT – Energy carriers (ENergy Types)

ELC – electricityLTH – low temperature heatHCO – hard coalLIG – ligniteNGA – natural gasOTH – other fuelsBIO – biomassBGS – biogasBBG – biomass & biogasHYD – hydro powerWIN – windLQD – liquid fuels for power plant and cogeneration plantsPAX – fuels for local heat sourcesURN – uranium for nuclear power plantsSOL – solarGEO – geothermalSMW – solid municipal waste

CON – Energy conversion technologies (CONversion

technologies)

E10 – commercial/public thermal power plants – hard coal (HC)

and lignite (BC)

E11 – hard coal fi red commercial thermal power plantsE12 – lignite fi red commercial thermal power plantsE1A – hard coal fi red commercial thermal power plants – new

(2010–2025)E1B – lignite fi red commercial thermal power plants – new (2010–2025)E1D – IGCC CCS – HCE1E – PF CCS – HCE20 – Nuclear power plants

E2A – nuclear plants with PWR reactors (2025–2030)E2B – NPP Gen IV – GTMHR (19% U235 enrichment)E2C – NPP Gen IV – PBR Pebble bed reactor (9% U235 enrichment)E30 – independent power plants – renewable energy

sources (RES)

E31 – fl ow hydro plants – independentE33 – wind turbinesE34 – biogas power plantsE35 – biomass power plantsE3A – wind farms – new (2010–2025)E3B – wind turbines – off shoreE3C – PV photovoltaic panelsE3D – power plants with energy crop gasifi cation (biomass)E3E – GTCC Gas Turbine Combined Cycle plants with biomass

gasifi cationE3F – GTCC Gas Turbine Combined Cycle plants with biomass gasifi -

cation and CO2 sequestration (after 2030)E3G – power plants with energy crop gasifi cation (biomass) – newerE3H – biogas engineE3J – municipal waste fi red system with steam turbineE40 – Natural gas fi red power plants (GZ)

E4A – intervention gas sources (2015–2025)E4B – natural gas fi red commercial heat power plants – new

(2010–2025)E4C – GTCC gas/steam plants with CCSE4E – natural gas fi red fuel cellsE50 – commercial hydro and pumped storage plantsE52 – other hydro plants (natural infl ow)E53 – pumped storage plantsE55 – hydro plant with pump elementE60 – commercial and independent cogeneration plants

E64 – commercial cogeneration plants – EC1E65 – commercial cogeneration plants – EC2E66 – commercial cogeneration plants – EC3E67 – commercial cogeneration plants – EC4E68 – independent cogeneration plants – ECNE6A – hard coal fi red commercial cogeneration plants – new

(2010–2025)E6B – natural gas fi red commercial cogeneration plants – new

(2010–2025)E6C – biomass fi red commercial cogeneration plants – new (2010–2025)

IE1

TE1

RE1

CE1

AE1

RH1

CH1

AH1

IH1

IE AE CE RE TE

AH CHRHIH

ELC LTH

H40H30

H20

H10

E10

E20

E30

E40E50

E60

E80

HC

OLI

GN

GA

LQD

BBG

HYD

OTH

WIN

BGS

BIO

PAX

UR

NSO

L

SMW

GEO

ELC

'IMPELC1'

'RNWSMW1'

'IMPURN1'

'MINPAX1'

'MINLQD1'

'RNWBBG1'

'RNWBGS1'

'RNWBIO1'

'IMPHCO1'

MINOTH1''IMPNGA1'

'MINNGA1'

'MINLIG1'

'MINHCO1'

'EXPELC1'

'IMPELC2'

Fig. 3. Diagram of Reference Energy System (RES) for MARKAL – PL model’s basic version (own study)


20

E6D – biogas fi red cogeneration plant (new)E6E – fuel cell cogeneration plant (natural gas)E6F – CHP gas microturbine (< 120 kW)E80 – industrial cogeneration plants

E81 – hard coal fi red industrial cogeneration plantsE82 – gas fi red industrial cogeneration plantsE83 – biomass and gas fi red industrial cogeneration plantsE84 – other fuel fi red industrial cogeneration plantsH10 – commercial heat plants

H10 – commercial heat plants (existing)H1A – natural gas fi red heat plantH1B – geothermal heat plantH1C – solar heat plantH1D – biomass fi red heat plantH20 – non-commercial heat plants

H20 – commercial heat plants (existing)H30 – local heat sources

H31 – industryH32 – servicesH33 – householdsH34 – agricultureH40 – individual heat sources (heat balance complement)H40 – individual – for heat balance complementSRCENCP – Energy acquisition options (SouRCe ENergy Carrier

Price level)

IMPELC1 – electricity importIMPELC2 – electricity importEXPELC1 – electricity exportMINHCO1 – hard coal extractionIMPHCO1 – hard coal importMINLIG1 – lignite extractionMINNGA1 – natural gas extractionIMPNGA1 – natural gas importMINOTH1 – acquisition - other fuelsRNWBIO1 – biomass acquisitionRNWBGS1 – biogas acquisitionRNWBBG1 – acquisition – biomass and biogasMINLQD1 – liquid fuel acquisitionMINPAX1 – other fuel acquisitionIMPURN1 – uranium importRNWSMW1 – solid municipal waste acquisition

4. SummaryThe next part of the series of papers will present a set of assumptions adopted in the MARKAL model for Poland. Also presented will be elec-tricity and heat demand forecasts, and forecast of power unit outages in existing power plants and cogeneration plants, as well as an annual listing of technical and economic indicators of the energy technologies included in the model database.

REFERENCES

1. Zapotrzebowanie mocy w KSE, PSE Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=77.

2. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej (2001–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warsaw 2002–2010.

3. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego (2007–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warsaw 2008–2010.

4. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów ener-getycznych ze szczególnym uwzględnieniem bioenergii, doctoral dissertation, Gdańsk University of Technolog, Gdańsk 2006.

5. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetyc-znych z uwzględnieniem mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, Vol. XXXVII, special issue: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa ”Aktualne problemy w ele-ktronergetyce APE ’07”, Polish Academy of Sciences, The Committee on Power Engineering Problems, Gdańsk 2007.

6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawialnych źródeł energii w modelach rozwoju systemów ener-getycznych, Rynek Energii, April 2007, Issue 2(69), pp. 41–47, Kaprint, Lublin 2007.

7. Fishbone L.G. et al. User’s Guide for MARKAL (BNL/KFA Version 2.0). IEA, Upton, Long Island, New York and KFA, Jülich, Germany, 1983.

8. Loulou R., Goldstein G., Noble K., Documentation for the MARKAL Family of Models, Energy Technology Systems Analysis Programme, October 2004.

9. Seebregts A.J., Goldstein G.A., Smekens K., Energy/Environmental Modeling with the MARKAL Family of Models, International Resources Group, Washington 2000.

10. Kamrat W., Metody oceny efektywności inwestowania w elektroener-getyce, Gdańsk University of Technology Publishers, Gdańsk 2004.

11. Waltrowski T., Babraj P., Polityka inwestycyjna spółek dystrybucyjnych a bezpieczeństwo dostaw energii, Wokół Energetyki, December 2004.

Marcin Jaskólski



Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His scientifi c interests, besides integrated modelling of power system development,

include the use of renewable energy resources and nuclear power generation.


21

PL

1. WprowadzenieW niniejszym artykule przedstawiono koncepcję modelu rozwoju systemów ener-getycznych, obejmującego strukturę wytwa-rzania energii elektrycznej i ciepła w Polsce. Uwzględniono w nim produkcję ze źródeł energetyki zawodowej, tj. elektrowni systemowych, elektrociepłowni, przedsię-biorstw ciepłowniczych oraz uzupełniono o wytwarzanie energii ze źródeł generacji rozproszonej, tj. elektrowni niezależnych, odnawialnych źródeł energii. Opracowanie bilansu ciepła oraz struktury jego wytwa-rzania wynika z konieczności uwzględnienia źródeł wytwarzających ciepło i energię elek-tryczną w skojarzeniu, w modelu systemu energetycznego dla Polski.Narzędziem wykorzystanym w badaniach modelowych był pakiet optymalizacyjny MARKAL (MARKet ALlocation) do progra-mowania modeli rozwoju systemów energe-tycznych, ze szczególnym uwzględnieniem struktury wytwórczej, na podstawie bilansu energii [7, 8, 9]. Pakiet ten został zmody-fikowany przez autora i przystosowany do prowadzenia analiz mających na celu uwzględnienie mechanizmów promowania źródeł odnawialnych i wysokosprawnej kogeneracji. Metodyka modelowania tych mechanizmów była przedmiotem rozprawy [4], a także została opublikowana w pracach [5, 6]. W modelu uwzględniono również mechanizm ograniczania emisji CO2, obowiązujący w UE, tzn. EU ETS – European Union Emission Trading Scheme oraz krajowe systemy ograniczania emisji SO2 i NOx.W swojej standardowej wersji model MARKAL pozwala na rozwiązywanie problemów programowania liniowego opartych na minimalizacji zaktualizowanej wartości netto kosztów dostawy energii do odbiorcy końcowego. Zmiennymi decyzyjnymi są m.in.: wielkość mocy zain-stalowanej i wielkość rocznej produkcji w technologiach przetwarzania różnych form energii. Zasada działania jest następu-jąca: użytkownik modelu podaje aktualne i prognozowane zapotrzebowanie na energię

finalną lub użyteczną, a procedura optyma-lizacyjna wybiera najtańszy sposób dostawy energii do odbiorcy, przy spełnieniu zało-żonych ograniczeń, dotyczących aspektów technicznych, ekonomicznych i środowi-skowych pracy systemu energetycznego. Wszelkie proponowane w modelu inwe-stycje są uważane za optymalne w całym rozpatrywanym horyzoncie czasowym, a nie w bieżącym okresie czasu. W standardowej wersji modelu dobierane wielkości dotyczą mocy zainstalowanej i produkcji energii w źródłach wytwórczych danej technologii, natomiast nie są obliczane wielkości jedno-stek wytwórczych wchodzących w skład źródeł ani nie jest określana ich liczba. Schemat ideowy struktury danych wejścio-wych i rezultatów uzyskiwanych za pomocą modelu MARKAL przedstawiono na rys. 1. Kryterium optymalizacji, zastosowane w modelu MARKAL, opisano w rozdziale 2.

Horyzont czasowy modelu podzielono na okresy pięcioletnie. Uzyskane założenia i wyniki modelowania są bilansowane w ujęciu rocznym, ale jednocześnie są reprezentatywne dla całego pięcioletniego okresu. Okresem bazowym, tzn. pierw-szym okresem analizy modelowej, są lata 2005–2009. W modelu MARKAL okres

ten oznaczony jest pierwszym rokiem jego trwania (2005). Jest to przedział czasu, który w całości odnosi się do przeszłości i dla którego podane zostały historyczne dane. Horyzont czasowy planowania został wyznaczony do 2060 roku.System energetyczny jest rozumiany jako sieć wzajemnych powiązań zasobów energii w różnych postaciach z odbiorcami końco-wymi poprzez zestaw technologii energe-tycznych. W opisywanym modelu struk-tura powiązań przepływów poszczególnych nośników energii z odpowiadającymi im technologiami nazywa się Energetycznym Systemem Odniesienia (ESO lub RES, ang. Reference Energy System). Energetyczny system odniesienia opisano w rozdziale 3.Stopa dyskonta w modelu została ustalona dla całego systemu na poziomie 10%. Wskaźnik wzrostu cen detalicznych, wg którego wskaź-niki ekonomiczne w modelu przeliczane są na rok 2009, wynosi 2,5% rocznie i jest stały w całym horyzoncie czasowym. Zastosowany kurs euro do złotówki jest następujący: 1 EUR = 4,00 PLN.Przyjęto następujące jednostki w modelu: jednostka energii = 1 TJ; jednostka mocy = 1 MW (moc elektryczna) lub 1 MJ/s (moc cieplna); jednostka zdolności produkcyjnej = 1 TJ/a; jednostka monetarna = 103 EUR (2009); jednostka emisji = 1 t. Przyjęcie takiego zestawu pozwala na uzyskanie wskaźników kosztów i nakładów wyrażonych w powszechnie stosowanych jednostkach, np. EUR (2009)/kW lub EUR (2009)/GJ.

2. Kryterium OptymalizacjiW niniejszym rozdziale przedstawiono kryte-rium optymalizacji zastosowane w modelu MARKAL. Jest nim minimalizacja zdys-kontowanej sumy zaktualizowanej wartości strumienia kosztów rocznych, generowanych przez system energetyczny we wszystkich latach horyzontu czasowego [8]:

(1)


Zastosowanie modelu MAKRAL do optymalizacji struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w długoterminowym horyzoncie czasowym. Część I – koncepcja modelu

AutorMarcin Jaskólski

Słowa kluczoweMARKAL, programowanie liniowe, modelowanie systemów energetycznych

StreszczenieArtykuł rozpoczynający cykl artykułów o tej tematyce, prezentuje koncepcję modelu rozwoju systemu energetycznego w zakresie struktury technologicznej wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, w horyzoncie długoterminowym – do roku 2060. Model ten oparty jest na strukturze matematycznej pakietu optymalizacyjnego MARKAL. Przedstawiono krótką charakterystykę narzędzia zastosowanego w badaniach modelowych. Ponadto opisano kryterium optymalizacji i zaprezentowano strukturę Energetycznego Systemu Odniesienia (ang. Reference Energy System).

MARKAL

Ograniczeniawydobyciai importu nośników

energetycznych

Zapotrzeb.na energię użyteczną

Charakterystykiekonomiczne

Dane techniczno--ekonomiczne

Wyniki

Zaso

by e

nerg

ii H

ande

l noś

nika

mi e

nerg

etyc

znym

iD

ane społeczno--ekonom

iczne

Min. kosztsystemu

Udział w rynku

.

.

. .

Charakterystykitechniczne

Rys. 1. Schemat ideowy struktury modelu budowa-nego za pomocą pakietu MARKAL. Opracowano na podstawie [7]

M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 15–20

22

gdzie:

Z – całkowity zdyskontowany do roku bazowego koszt systemu energetycz-nego [jednostka monetarna]

t – indeks okresu czasu, dla którego wprowadzane są dane

T – liczba okresów w horyzoncie czasowym [-]

i – indeks pojedynczych lat w okresie czasowym t

M – liczba lat w jednym okresie czasowym t [a]

Ktr – koszty roczne generowane przez

system energetyczny w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/a];

d – ogólna stopa dyskonta dla całego systemu energetycznego [1/a].

Strumień kosztów rocznych generowanych przez system energetyczny przedstawiony jest za pomocą następującej zależności:

(2)

gdzie:

p – indeks technologiie – indeks nośnika energiis – indeks opcji pozyskania lub dostawy

energii (imp – zakup spoza rozpa-trywanego obszaru – import, eksp – sprzedaż poza rozpatrywany obszar – eksport, min – wydobycie paliw nieodnawialnych, rnw – pozy-skanie energii pierwotnej ze źródeł odnawialnych)

v – indeks typu emitowanego zanieczyszczenia

– uśrednione roczne koszty obsługi kapitału w okresie czasu t, związane z nakładami inwestycyjnymi pono-szonymi w rozpatrywanym hory-zoncie czasowym na obiekty ener-getyczne pracujące wg technologii p

– roczne koszty eksploatacyjne stałe, związane z zainstalowaną mocą w obiektach energetycznych pracu-jących wg technologii p, w okresie czasu t

– roczne koszty materiałów rucho-wych obiektów energetycznych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t

– roczne koszty dostawy paliwa lub energii e do obiektów energetycz-nych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t

– roczne koszty zakupu lub sprzedaży towaru/nośnika (albo pozyskania energii pierwotnej) oferowanego w opcji dostawy s, w okresie czasu t

– roczne koszty użytkowania środo-wiska na skutek emisji zanieczysz-czenia v, w okresie czasu t.

Bardziej szczegółowy opis strumienia kosztów rocznych przedstawia się następująco:

(3)

(4)

gdzie:

– nakłady inwestycyjne na jednostkę mocy zainstalowanej w obiek-tach wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka mocy)]

– rata kapitałowa dla obiektów pracu-jących wg technologii p i zbudowa-nych w okresie czasu t [1/a]

– (zmienna decyzyjna) przyrost mocy produkcyjnej zainstalowanej we wszystkich obiektach wytwór-czych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t – zakłada się, że nakłady inwestycyjne ponoszone są jednorazowo w pierwszym roku okresu t, a zainstalowana nowa moc jest dostępna przez cały okres t i okresy następne do momentu zakończenia okresu użytkowania charakterystycznego dla obiektów pracujących wg technologii p [jednostka mocy]

– jednostkowe roczne koszty eksplo-atacyjne stałe w obiektach wytwór-czych pracujących wg technologii p, w każdym roku okresu czasu t [(jednostka monetarna)/((jednostka mocy)∙a)]

– (zmienna decyzyjna) całkowita moc zainstalowana we wszystkich obiektach wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [jednostka mocy]

– jednostkowe roczne koszty mate-riałów ruchowych w obiektach wytwórczych pracujących wg tech-nologii p, w każdym roku okresu czasu t [(jednostka monetarna)//(jednostka energii)]

w – indeks przedziału czasowego wg podziału roku na pory roku i strefy dobowe

– (zmienna decyzyjna) ilość wypro-dukowanej energii przez obiekty pracujące wg technologii p, w prze-dziale czasowym w każdego roku okresu czasu t [(jednostka energii)/a]

– koszt dostawy jednostki energii w paliwie wsadowym e do obiektów wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka energii)]

– jednostkowe zużycie energii w paliwie wsadowym e w obiektach

wytwórczych pracujących wg technologii p, w okresie czasu t [(jednostka energii)/(jednostka energii)]

– cena pozyskania lub sprzedaży jednostki energii (towaru) z opcji dostawy s, w okresie czasu t [(jednostka monetarna)/(jednostka energii)]

– (zmienna decyzyjna) roczna ilość energii (towaru) pozyskiwanej lub sprzedawanej w ramach opcji dostawy s w każdym roku okresu czasu t [(jednostka energii)/a]

– jednostkowy koszt emisji zanie-czyszczenia v w każdym roku okresu czasu t – reprezentuje koszty użyt-kowania środowiska oraz koszty pozyskania uprawnień do emisji [(jednostka monetarna)/(jednostka masy)]

– (zmienna decyzyjna) ilość emisji zanieczyszczenia v lub jej równo-ważnika (ilość wymaganych uprawnień do emisji) w każdym roku w okresie czasu t [(jednostka masy)/a]

– stopa dyskonta dla technologii p – okres eksploatacji maszyn i urzą-

dzeń w obiektach energetycznych pracujących wg technologii p.

Funkcja celu i zmienne decyzyjne osiągają wartości z obszaru rozwiązań ograniczo-nego liniowymi zależnościami, dotyczącymi m.in. bilansu nośników energii i towarów oraz bilansu mocy obiektów energetycz-nych. Rzeczywista struktura matematyczna modelu jest znacznie bardziej skompli-kowana. Szersze jej omówienie znajduje się w dokumentacji [8]. Na uwagę zasłu-guje fakt możliwości tworzenia własnych równań na podstawie zmiennych dostęp-nych w standardowej wersji modelu i współ-czynników określanych przez użytkownika (tzw. ADRATIO). Dobra znajomość kodu źródłowego pozwala również na tworzenie własnych równań na bazie utworzonych przez siebie zmiennych i parametrów.

3. Energetyczny System Odniesienia (RES)Energetyczny System Odniesienia (ang. RES) to swoisty „szkielet” modelu, łączący odpowiednimi technologiami i przepły-wami energii jej zasoby z zapotrzebo-waniem finalnym. RES jest opracowy-wany przez użytkownika modelu i zależy od jego inwencji twórczej. Ograniczenia w jego budowaniu wynikają z zasad przy-jętych przez twórców narzędzia MARKAL. Dotyczą one m.in. podziału wszystkich dostępnych w modelu MARKAL techno-logii na trzy grupy: 1) procesy (processes); 2) technologie przetwarzania (conversion technologies); 3) „technologie popytowe” (demand devices). Technologie nazywane w programie MARKAL „procesami (PRC)” odpowiadają za przetwarzanie energii z wyłączeniem przemian, których nośnikiem wyjściowym jest energia elektryczna lub ciepło. Za produkcję tych dwóch ostatnich odpowiedzialne są „technologie przetwa-rzania (CON)”, wśród których rozróżnia się


23

elektrownie, ciepłownie i elektrociepłownie. „Technologie popytowe (DMD)” przetwa-rzają nośniki energii (paliwa, energia elek-tryczna, ciepło) na energię użyteczną (np. ciepło do ogrzewania pomieszczeń, ciepło do przygotowania ciepłej wody użytkowej, chłód sieciowy do klimatyzacji pomieszczeń itp.), aby pokryć zapotrzebowanie na usługi energetyczne. Przykładem technologii okre-ślanej mianem „procesu” może być rafi-nacja ropy naftowej, natomiast „technologii popytowej” – indywidualny kocioł gazowy, instalacja ogrzewania elektrycznego albo

technologia oświetleniowa. Na rys. 2 zapre-zentowano schemat ideowy Energetycznego Systemu Odniesienia w programie MARKAL.W rozważanym podejściu, inaczej niż w rozprawie [4], nie wyróżniono poziomów bilansowych, odpowiadających sieci rozdzielczej i przesyłowej elektroenerge-tycznej, dążąc do prostej struktury modelu. Z tego samego powodu nie wyodrębniono poziomów bilansowych ciepła ze źródeł zawodowych, niezawodowych lub lokal-nych, lecz zaproponowano jeden wspólny dla wszystkich grup wytwórców. Zastosowanie metody modelowania systemu elektroenergetycznego i systemów ciepłow-niczych w postaci poziomów bilansowych („zbiorczych szyn”) wynika z ograniczeń narzędzia MARKAL. Do bardziej szczegó-łowej analizy rozwoju infrastruktury prze-syłowej i rozdzielczej wymagane jest zasto-sowanie innego typu narzędzi modelowych, które uwzględniają złożoność tej struktury.W modelach bazujących na koncepcji Energetycznego Systemu Odniesienia (RES) elektroenergetyczna infrastruktura sieciowa jest przedstawiana w bardzo uproszczony sposób. W modelu MARKAL, z zastoso-waniem standardowego podejścia, system elektroenergetyczny może być wyrażony za pomocą pojedynczej zbiorczej szyny. Przypisane są jej jednostkowe zmienne koszty eksploatacyjne i jednostkowe nakłady inwestycyjne, odniesione do mocy zainsta-lowanej w nowych technologiach wytwór-czych, proponowanych przez procedurę optymalizacyjną. Użytkownik modelu określa również sprawność przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Dane dotyczące infrastruktury sieciowej opracowano na podstawie informacji zawar-tych w pracach [4, 10]. Wskaźnik ERESERV określono na podstawie szczytowego zapo-trzebowania na moc w 2009 roku [1] oraz na podstawie średniego zapotrzebowania na moc w okresie zima-dzień (winter-day). Zakłada się, że każda nowa inwestycja niesie za sobą konieczność inwestowania

w infrastrukturę sieciową. W przypadku obiektów scentralizowanych (CEN) uwzględnia się nakłady na sieć przesyłową i dystrybucyjną oraz związane z nimi koszty eksploatacyjne, zaś dla elektrowni zdecen-tralizowanych (DCN), definiowanych jako źródła przyłączone do sieci rozdzielczej, brane są pod uwagę tylko nakłady i koszty związane z systemem dystrybucyjnym. Określono wskaźniki nakładów inwesty-cyjnych i kosztów eksploatacyjnych przy-pisanych sieciom elektroenergetycznym. Wskaźniki nakładowe dla sieci przesyłowej zostały oszacowane na podstawie wydatków poniesionych na inwestycję w 100 km linii przesyłowej jednotorowej 400 kV. Dane zaczerpnięto z [10].Sieć rozdzielczą (dystrybucyjną) opisano na podstawie założeń zaproponowanych w [11]. Opracowanie podaje łączne nakłady na sieć dystrybucyjną na 1 GW nowych mocy zainstalowanych w elektrowniach, co wykorzystano do obliczeń jednostkowych nakładów na inwestycję w sieć dystry-bucyjną w przypadku budowy nowych elektrowni.W omawianym modelu określono spraw-ności przesyłu i dystrybucji energii elek-trycznej na podstawie danych ARE SA [2] o stratach energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym.Rozkładu zapotrzebowania na energię elek-tryczną ze względu na pory roku doko-nano na podstawie bilansów miesięcznych energii w statystykach elektroenergetyki polskiej ARE SA [2]. Rozkład dobowy opra-cowano na podstawie danych z serwisu internetowego PSE-Operator SA [1], gdzie opublikowano charakterystyki obciążenia systemu elektroenergetycznego. Pozwoliło to na uwzględnienie w modelu zróżnicowa-nego obciążenia systemu elektroenergetycz-nego w ciągu dnia i w nocy. Na podstawie tych danych opracowano rozkład procen-towy zapotrzebowania na energię elek-tryczną (NDM_FR) dla każdego przedziału czasowego (ZY), określonego porą roku (Z) i porą doby (Y). Z uwagi na brak szczegó-łowych danych, przyjęto ten sam rozkład zapotrzebowania na energię elektryczną we wszystkich sektorach gospodarki (DM).Rozkład zapotrzebowania na energię w roku jest konieczny ze względu na sezonową i dobową zmienność obciążenia. Pozwala on na modelowanie uproszczonej charaktery-styki zapotrzebowania na moc w systemie elektroenergetycznym lub ciepłowniczym. Dzięki takiemu podejściu otrzymuje się średnie zapotrzebowanie na moc w danym sezonie w porze doby „dzień” i „noc”. Taka charakterystyka jednak nie wystarcza do zobrazowania najwyższego obciążenia w roku, a jest ono potrzebne do określenia mocy osiągalnej wymaganej w systemie. W tym celu model wybiera przedział czasowy o najwyższym średnim zapo-trzebowaniu na moc (zwykle zima-dzień) i względem niego dobiera szczytowe zapo-trzebowanie, bazując na podanych przez użytkownika modelu współczynnikach. Najistotniejszymi z nich są: współczynnik rezerwy (ERESERV) oraz współczynniki udziału mocy danej elektrowni, a raczej grupy elektrowni o wspólnych cechach (opcji technologicznej), w pokrywaniu szczytowego zapotrzebowania na moc.

Podziału roku dokonano, przydzielając pełne miesiące trwania pór roku do poszcze-gólnych sezonów modelowych. Zima obej-muje miesiące styczeń – marzec, wiosna i jesień (pora przejściowa) kwiecień – czer-wiec i październik – grudzień, natomiast lato miesiące: lipiec – wrzesień. Pory dnia (dzień i noc) dobrano tak, aby we wszystkich sezonach były sobie równe. Dzień obejmuje godziny od 8.00 do 19.59, a noc – godziny od 20.00 do 7.59.W ESO (RES) modelu dla Polski (MARKAL-PL) wykorzystano technologie wytwarzania energii elektrycznej i/lub ciepła należące do grupy CON (CONversion tech-nologies). Obejmuje ona elektrownie ELE (ELEctric plants), elektrociepłownie CPD (CouPleD production plants) i ciepłownie HPL (Heating PLants). Nazwy składają się z trzech liter. Nazwy elektrowni (el.) i elektrociepłowni (ec, EC) zaczynają się od litery E, zaś nazwy ciepłowni od litery H. Technologiom reprezentującym elektrownie i EC istniejące nadano nazwy składające się z litery E i dwóch cyfr, np. E11, E64, E81. Nowym elektrowniom, tzn. technologiom reprezentującym elektrownie o wspól-nych cechach charakterystycznych, nadano nazwy składające się z litery, cyfry i litery, np. E1A, E3A, itp.Elektrowniom opartym na węglu kamiennym i brunatnym nadano nazwy E11, E12, E1A itp. (drugi znak to cyfra 1). Elektrowniom jądrowym: E2A, E2B, E2C. Odnawialnym źródłom energii, z wyłącze-niem elektrowni wodnych zawodowych oraz elektrociepłowni na paliwa odnawialne, przypisano cyfrę 3, np. E31, E33, E3A. Cyfra 4 zarezerwowana jest dla elektrowni na gaz ziemny (np. E4A). Cyfra 5 odpowiada elek-trowniom wodnym zawodowym, obejmu-jącym elektrownie pompowe (np. E53, E55). Cyfra 6, jako drugi znak, występuje w nazwie wszystkich elektrociepłowni zawodowych i niezależnych, np. E64, E6A, itp. Cyfrę 8 przeznaczono elektrociepłowniom przemy-słowym istniejącym, np. E81, E82, itp. Z powodu dużej liczby technologii CON, do celów przedstawienia ESO (RES) na rys. 3, pogrupowano je wg wspólnych cech charak-terystycznych, np. E10 – elektrownie zawo-dowe na węgiel, E20 – elektrownie jądrowe, E60 – elektrociepłownie zawodowe, itp. Podział istniejących elektrowni na techno-logie energetyczne wynika głównie z dostęp-ności szczegółowych danych na ich temat. Stąd elektrociepłownie zawodowe i nieza-leżne (technologie E64 – E68) pogrupowano wg mocy zainstalowanej, zgodnie z meto-dyką przyjętą w Statystyce Elektroenergetyki Polskiej [2]. Indeks ENT (ENergy Types) zawiera nośniki energii i inne towary, które mogą być przed-miotem handlu, a pochodzą z technologii energetycznych. Dlatego wyszczególniono prawa majątkowe do świadectw pocho-dzenia energii. Z uwagi na poziom uszcze-gółowienia danych o zużyciu paliwa, dostęp-nych w źródłach Agencji Rynku Energii SA [2, 3], zastosowano zagregowane nośniki energetyczne, tj. biomasę i biogaz (BBG), paliwa ciekłe (LQD). Z kolei dla lokalnych i indywidualnych źródeł ciepła zastoso-wano zagregowany nośnik energetyczny (PAX), reprezentujący paliwa dla tego typu obiektów.

Rys. 2. Schemat ideowy Energetycznego Systemu Odniesienia (ESO) w MARKAL. Opracowano na podstawie [7]


24

Z powodu przyjętego założenia, że w podsta-wowej wersji modelu zapotrzebowanie będzie dotyczyć energii finalnej, a nie użytecznej, technologie popytowe (DMD) nie reprezentują żadnych fizycznie istnie-jących urządzeń, są to tzw. dummy techno-logies. Stąd dla zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło w każdym z sektorów gospodarki zaproponowano minimalną liczbę (P) technologii popytowych, taką, że P = 1. Opcje pozyskania energii (SRCENCP) obejmują wydobycie i import paliw oraz pozyskanie paliw odnawialnych i odpadów komunalnych.

Schemat Energetycznego Systemu Odniesienia (ESO, RES) dla opracowanego modelu MARKAL-PL w wersji podstawowej przedstawiono na rys. 3. DM – Kategorie Zapotrzebowania

(DeMand)IH – zapotrzebowanie na ciepło

– przemysłAH – zapotrzebowanie na ciepło

– rolnictwoCH – zapotrzebowanie na ciepło – usługiRH – zapotrzebowanie na ciepło – sektor

mieszkaniowyIE – energia elektryczna – przemysłAE – energia elektryczna – rolnictwoTE – energia elektryczna – transportCE – energia elektryczna – usługiRE – energia elektryczna – sektor

mieszkaniowyENT – Nośniki energii (ENergy Types)ELC – energia elektrycznaLTH – ciepło niskotemperaturoweHCO – węgiel kamiennyLIG – węgiel brunatnyNGA – gaz ziemnyOTH – inne paliwaBIO – biomasaBGS – biogazBBG – biomasa i biogazHYD – energia spadku wodyWIN – energia wiatruLQD – paliwa ciekle dla elektrowni i ECPAX – paliwa dla lokalnych źródeł ocieplaURN – uran dla EJSOL – energia słońcaGEO – energia geotermalnaSMW – odpady komunalne staleCON – Technologie przetwarzania

energii (CONversion technologies)E10 – el. cieplne zawodowe – węgiel

kamienny (WK) i brunatny (WB)

E11 – el. cieplne zawodowe na WKE12 – el. cieplne zawodowe na WBE1A – el. cieplne zawodowe na WK

– nowe (2010–2025)E1B – el. cieplne zawodowe na WB

– nowe (2010–2025)E1D – IGCC CCS – WKE1E – PF CCS – WKE20 – el. jądroweE2A – el. jądrowe nowe z reaktorami

PWR (2025–2030)E2B – EJ Gen IV – GTMHR (wzboga-

cenie U235 19%)E2C – EJ Gen IV – PBR Pebble bed

reactor (wzbogacenie U235 9%)E30 – el. niezależne – odnawialne

źródła energii (OZE)E31 – el. wodne przepływowe

– niezależneE33 – el. wiatroweE34 – el. biogazoweE35 – el. na biomasęE3A – farmy wiatrowe – nowe

(2010–2025)E3B – el. wiatrowe – offshoreE3C – panele fotowoltaiczne PVE3D – el. ze zgazowaniem upraw energe-

tycznych (biomasa)E3E – układ gazowo-parowy GTCC

ze zgazowaniem biomasyE3F – układ gazowo-parowy CCGT

ze zgazowaniem biomasy z sekwe-stracją CO2 (po 2030 roku)

E3G – el. ze zgazowaniem upraw energe-tycznych (biomasa) – nowsza

E3H – silnik gazowy na biogazE3J – układ z turbiną parową opalany

odpadami komunalnymiE40 – el. wykorzystujące gaz ziemny (GZ)E4A – źródła gazowe interwencyjne

(2015–2025)E4B – el. cieplne zawodowe na GZ

– nowe (2010–2025)E4C – układ gazowo-parowy GTCC

z CCSE4E – ogniwa paliwowe na gaz ziemnyE50 – el. wodne i szczytowo-pompowe

zawodoweE52 – el. wodne zawodowe pozostałe

(z dopływu naturalnego)E53 – el. szczytowo-pompoweE55 – el. z członem pompowymE60 – ec zawodowe i niezależneE64 – elektrociepłownie zawodowe – EC1E65 – elektrociepłownie zawodowe – EC2E66 – elektrociepłownie zawodowe – EC3E67 – elektrociepłownie zawodowe – EC4E68 – elektrociepłownie niezależne – ECNE6A – ec zawodowe na WK

– nowe (2010–2025)E6B – ec zawodowe na GZ

– nowe (2010–2025)E6C – ec zawodowe na BIO

– nowe (2010–2025)E6D – EC biogaz (nowa)E6E – EC ogniwa paliwowe (gaz ziemny)E6F – CHP mikroturbina gazowa

(<120 kW)E80 – ec przemysłoweE81 – ec przemysłowe na WKE82 – ec przemysłowe na GAZE83 – ec przemysłowe na biomasę

i biogazE84 – ec przemysłowe na inne paliwaH10 – ciepłownie zawodoweH10 – ciepłownie zawodowe (istniejące)

H1A – ciepłownia na gaz ziemnyH1B – ciepłownia geotermalnaH1C – ciepłownia na kolektory słoneczneH1D – ciepłownia na biomasęH20 – ciepłownie niezawodoweH20 – ciepłownie niezawodowe

(istniejące)H30 – lokalne źródła ciepłaH31 – przemysłH32 – usługiH33 – gospodarstwa domoweH34 – rolnictwoH40 – indywidualne źródła ciepła

(dopełnienie bilansu ciepła)H40 – indywidualne – dla dopełnienia

bilansu ciepłaSRCENCP – Opcje pozyskania energii

(SouRCe ENergy Carrier Price level)

IMPELC1 – import energii elektrycznejIMPELC2 – import energii elektrycznejEXPELC1 – eksport energii elektrycznejMINHCO1 – wydobycie węgla

kamiennegoIMPHCO1 – import węgla kamiennegoMINLIG1 – wydobycie węgla

brunatnegoMINNGA1 – wydobycie gazu ziemnegoIMPNGA1 – import gazu ziemnegoMINOTH1 – pozyskanie – inne paliwaRNWBIO1 – pozyskanie biomasyRNWBGS1 – pozyskanie biogazuRNWBBG1 – pozyskanie – biomasa

i biogazMINLQD1 – pozyskanie paliw ciekłychMINPAX1 – pozyskanie innych paliwIMPURN1 – import uranuRNWSMW1 – pozyskanie odpadów komu-

nalnych stały 4. PodsumowanieW kolejnej części cyklu artykułów zapre-zentowany zostanie zbiór założeń przy-jętych w modelu MARKAL dla Polski. Przedstawione zostaną również prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło oraz prognoza wyłączania bloków energetycznych w istniejących elektrow-niach i elektrociepłowniach, a także sporzą-dzone zostanie zestawienie zawierające wskaźniki techniczno-ekonomiczne tech-nologii energetycznych uwzględnionych w bazie danych modelu.

Bibliografia1. Zapotrzebowanie mocy w KSE, PSE

Operator SA, Konstancin-Jeziorna 2012, http://www.pse-operator.pl/index.php?dzid=77.

2. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej (2001–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2002–2010

3. Statystyka Ciepłownictwa Polskiego (2007–2009), Agencja Rynku Energii (ARE) SA, Warszawa 2008–2010.

4. Jaskólski M., Modelowanie rozwoju regionalnych systemów energetycz-nych ze szczególnym uwzględnie-niem bioenergii, rozprawa doktorska, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2006.

5. Jaskólski M., Bućko P., Modelowanie rozwoju systemów energetycznych z uwzględnieniem mechanizmów promo-wania odnawialnych źródeł energii, Archiwum Energetyki 2007, tom XXXVII,

IE1

TE1

RE1

CE1

AE1

RH1

CH1

AH1

IH1

IE AE CE RE TE

AH CHRHIH

ELC LTH

H40H30

H20

H10

E10

E20

E30

E40E50

E60

E80

HC

OLI

GN

GA

LQD

BBG

HYD

OTH

WIN

BGS

BIO

PAX

UR

NSO

L

SMW

GEO

ELC

'IMPELC1'

'RNWSMW1'

'IMPURN1'

'MINPAX1'

'MINLQD1'

'RNWBBG1'

'RNWBGS1'

'RNWBIO1'

'IMPHCO1'

MINOTH1''IMPNGA1'

'MINNGA1'

'MINLIG1'

'MINHCO1'

'EXPELC1'

'IMPELC2'

Rys. 3. Schemat Energetycznego Systemu Odniesienia (RES) dla podstawowej wersji modelu MARKAL-PL (opracowanie własne)


25

numer specjalny: XII Międzynarodowa Konferencja Naukowa „Aktualne problemy w elektronergetyce APE ’07”, Polska Akademia Nauk, Komitet Problemów Energetyki, Gdańsk 2007.

6. Jaskólski M., Bućko P., Odwzorowanie mechanizmów promowania odnawial-nych źródeł energii w modelach rozwoju systemów energetycznych, Rynek Energii, kwiecień 2007, nr 2(69), s. 41–47, Kaprint, Lublin 2007.

7. Fishbone L.G. i in., User’s Guide For MARKAL (BNL/KFA Version 2.0)”. IEA, Upton, Long Island, New York and KFA, Jülich, Germany, 1983.

8. Loulou R., Goldstein G., Noble K., Documentation for the MARKAL Family of Models, Energy Technology Systems Analysis Programme, October 2004.

9. Seebregts A.J., Goldstein G.A., Smekens K., Energy/Environmental Modeling with the MARKAL Family of Models,

International Resources Group, Washington 2000.

10. Kamrat W., Metody oceny efektyw-ności inwestowania w elektroenergetyce, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2004.

11. Waltrowski T., Babraj P., Polityka inwestycyjna spółek dystrybucyjnych a bezpieczeństwo dostaw energii, Wokół Energetyki, grudzień 2004.

Marcin Jaskólskidr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energe-tycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.


26

Influence of operation of national experimental nuclear reactor on the natural environment

AuthorsAgnieszka Kaczmarek-KacprzakMarcin Jaskólski

Keywordsnational experimental nuclear reactor, operation of nuclear reactor on natural environment

AbstractThis paper presents the impact of experimental nuclear reactor operations on the national environment, based on assessment reports of the radiological protection of active nuclear technology sources. Using the analysis of measurements carried out in the last 15 years, the trends are presented in selected elements of the environment on the Świerk Nuclear Centre site and its surroundings. In addition, the impact of research results is presented from the fi fteen year period of environmental analysis on building public confi dence on the eve of the start of construction of the fi rst Polish nuclear power plant.

IntroductionNuclear technologies rouse many emotions in Polish society. In light of the events at Chernobyl in 1986 and Fukushima in 2011 doubts and questions are raised about the safety of these tech-nologies and their impact on the environment and people living in the vicinity of such power plants, or working at them. In Poland a research nuclear reactor has been in operation since 1958 at the Institute of Nuclear Research in Świerk, near Warsaw. Long-term observations of the reactor’s operation substantiate the determination of its impact on the environment. Monitoring, analysis of environmental measurements, and their archiving has been provided by the Radiation Measurements Laboratory, which is now part of the National Centre for Nuclear Research. Results obtained at the Laboratory are reported in this paper. Continuous radioecological monitoring is an element of the reactor’s nuclear safety and radioecological protection, and ensures its proper operation in accordance with national and international guidelines.

1. Domestic nuclear technologies The fi rst nuclear power programs in Poland date back to the 1950s, when development of the fi rst nuclear power plant and the fi rst Polish nuclear-powered ship was planned. As it is known, the project of Żarnowiec Nuclear Power Plant Under Construction has not lived to see completion, one of the reasons being the negative result of a public opinion survey. The end of the 1950s was also the time of work on the fi rst Polish research reactor’s commissioning. On June 14, 1958 the fi rst Polish

(water experimental nuclear) research reactor, called Ewa, was commissioned. This facility enabled the development of science in the fi eld of nuclear technology. In more than thirty years of its operation the reactor enabled: studies of material structures, application of nuclear techniques in medical diagnosis and treat-ment, and the search for their new industrial applications, as well numerous scientifi c research programmes.In 1974 the second Polish research reactor was launched – Maria, named in honour of fellow Pole, and twice winner of the Nobel Prize, Maria Skłodowska-Curie. It is one of the eight research reac-tors operated in Europe with the capacity of over 15 MW and the neutron fl ux larger than 1∙1014 (n/cm2∙s). The Maria reactor allows for the continuation of scientifi c research, use of radioisotopes, research of neutron beams, neutronography, neutron therapy, and activation analysis. Technical and economic factors, inclu-ding the core’s user-oriented confi guration option, service life and operating eff ectiveness, as well as the facility’s location far away from big cities, are the reasons for Maris’s further operation. The facility is expected to operate for more than twenty years.Operation of nuclear facilities requires an adequate level of safety and radiological protection of the country. For this purpose the Central Laboratory for Radiological Protection was set up to exer-cise the protection against harmful eff ects of ionizing radia-tion on the population and individuals professionally exposed to radioactive contamination. The Laboratory has over 50 years of experience in assuring proper radiological protection related to the operation of nuclear technology in the country, as well as to the impact of facilities operated beyond its borders.

A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 26–31

27

2. Analysis of environmental measurement results from research in the last 15 years The Radiation Measurements Laboratory (LPD) of the National Nuclear Research Centre as part of its statutory activities takes measurements at and provides monitoring of the centre in Świerk, resulting in the assessment of its radiological protection. As part of its research the Lab assesses: the Institute personnel’s exposure to ionizing radiation, protection of the population and the environment on the site and in the surroundings of the centre in Świerk and the National Radioactive Waste Repository (KSOP) in Różan. This paper reports the results of environmental impact tests of the facilities, which are the main sources of radia-tion hazards at NCBJ, with particular consideration of the facili-ties of the Maria reactor and decommissioned Ewa reactor.One of the nuclear facilities monitored at Świerk centre is the reactor, Maria, which in 2010 was operated for 3,803 hours at powers of 30 kW – 23 MW. In a wet storage pool on the facility site there are MR-6 type interim spent fuel storage facilities, as well as MR-6 type fresh fuel storage facilities. During the reactor operation a twenty-four hour dosimetry service is provided. At an outage inspection is conducted on the fi rst shift, whereas during repair works in radiological emergency conditions inspec-tion is performed on both shifts. The dosimetry service includes ongoing monitoring of areas, and of process and laboratory faci-lities. The service included measurements of the distribution of dose powers and radioactive contamination, inspection of the dosimetric status of control and measurement devices, and of overall and personal protective equipment. In 2010, 64 control measurements were performed of water, fi lters, gases, and swabs, including 40 measurements of water samples from the interim storage pool from the rector’s primary and secondary circuits. Moreover, systematic measurements of fuel elements’ tightness were performed in the WNEP system dedicated for this purpose.Another monitored nuclear facility is the building of the decom-missioned nuclear reactor, Ewa, along with the reloading chamber and local storage, and RK-10 type spent fuel wet interim storage facilities. In the framework of the 2010 radiological protection assessment, the internal exposure of personnel was inspected. Maria reactor’s personnel were subjected to measure-ments of the activity of radionuclides inside human bodies taken with a whole body counter (WBC). 82 employees were inspected, while all subjects were administered a committed eff ective dose well below 0.1 mSv (Sv – sievert, an SI unit describing physical quantities relating to the ionizing radiation eff ect on living orga-nisms, 1 Sv = J/kg). On the site of Świerk centre, pursuant to ”Radiological moni-toring program on the site and in the surroundings of Świerk centre” approved by the then IEA director, the radionuclides concentration in environmental samples was measured. The environmental sampling map is shown in fi g. 1.

It should be remembered that every day a man is exposed to various types of radiation. Some are perceptible to the human

senses, such as: heat and light, while others are not, such as ioni-zing radiation from the sky, earth, air, or food. Ionizing radiation is a type of radiation that penetrates matter, changing electrical charges of electrically neutral atoms. According to its penetration capacity, ionizing radiation can be divided into: alpha particles, beta particles, gamma rays and X-rays, and neutrons. In tab. 1 radiation sources and their world-wide average doses are listed.

Out of the above mentioned, gamma radiation is used for radia-tion evaluation of the environment, which refl ects external exposure of people to natural and artifi cial sources of ionizing radiation existing in the environment or anthropogenic. Gamma radiation is highly capable of penetrating matter. Only a high--density material, such as lead or concrete, can screen off the radiation.

Fig. 1. Environmental sampling locations on the site and in the surroun-dings of Świerk centre [6]

Radiation source World-wide average doses, mSv

Cosmic 0.39

Gamma 0.46

Internal (from food and beverages) 0.23

Radon 1.3

Medical 0.3

Fallout 0.007

Exposure at work 0.002

Release from nuclear facilities 0.001

Manufactured goods 0.0005

Total 2.69

Tab. 1. List of radiation sources (based on the report of the United Nations Scientifi c Committee on the Eff ects of Atomic Radiation – UNSCEAR 1996)


28

Safety requirements demand continuous monitoring of the radiological protection of a source and its surroundings. The centre is monitored in 22 control points, from which current protection status data is collected. Background gamma radiation control locations on the site of the Świerk centre are shown in fi g. 2.Under the control scheme of radioactive pollution of the envi-ronment the radioactivity of selected environmental elements is systematically measured, such as: atmospheric aerosols from the centre’s site and surroundings, surface water from the Vistula and Świder rivers, tap (potable) water on the centre site, underground water on the centre site, well water from nearby farms, drainage/rain water fl owing out from the centre site to the Świder river, or precipitation from the centre site.

Measurements of radionuclide concentrations in environ-

mental samples

Concentrations of natural and artifi cial radioactive isotopes in the main components of the environment and, consequently, in basic foods, allows assessing humans’ internal exposure through oral absorption. Based on historical measurements, trends of changes in the environment resulting from the coexistence of nuclear technology with the domestic ecosystem can be observed. The analysis was based on the fi ndings contained in the reports of radiological protection assessment reports [6] for the last 25 years. Results from the years 1996–2010 were published, except for 1999 and 2006, for which there is no data. All values shown in fi g. 3–9 are average annual values compiled on the basis of data obtained from the current monitoring.

Fig. 3 presents a chart of the total beta activity measured in rain/drainage water on the Świerk centre site in 1996–2010, drawn up on the basis of the reports [6].

Beta particles, the total activity of which was observed in rain/drainage water, feature penetration capabilities. They can be contained by a thin layer of water, glass, or metal. They pose a threat if a radiation emitting substance has penetrated inside the human body. The radionuclide concentrations recorded in the rain/drainage waters are much lower than the limits adopted by LPD Laboratory and approved by the Nuclear Supervision [8], and in the last few years did not exceed 0.7 Bq/dm3.

In 2010, from the Świerk centre 82 700 m3 of general wastewater were disposed of to sewerage, the equivalent total activity of which amounted to ca. 4.2 ∙108 Bq (Bq – Becquerel, a radioac-tive body unit) and the average weekly activity did not exceed 0.81 ∙108 Bq. The equivalent activity consists of the sum of total activities beta, gamma, alpha, and strontium Sr-90 activity. Fig. 4 summarizes the total beta activity in the Świerk Centre wastewater for the past 15 years, expressed in Bq/dm3 in relation to the year .No recorded activity exceeded the maximum permissible equiva-lent wastewater activity, which, in accordance with the require-ments set by Regulation 08/16/1965 EK/N-2112-45/63-65 of the Minister of Health and Social Care of 16 August 1965, may not exceed weekly 2.6 ∙109 Bq. The maximum equivalent wastewater

Fig. 2. Background gamma radiation control locations on the site of Świerk centre [6]

Fig. 3. Analysis of total beta activity in drainage water on Świerk centre site, on the basis of [6]

Fig. 4. Analysis of total beta activity in wastewater from Świerk centre pumping station, on the basis of [6]


29

concentration shown in fi g. 4 does not exceed 7 Bq/dm3, which is well below the guideline value from the aforementioned Regulation, where the permissible activity was determined at 3.7 kBq / dm3 .

The fi gure above shows a graph of the annual average of total beta activity in tap water in the Świerk centre, which in the analysed period did not exceed 0.6 Bq/dm3. This summary was compiled on the basis of the results of analysis of total beta acti-vity measured in tap water in the Świerk centre, based on reports for 1996–2011. Since 2001, a detrimental trend can be seen in the total annual average of beta activity. For example, the 2010 maximum did not exceed 0.08 Bq/dm3 . Under the protection assessment scheme the radionuclide concentrations in waters of the Świder and Vistula rivers were analysed. Historical data, as in the case of tap water, show a downturn trend of the annual average total beta activity in river waters near the Świerk centre, starting from 2000, as shown in fi g. 6. A similar total beta activity variability can be seen in the Vistula River waters. In both cases, the measured values do not exceed 0.35 Bq/dm3 throughout one year.

Air condition is assessed by measuring instantaneous radiation values, among other criteria. It should be noted that gamma radiation includes cosmic and earth radiation, which originates from radionuclides contained in the surface layer of soil. The recorded air pollution with artifi cial isotopes was mainly caused by the presence of the following isotopes: caesium Cs-137 (acti-vity 0.1 – ca. 14.6 μBq/m3 in 2010), beryllium Be-7 and radon Rn-222. Specifi c activities of the beryllium and radon isotopes amounted to several milibecquerels and becquerels per cubic metre, respectively. Below, in tab. 2 the annual average concen-tration of Cs-137 in the air in Poland is presented, and in fi g. 7 and 8 the specifi c activities of Be-7 aerosols on the site of the Świerk centre and in its surroundings.

The summary of measurements in tab. 2, in the example of the decade 1990–2000, presents a systematic reduction in Cs-137 concentration in the air in Poland. Similar conclusions for the 1996–2010 analysis period can be drawn on the basis of the analysis of specifi c activity of aerosols, in the example of beryl-lium-7, both on the site of the Świerk centre and in its surroun-dings. Fig. 7 and 8 show an upward trend from 2000 to 2008, but in the last 3 years the trend has been declining. Data collected on the basis of reports of radiological protection assessment show that in the analysed period the specifi c activity did not exceed 5,000 μBq/m3 and 8,000 μBq/m3 in the centre’s surroundings and on its site, respectively.

Fig. 6. Analysis of total beta activity in river water on Świerk centre site, on the basis of [6]

Fig. 5. Analysis of total beta activity in tap water in Świerk centre, on the basis of [6]

year concentration [μBq/m3 ]

1990 5.75

1991 5.5

1992 5

1993 4.75

1994 3.75

1995 2.25

1996 2.125

1997 1.5

1998 1.6

1999 1.5

2000 1.4

Tab. 2. Annual average Cs-137 concentration in the air in Poland [1]


30

Based on the collected data, it appears that the radionuclide concentrations in the tested environmental elements in the centre surroundings have not changed in comparison with the past. In addition, a summary of the assessment of the environ-mental impact of domestic research reactors operations is in the 2010 report [6], which contains the following statement: ”radioactive substance concentrations in the environment on the site and in the surroundings of the Świerk centre generally do not diff er from the levels recorded in the reference points and other controlled locations. No negative impact of Świerk centre’s nuclear and isotopic facilities on the surrounding environment was ascertained”.In the planned nuclear power plant the Radiation Measurements Laboratory’s role will be taken over by an environmental and radiological protection department, the structure of which will accommodate a chemical laboratory of the primary and secon-dary circuit, environmental measurements laboratory, and a complex of radiological protection labs and facilities, and equip-ment that assures safe work in conditions of the nuclear plant’s normal and emergency operations, as well as at fuel reloading.

3. Ecological aspects as a social factor of the domestic nuclear power generation developmentLike any investment, a capex project in the energy sector should create a positive fi nancial fl ow in the long term. However, the economic and technological reasons may not be comparable to sociological factors. The events at Chernobyl and Fukushima have signifi cantly violated the sense of security of Polish citizens with regard to the operation of nuclear units on Polish territory. The example of the Swedish social campaign for the launch of a radioactive waste repository shows how long-term the process of building trust and positive public opinion is. Only appro-priate marketing activities, supported by reliable knowledge, can convince of the safety of nuclear facility operations. The test results reported here show that it is possible to safely operate an experimental nuclear facility in the Polish realities, allowing the development of nuclear science and industry, and at the same time inspiring the hope that the same will be accomplished in the planned energy facility – a nuclear power plant. In the development of the fi rst Polish nuclear power plant it is worth leveraging on the knowledge of communication with the general public worked out and gathered, for instance, during the construction of the Sizewell B nuclear power station in the UK, which began operation in 1995, and new projects such as the construction of a nuclear power unit in Hinkly Point C and C Sizewell. Already at an early planning stage the local community is involved in the project consultation. It has the knowledge and awareness of the project development process and the oppor-tunities that entails the construction of the power station as an industrial plant. Awareness of the risks and the high level of nuclear safety is instilled from childhood to the population living in the facility’s surroundings, which aff ects building of social trust.Omission in the process of introducing nuclear power to the national energy system of such an important factor as the human factor could lead to re-suspension of the Polish plan to build a nuclear power plant, huge fi nancial losses, and arrested deve-lopment of the Polish energy sector.

SummaryThe results of the monitoring of radiological protection of the operated nuclear technologies reported here, as well as the lack of emissions of sulphur and nitrogen oxides, particulate matter and toxic and carcinogenic chemicals, are arguments in favour of the construction of nuclear power plants in Poland. From the environmental point of view it is also confi rmed with data from the ExternE-Pol study of the European Union presenting a comparison of the green house emissions at electricity gene-ration from various primary energy carriers, presented in fi g. 9. Among comparable carriers, hard coal and lignite have undoub-tedly the largest environmental impact (fi rst three bars), followed by gas. Interestingly, even renewable energy sources utilizing forces of nature, such as water, wind and biomass, emit carbon dioxide CO2. In this context, nuclear technologies look very favourable.

Fig. 8. Analysis of radionuclide concentrations in aerosols in Świerk centre surroundings

Fig. 7. Analysis of radionuclide concentrations in aerosols on the Świerk centre site


31

This paper was written as a result of a scientifi c internship at the then Institute of Atomic Energy POLATOM in Świerk (now National Centre for Nuclear Research, NCBJ) and collection of material for the doctoral dissertation “Analysis of determinants of the development of gas and gas-steam systems against the background of the domestic nuclear power sector”.

REFERENCES

1. Atomistyka oraz bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna w Polsce w 2000 roku, Chairman of the National Atomic Energy Agency, Warsaw 2001.

2. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Newsletter of the National Atomic Energy Agency, Warsaw 2008, Issue 2 (72).

3. Bezpieczeństwo radiacyjne, National Atomic Energy Agency, Warsaw 2000.

4. Bouble R.W. et al., Fundamentals of Air Pollution, California 1994.5. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Newsletter of the

National Atomic Energy Agency, Warsaw 1997, Issue 1–2.6. Filipiak B. et al., Ocena stanu ochrony radiologicznej na terenie

i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie, IEA POLATOM, Radiation Measurements Laboratory, set of 25 reports from 1986–2010.

7. Program polskiej energetyki jądrowej, draft, Warsaw, 16 August 2010.8. Filipiak B., Mlicki K., Nowicki K., Limity substancji promieniotwórczych

wód deszczowo-drenażowych odprowadzanych do rzeki Świder oraz metodyka monitorowania tych wód, The Andrzej Soltan Institute for Nuclear Studies (IPJ) , Świerk 1995.

AcknowledgementThe authors express their gratitude for the provision of library collections of the National Centre for Nuclear Research, in the form of reports on the evaluation of radiological protection on the site and in the surroundings of the Świerk nuclear centre and the National Radioactive Waste Repository in Różan. The authors take no responsibility for translation of the paper from Polish to English.

Fig. 9. Comparison of greenhouse gas emissions at electricity generation from various primary energy carriers

Agnieszka Kaczmarek-Kacprzak



PhD student at the Faculty of Electric Engineering and Automatics of Gdańsk University of Technology. Her main areas of interest include: heat and electricity cogene-

ration management, gas power engineering and nuclear power engineering.

Marcin Jaskólski



Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His scientifi c interests, besides integrated modelling of power system development,

include the use of renewable energy resources and nuclear power generation.


32

Wpływ pracy doświadczalnego reaktora jądrowego na krajowe środowisko naturalne

AutorzyAgnieszka Kaczmarek-KacprzakMarcin Jaskólski

Słowa kluczowekrajowy badawczy reaktor jądrowy, praca reaktora jądrowego a środowisko naturalne, ochrona radiologiczna a praca doświadczal-nego reaktora jądrowego

StreszczenieW artykule, na podstawie raportów oceny stanu ochrony radiologicznej eksploatowanych źródeł technologii jądrowych, przedsta-wiono wpływ pracy doświadczalnego reaktora jądrowego na krajowe środowisko naturalne. Korzystając z analiz wyników pomiarów przeprowadzonych w ostatnich 15 latach, przedstawiono trendy zmian w wybranych elementach środowiska naturalnego na terenie i w otoczeniu ośrodka Świerk. Ponadto zaprezentowano wpływ wyników badań z piętnastoletniego okresu analizy ekologicznej na budowanie społecznego zaufania w przeddzień rozpoczęcia budowy pierwszej krajowej elektrowni jądrowej.

PL

WstępTechnologie jądrowe budzą wiele emocji w naszym społeczeństwie. W świetle wydarzeń w Czarnobylu w 1986 roku oraz w Fukushimie w 2011 roku rodzą się wątpli-wości i pytania o bezpieczeństwo tych tech-nologii oraz ich wpływ na środowisko natu-ralne i ludność mieszkającą w otoczeniu obiektu bądź pracującą w samej elektrowni. W Polsce od 1958 roku eksploatowany jest badawczy reaktor jądrowy w Instytucie Badań Jądrowych w Świerku pod Warszawą. Wieloletnie obserwacje pracy reaktora umoż-liwiają określenie wpływu jego eksploatacji na środowisko naturalne. Monitoringiem, analizą wyników pomiarów środowisko-wych oraz ich archiwizacją zajmuje się Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych, wchodzące obecnie w skład Narodowego Centrum Badań Jądrowych. Uzyskane w Laboratorium wyniki zostały przytoczone w niniejszym artykule. Nieustanny monitoring radioekologiczny stanowi element bezpieczeństwa jądrowego i ochrony radioekologicznej eksploatowa-nego reaktora oraz zapewnia właściwą pracę reaktora zgodnie z krajowymi i międzynaro-dowymi wytycznymi.

1. Krajowe technologie jądrowe Pierwsze programy energetyki jądrowej w Polsce sięgają lat 50. XX wieku, kiedy to planowano budowę pierwszej elektrowni jądrowej oraz pierwszego polskiego okrętu o napędzie jądrowym. Jak wiadomo, przed-sięwzięcie Elektrownia Jądrowa Żarnowiec w Budowie m.in. w wyniku referendum nie doczekało finalizacji. Koniec lat 50. XX wieku to również okres prac nad rozruchem pierwszego polskiego reaktora badawczego. 14 czerwca 1958 roku został uruchomiony pierwszy krajowy (eksperymentalny wodny atomowy) reaktor badawczy o nazwie Ewa. Obiekt umożliwiał rozwój nauki w dziedzinie technik jądrowych. Ponad trzydziesto-letni okres eksploatacji reaktora umożliwił m.in.: przeprowadzanie badań nad struk-turami materiałowymi, wykorzystanie

technik jądrowych do diagnostyki i terapii medycznej oraz poszukiwanie ich nowych zastosowań przemysłowych, jak również prowadzenie wielu badań naukowych.W 1974 roku uruchomiono drugi polski reaktor badawczy – Maria, nazwany na cześć naszej rodaczki, dwukrotnej laureatki Nagrody Nobla, Marii Skłodowskiej-Curie. Jest to jeden z ośmiu eksploatowanych reaktorów badawczych w Europie o mocy powyżej 15 MW i strumieniu neutronów większym niż 1∙1014 (n/cm2∙s). Reaktor Maria umożliwia m.in. kontynuację badań naukowych, wykorzystanie radioizotopów, przeprowadzanie badań na wiązkach neutronów, neutronografię, terapię neutro-nową oraz analizę aktywacyjną. Czynniki techniczne i ekonomiczne, m.in. możliwość konfiguracji rdzenia pod kątem użytkow-nika, okres i efektywność eksploatacji, jak również lokalizacja obiektu z dala od dużych aglomeracji stanowią uzasadnienie dalszej pracy Marii. Przewiduje się jeszcze ponad dwudziestoletnią eksploatację tego obiektu.Eksploatacja obiektów jądrowych wymaga zapewnienia właściwego poziomu bezpieczeństwa i ochrony radiologicznej kraju. W tym celu powołano Centralne Laboratorium Ochrony Radiologicznej, aby sprawowało ochronę przed negatyw-nymi skutkami promieniowania jonizują-cego na społeczeństwo i osoby narażone zawodowo na skażenia radiologiczne. Laboratorium zdobyło ponad 50-letnie doświadczenie w zakresie zapewnienia właściwej ochrony radiologicznej, związanej w funkcjonowaniem technologii jądrowej w kraju, jak i wpływu obiektów eksploato-wanych poza naszymi granicami.

2. Analiza wyników pomiarów badań środowiskowych na przestrzeni ostatnich 15 lat Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych (LPD) Narodowego Centrum Badań Jądrowych w ramach działań statutowych wykonuje pomiary i monitoring ośrodka w Świerku, czego efektem jest ocena stanu ochrony radiologicznej. W ramach

realizowanych badań dokonywana jest ocena: narażenia na promieniowanie joni-zujące pracowników instytutu, ochrony ludności oraz środowiska naturalnego na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych (KSOP) w Różanie. W artykule przytoczono wyniki badań okre-ślające wpływ obiektów będących głównymi źródłami zagrożenia promieniowaniem w NCBJ na środowisko naturalne, ze szcze-gólnym uwzględnieniem obiektów reaktora Maria i byłego reaktora Ewa.Jednym z monitorowanych obiektów jądro-wych w ośrodku Świerk jest reaktor Maria, który w 2010 roku pracował 3803 godziny na mocy w zakresie 30 kW – 23 MW. Na terenie obiektu w basenie przechowaw-czym znajdują się przechowalniki wypa-lonego paliwa jądrowego typu MR-6, jak również magazyny świeżego paliwa typu MR-6. W czasie pracy reaktora prowadzona jest całodobowa obsługa dozymetryczna. Podczas wyłączeń prowadzona jest kontrola na pierwszej zmianie, zaś podczas wyko-nywania prac remontowych w warunkach zagrożenia radiologicznego kontrola wyko-nywana jest na obu zmianach. Wspomniana obsługa dozymetryczna obejmuje bieżącą kontrolę rejonów, pomieszczeń technolo-gicznych i laboratoryjnych. Obsługa obej-mowała m.in. pomiary rozkładu mocy dawek i skażeń promieniotwórczych, spraw-dzenie stanu dozymetrycznego aparatury kontrolno-pomiarowej, sprzętu i środków ochrony. Tylko w 2010 roku wykonano 64 kontrolne pomiary wody, filtrów, gazów i wymazów, w tym 40 pomiarów próbek wody z basenu przechowawczego z obiegów pierwotnego i wtórnego obiegu reaktora. Ponadto prowadzone były systematyczne pomiary szczelności elementów paliwowych w specjalnie dedykowanym do tego celu systemie WNEP.Kolejnym monitorowanym obiektem jądrowym jest budynek dawnego reak-tora Ewa, wraz z komorą przeładunkową i z lokalnym magazynem, oraz wodne prze-chowalniki wypalonego paliwa typu EK-10.


A. Kaczmarek-Kacprzak, M. Jaskólski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 26–31

33

W ramach oceny stanu ochrony radiolo-gicznej w 2010 roku została przeprowa-dzona kontrola narażenia wewnętrznego pracowników. Pomiary aktywności radio-nuklidów znajdujących się wewnątrz orga-nizmu wykonano na pracownikach reaktora Maria za pomocą licznika promieniowania ciała człowieka (LPCC). Poddano kontroli 82 osoby, przy czym wszyscy badani uzyskali skuteczną dawkę obciążającą znacznie poniżej 0,1 mSv (Sv – siwert, jednostka układu SI opisująca wielkości fizyczne odno-szące się do promieniowania jonizującego na organizmy żywe; 1 Sv = J/kg). Na terenie ośrodka w Świerku, na podstawie zatwierdzonego przez ówczesnego dyrek-tora IEA „Programu monitoringu radiolo-gicznego na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku”, wykonane zostały m.in. pomiary zawartości radionuklidów w prób-kach środowiskowych. Mapę poboru próbek środowiskowych przedstawia rys. 1.

Należy pamiętać, że na co dzień człowie-kowi towarzyszą różne rodzaje promienio-wania. Niektóre są wyczuwalne dla ludz-kich zmysłów, jak np.: ciepło i światło, inne nie, jak np. promieniowanie jonizujące z nieba, ziemi, powietrza czy z żywności. Promieniowanie jonizujące to rodzaj promieniowania, które przenika przez materię, wywołując w obojętnych elek-trycznie atomach zmiany ich ładunków elektrycznych. Podziału promieniowania jonizującego ze względu na zdolności przenikania można dokonać na: cząstki alfa, cząstki beta, promieniowanie gamma i promieniowanie X oraz neutrony. W tab. 1 zamieszczono zestawienie źródeł promie-niowania oraz średniej dawki na świecie.

Do oceny radiacyjnej stanu środowiska spośród powyżej wymienionych wyko-rzystuje się m.in. poziom promienio-wania gamma, który obrazuje narażenie zewnętrzne ludzi na naturalne i sztuczne źródła promieniowania jonizującego, istniejące w środowisku lub wprowa-dzone w wyniku działalności człowieka. Promieniowanie gamma charakteryzuje się dużą zdolnością przenikania przez materię. Barierę przed tym rodzajem promienio-wania mogą stanowić tylko materiały o dużej gęstości, np. ołów czy beton. Wymogi bezpieczeństwa nakazują ciągły monitoring stanu ochrony radiologicznej źródła oraz jego otoczenia. Monitoring ośrodka realizowany jest za pomocą 22 punktów kontrolnych, z których zbierane są

dane o aktualnym stanie ochrony. Miejsca kontroli tła promieniowania gamma na terenie ośrodka Świerk zamieszczono na rys. 2.

W ramach kontroli zanieczyszczeń promie-niotwórczych środowiska przeprowadza się systematyczne pomiary radioaktywności wybranych elementów środowiska natural-nego, pośród których analizowane są m.in.: aerozole atmosferyczne z terenu i otoczenia ośrodka, wody powierzchniowe z rzek Wisła i Świder, wody wodociągowe (pitne) z terenu ośrodka, wody podziemne z terenu ośrodka, wody studzienne z okolicznych gospodarstw, wody drenażowo-deszczowe spływające z terenu ośrodka do rzeki Świder czy opad atmosferyczny z terenu ośrodka.

Pomiary zawartości radionuklidów w próbkach środowiskowychZawartość naturalnych i sztucznych izotopów promieniotwórczych w głównych komponentach środowiska naturalnego, a w konsekwencji w podstawowych artyku-łach spożywczych, pozwala ocenić narażenie

wewnętrzne ludzi w wyniku wchłonięcia izotopów drogą pokarmową. Na podstawie historycznych pomiarów można zaobser-wować tendencje zmian w środowisku natu-ralnym wynikające ze współistnienia tech-nologii jądrowej z krajowym ekosystemem. Analizy dokonano na podstawie wyników badań zamieszczonych w raportach oceny stanu ochrony radiologicznej [6] z ostat-nich 25 lat. Opublikowano wyniki z lat 1996–2010, z pominięciem roku 1999 i 2006, z których nie ma danych. Wszystkie wartości zamieszczone na rys. 3–9 są śred-niorocznymi wartościami wyznaczonymi na podstawie danych uzyskanych z bieżą-cego monitoringu.

Na rys. 3 przedstawiono wykres całkowitej aktywności beta zmierzonej w wodach desz-czowo-drenażowych na terenie ośrodka Świerku w latach 1996–2010, sporządzony na podstawie raportów [6].Cząstki beta, których całkowitą aktyw-ność obserwowano w wodach deszczowo--drenażowych, charakteryzują się zdolno-ściami przenikania. Zatrzymać je można za pomocą cienkiej warstwy wody, szkła lub metalu. Stanowią zagrożenie, jeśli substancja emitująca promieniowanie przedostanie się do wnętrza organizmu. Zarejestrowane stężenia nuklidów promieniotwórczych w wodach deszczowo-drenażowych są znacznie niższe od limitów przyjętych przez LPD i pozytywnie zaopiniowanych przez Dozór Jądrowy [8] i nie przekraczają w ciągu ostatnich lat poziomu 0,7 Bq/dm3.

W 2010 roku z ośrodka Świerk zostało usuniętych ok. 82 700 m3 ścieków ogól-nych do kanalizacji, których równo-ważna całkowita aktywność wynosiła ok.

Rys. 1. Miejsca poboru próbek środowiskowych na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku [6]

Rys. 3. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach drenażowych na terenie ośrodka w Świerku, na podstawie [6]

Rys. 4. Analiza całkowitej aktywności beta w ściekach z przepompowni ośrodka w Świerku na podstawie [6]

Rys. 2. Miejsca kontroli tła promieniowania gamma na terenie ośrodka w Świerku [6]

Tab. 1. Zestawienie źródeł promieniowania (na podstawie Raportu Komitetu Naukowego Narodów Zjednoczonych ds. Skutków Promieniowania Atomowego – UNSCEAR 1996)

Źródło promieniowania Średnie dawki na świecie, mSv

Kosmiczne 0,39

Gamma 0,46

Wewnętrzne (od żywności i napojów) 0,23

Radon 1,3

Medyczne 0,3

Opad promieniotwórczy 0,007

Narażenie w pracy 0,002

Uwolnienie z obiektówjądrowych 0,001

Artykuły przemysłowe 0,0005

razem 2,69


34

4,2∙108 Bq (Bq – bekerel, jednostka ciała promieniotwórczego), a średnia aktyw-ność tygodniowa nie przekraczała 0,81∙108 Bq. Na aktywność równoważną składa się suma całkowitej aktywności: beta, gamma, alfa oraz aktywność strontu Sr-90. Na rys. 4 przedstawiono zestawienie całkowitej aktywności beta w ściekach ośrodka Świerk z ostatnich 15 lat, wyrażonej w Bq/dm3 w odniesieniu do roku.Zaobserwowane wartości aktywności nie przekroczyły maksymalnych dopuszczal-nych aktywności równoważnych ścieków, które zgodnie z wymaganiami określo-nymi zarządzeniem ministra zdrowia i opieki społecznej EK/N-2112-45/63-65 z dnia 16.08.1965 roku nie mogą przekra-czać 4,2∙108 Bq tygodniowo. Maksymalne stężenie równoważne ścieków przedsta-wione na rys. 4 nie przekracza 7 Bq/dm3, co jest wartością znacznie poniżej wytycznej z przytoczonego rozporządzenia, gdzie aktywność dopuszczalna została określona na poziomie 3,7 kBq/dm3.

Powyższy rysunek przedstawia wykres średniorocznej całkowitej aktyw-ności beta w wodach wodociągowych w ośrodku Świerk, która w analizo-wanym okresie nie przekroczyła poziomu 0,6 Bq/dm3. Zestawienie zostało przygoto-wane na podstawie analizy wyników pomiaru całkowitej aktywności beta w wodach wodo-ciągowych w ośrodku Świerk na podstawie raportów za okres od 1996 do 2011 roku. Od 2001 roku widoczna jest tendencja obni-żania całkowitej średniorocznej wartości aktywności beta. Przykładowo dla roku 2010 maksymalna wartość nie przekroczyła poziomu 0,08 Bq/dm3 . W ramach oceny ochrony dokonano analizy zawartości radionuklidów w wodach rzek Świder oraz Wisła. Dane historyczne, podobnie jak w przypadku wód wodo-ciągowych, pokazują tendencję obniżania wartości średniorocznej całkowitej aktyw-ności beta w wodach rzecznych wokół ośrodka Świerk, począwszy od 2000 roku, co zostało przedstawione na rys. 6. Podobną zmienność wartości całkowitej aktywności beta można zaobserwować w wodach Wisły. W obu przypadkach wartości zmierzone nie przekraczają 0,35 Bq/dm3 na przestrzeni roku.

Oceny stanu powietrza dokonuje się m.in. na podstawie pomiaru wartości chwilo-wych promieniowania. Należy nadmienić, że promieniowanie gamma uwzględnia

promieniowanie kosmiczne oraz ziemskie, które pochodzi od promieniotwórczych nuklidów zawartych w powierzchniowej warstwie gruntu. Główne rejestrowane zanie-czyszczenia powietrza izotopami sztucznymi spowodowane były obecnością izotopu: cezu Cs-137 (stężenia aktywności na poziomie 0,1 do ok. 14,6 μBq/m3 w roku 2010), berylu Be-7 oraz radonu Rn-222. Aktywności właściwe izotopów berylu i radonu wynosiły odpowiednio kilka milibekereli i kilka beke-reli w metrze sześciennym. Poniżej w tab. 2 przedstawiono średnioroczne stężenie Cs-137 w powietrzu w Polsce, zaś na rys. 7 i 8 aktywności właściwe aerozoli Be-7 na terenie i w otoczeniu ośrodka Świerk.

Zestawienie pomiarów z tab. 2, na przykła-dzie dekady od 1990 do 2000 roku, prezen-tuje systematyczne obniżanie wartości stężenia Cs-137 w powietrzu na terenie kraju. Podobne wnioski dla okresu analizy z lat 1996–2010 można wysunąć na podstawie analizy aktywności właściwej aerozoli, na przykładzie berylu-7 zarówno w ośrodku Świerku jak i w jego otoczeniu. Wprawdzie na rys. 7 i 8 widoczna jest tendencja wzrostu wartości od 2000 roku do 2008 roku, to jednak ostatnie 3 lata wykazują tendencje spadkowe. Dane zgromadzone na podstawie raportów stanu oceny ochrony radio-logicznej pokazują, że w analizowanym okresie aktywność właściwa w otoczeniu

ośrodka nie przekracza 5000 μBq/m3, zaś w samym ośrodku osiąga wartości poniżej 8000 μBq/m3.

Na podstawie zgromadzonych danych można stwierdzić, że zawartość nuklidów promieniotwórczych w badanych elemen-tach środowiska naturalnego w otoczeniu ośrodka nie uległa zmianie w porównaniu z wynikami historycznymi. Ponadto podsu-mowaniem oceny wpływu pracy krajowych reaktorów badawczych na środowisko natu-ralne jest raport za rok 2010 [6], w którym można znaleźć następujące stwierdzenie: „zawartości substancji promieniotwórczych w środowisku na terenie i w otoczeniu ośrodka w Świerku na ogół nie odbiegają od poziomów rejestrowanych w punktach odniesienia i innych miejscach kontrolowa-nych. Nie stwierdzono negatywnego wpływu na otaczające środowisko instalacji jądro-wych i izotopowych ośrodka w Świerku”.R o l ę L a b o r a t o r i u m Po m i a r ó w Dozymetrycznych w planowanej elek-trowni jądrowej przejmie dział zajmu-jący się ochroną środowiska oraz ochrony radiologicznej, w ramach którego będzie funkcjonować laboratorium chemiczne obiegu pierwotnego i wtórnego, labora-torium pomiarów środowiskowych oraz zespół laboratoriów i pomieszczeń ochrony radiologicznej i sprzętu zapewniającego bezpieczną pracę w stanach normalnej, jak i awaryjnej pracy elektrowni jądrowej oraz podczas przeładunku paliwa.

3. Aspekty ekologiczne jako jeden z czynników społecznych decydujących o rozwoju krajowej energetyki jądrowejJak każde przedsięwzięcie, inwestycje w sektorze energetycznym powinny wypracować dodatni przepływ finansowy w dłuższej perspektywie czasowej. Jednak argumenty ekonomiczno-technologiczne

Rys. 5. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach wodociągowych w ośrodku w Świerku, na podstawie [6]

Rys. 6. Analiza całkowitej aktywności beta w wodach rzecznych na terenie ośrodka w Świerku na podstawie [6]

Rys. 7. Analiza zawartości radionuklidów w aerozolach na terenie ośrodka w Świerku

Rys. 8. Analiza zawartości radionuklidów w aerozolach w otoczeniu ośrodka w Świerku

Tab. 2. Średnie roczne stężenie Cs-137 w powietrzu w Polsce [1]

Rok Stężenie [μBq/m3 ]

1990 5,75

1991 5,5

1992 5

1993 4,75

1994 3,75

1995 2,25

1996 2,125

1997 1,5

1998 1,6

1999 1,5

2000 1,4


35

nie mogą być porównywalne z socjolo-gicznymi. Wydarzenia w Czarnobylu oraz Fukushimie znacznie naruszyły poczucie bezpieczeństwa obywateli naszego kraju w odniesieniu do eksploatacji bloków jądro-wych na terenie Polski. Przykład szwedzkiej kampanii społecznej na rzecz uruchomienia składowiska odpadów promieniotwórczych pokazuje, jak długotrwałym procesem jest budowanie zaufania i pozytywnej opinii społecznej. Tylko właściwe działania marke-tingowe, poparte rzetelną wiedzą, mogą przekonać o bezpieczeństwie eksploatacji obiektów jądrowych. Przytoczone wyniki badań dowodzą, że jest możliwa bezpieczna praca doświadczalnego obiektu jądrowego w krajowych realiach, umożliwiająca rozwój nauki i przemysłu jądrowego, a jednocześnie pozwalają mieć nadzieję, że podobnie będzie w planowanym obiekcie energetycznym – w elektrowni jądrowej. W budowie pierwszej krajowej elektrowni warto wykorzystać wiedzę dotyczącą komu-nikacji ze społeczeństwem, wypracowaną i zgromadzoną m.in. podczas budowy elektrowni jądrowej Sizewell B w Wielkiej Brytanii, której eksploatację rozpoczęto w 1995 roku, czy nowych projektów, takich jak budowa bloku jądrowego w Hinkly Point C i Sizwell C. Już na wczesnym etapie planowania społeczność lokalna jest zaanga-żowana w konsultacje projektu. Ma wiedzę i świadomość dotyczącą procesu realizacji inwestycji oraz możliwości, jakie niesie za sobą budowa elektrowni jako obiektu prze-mysłowego. Świadomość zagrożeń oraz wysoki poziom bezpieczeństwa jądrowego jest wpajany od dziecka ludności miesz-kającej w otoczeniu obiektu, co wpływa na budowanie społecznego zaufania.Pominięcie w procesie wprowadzania ener-getyki jądrowej do krajowego systemu ener-getycznego tak ważnego czynnika, jakim jest czynnik ludzki, może doprowadzić do ponownego wstrzymania planu budowy polskiej elektrowni jądrowej, ogromnych strat finansowych i zatrzymania rozwoju polskiej energetyki.

PodsumowaniePrzytoczone wyniki badań monitoringu stanu ochrony radiologicznej eksploatowa-nych technologii jądrowych, jak również brak emisji tlenków siarki i azotu, pyłów czy toksycznych i rakotwórczych substancji chemicznych, stanowią argumenty przema-wiające za budową elektrowni jądrowych w Polsce. Z punktu widzenia ekologicznego potwierdzają to również dane pochodzące ze studium Unii Europejskiej ExternE-Pol, prezentujące porównanie emisji gazów cieplarnianych podczas wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem różnych nośników energii pierwotnej, zawarte na rys. 9. Pośród porównywalnych nośników największy wpływ ma środowisko naturalne ma niewątpliwie węgiel kamienny oraz brunatny (trzy pierwsze słupki), zaś kolejne to gaz. Co ciekawe, nawet odnawialne źródła energii wykorzystujące siły natury, tj. wodę, wiatr czy biomasę, emitują dwutlenek węgla CO2. Na tym tle technologie jądrowe wyglą-dają bardzo korzystnie.Artykuł powstał w wyniku stażu nauko-wego odbywanego w ówczesnym Instytucie Energii Atomowej POLATOM w Świerku (obecnie Narodowe Centrum Badań Jądrowych, NCBJ) oraz gromadzenia mate-riału do realizacji rozprawy doktorskiej pt. „Analiza uwarunkowań rozwoju układów gazowych i gazowo-parowych na tle krajowej energetyki jądrowej”.

Bibliografia1. Atomistyka oraz bezpieczeństwo

jądrowe i ochrona radiologiczna w Polsce w 2000 roku, prezes Państwowej Agencji Atomistyki, Warszawa 2001.

2. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Biuletyn Informacyjny Państwowej Agencji Atomistyki , Warszawa 2008, nr 2 (72).

3. Bezpieczeństwo radiacyjne, Państwowa Agencja Atomistyki, Warszawa 2000.

4. Bouble R.W. i in., Fundamentals of Air Pollution, California 1994.

5. Bezpieczeństwo jądrowe i ochrona radiologiczna, Biuletyn Informacyjny Państwowej Agencji Atomistyki , Warszawa 1997, nr 1–2.

6. Filipiak B. i in., Ocena stanu ochrony radiologicznej na terenie i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie, IEA POLATOM, Laboratorium Pomiarów Dozymetrycznych, zbiór 25 raportów z lat 1986–2010.

7. Program polskiej energetyki jądrowej, projekt, Warszawa, 16 sierpnia 2010.

8. Filipiak B., Mlicki K., Nowicki K., Limity substancji promieniotwórczych wód deszczowo-drenażowych odpro-wadzanych do rzeki Świder oraz meto-dyka monitorowania tych wód, Instytut Problemów Jądrowych im. Sołtana, Świerk 1995.

PodziękowaniaAutorzy wyrażają podziękowanie za udostępnienie zbiorów biblioteki Narodowego Centrum Badań Jądrowych w postaci raportów dotyczących oceny stanu ochrony radiologicznej na terenie i w otoczeniu ośrodka jądrowego w Świerku oraz Krajowego Składowiska Odpadów Promieniotwórczych w Różanie.

Rys. 9. Porównanie emisji gazów cieplarnianych podczas wytwarzania energii elektrycznej z wykorzystaniem różnych nośników energii pierwotnej

Agnieszka Kaczmarek-KacprzakPolitechnika Gdańskae-mail: [email protected] i wykładowca na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej. Obszar zainteresowań: gospodarka skojarzona cieplno-elektryczna, energetyka gazowa oraz energetyka jądrowa.

Marcin Jaskólskidr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Obszar jego zainteresowań, oprócz zintegrowanego modelowania rozwoju systemów energetycznych, obejmują wykorzystanie odnawialnych zasobów energii i energetykę jądrową.


36

Expedience of using reactive power sources installed in an MV grid for V and Q control

AuthorsRobert MałkowskiZbigniew Szczerba

Keywordsvoltage control, reactive power source, medium voltage network, distributed generation

AbstractThe paper contains comments on the expedience, feasibility, and potential manner of using reactive power sources for V and Q control in an MV grid. Also indicated is the expedience of quality control verifi cation of 110 kV / MV transformers supplying the grid.

1. IntroductionThe scope of regulation in 110 kV/MV substations can be extended by the following internal or external reactive power sources:• internal reactive power sources installed at 110 kV/MV substa-

tion (in practice - capacitor banks) - rigid time schedule or manual control

• internal reactive power sources installed in MV grid supplied from 110 kV/MV substation. These include, for example, local small hydro power plants (SHP), wind farms (WF), biogas plants (BG), other distributed sources, and fi nally selected recipients – no control to improve the voltage condition in MV grid.

2. Expedience of using local reactive power sources for V and Q controlThe power system’s abnormal condition due to a local or large reactive power defi cit can cause a major failure, called a break-down voltage collapse [1, 2, 3]. Reactive power defi cit is mostly local in nature, although in some cases it may involve large areas. Local reactive power defi cit lowers voltage in the aff ected area and reactive power infl ow from neighbouring, unaff ected areas. In this way local defi cits are mitigated by reactive power infl ow from the defi cit area’s surroundings. If the generated and absorbed reactive powers do not balance, a stable or unstable unsteady process occurs [4]. In a stable process, a new steady state is reached at new voltage levels. In an unstable process, typically aperiodic in nature, a so called avalanche voltage occurs.

If , then , and V increases

If , then , and V decreases

where: g, o – generated and absorbed reactive power indices.

In order to restore normal condition it is necessary to balance the reactive power generation and absorption. The use of local reac-tive power sources to support this balancing can lead to avoiding voltage collapse. Thus, local sources can increase power supply security, enabling reactive power balance at small overloads.

Impact of external reactive power sources control on reactive

power balance

An illustration of the eff ects of reactive power defi cit is shown in fi g. 1. Suppose that point P1 is located near the stability border. With an increase in reactive power load the operating point P1 moves to the new intersection of the generation and absorption characteristics – point P2. The new operating point is not a stable point, since it lies outside the area of admissible generator condi-tions. Delayed-action limiters will impose – as shown in the fi gure – a constraint on the generation characteristics. Without the use of local sources, this results in permanent reactive power defi cit, which leads to a voltage collapse.

Vgz0

In

IQ

V

Voltage collapse following limiters

ac�va�on

Generator voltage control

unit ac�ons

Rotor or stator current limiters ac�on

Load characteris�cs in the normal

condi�onGenerator voltage control unit ac�ons with considera�on of external sources genera�on P1

P2

Reac�ve power overload

P2*

If = Ifpuł

Fig. 1. Illustration of local generation impact in the event of reactive power defi cit

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | 36–40

37

Voltage collapse following limiters

ac�va�on

Generator voltage control

unit ac�ons

Load characteris�cs in the normal

condi�on

Reac�ve power overloadVgz0

In

V

P1

P2

If = IfpułRotor or stator current limiters

ac�on

P3

IQ

Load characteris�cs with considera�on of capacitor

banks ac�on

Fig. 2. Illustration of local capacitor bank impact in the event of reactive power defi cit

Taking the local generation into account increases the available reactive power range, which manifests in the characteristics in fi g. 1 (dashed line) with a change in slope and off set of the limi-ters activation point, a small change in the characteristics’ droop results in the shift of the operating point from P2 to P2*. A similar analysis can also be performed when the increased reactive power absorption is covered with the power of switched on capacitor banks (fi g. 2). As a result of the reactive power over-load the stable operating point P1 moves to point P2. As in the previous case, this is an unstable point, due to the load charac-teristics’ constraint. Switching the capacitors bank on relieves the generators – moves the load characteristics – and sets a new stable operating point P3.

Constraints on local reactive power sources controlDepending on the local reactive power sources’ locations, their control in abnormal conditions may be more or less diffi cult. These diffi culties can be characterized as follows:Technical constraints such as: • sources’ unfi tness for external control – no adjustment for

receipt of external signals,• sources’ unfi tness for automatic local control – no suitable

control units • no transfer of information and/or decision signals

– communication• poor electrical connectivity – no signifi cant impact on the grid• the use of control systems with algorithms uncoordinated

with the power system’s needs in its abnormal conditions. Removal of technical constraints usually requires funding.Administrative constraints such as:• ownership relations• organizational dependences • no legislation requiring/encouraging source owners to

support the power system in abnormal conditions. Amending and supplementing the legislation is relatively easy to carry out.

Competence constraints are mainly due to misunderstanding of the role that the source can play in the power supply secu-rity interests. In the present case (MV network control) it should be noted that although a small source’s relevance is negligible, a cluster can have a signifi cant impact. Competence constraints can be signifi cantly reduced through training, good instructions, publications, etc.

Tariff constraints are very important. The current tariff s, origi-nated at the time of no reactive power defi cit, clearly discourage from, and even penalize for, supporting the power system in abnormal conditions. These tariff s do not take into account the power system’s needs in its abnormal conditions, and are often detrimental to power supply security. This constraint is easy to remove. It is necessary to eliminate the tariff constraints.

Economic constraints resulting from the need to fi nance a new control system, upgrade or replace the existing control systems; in some cases they increase personnel costs. Cost calculation should demonstrate the expedience or futility of using specifi c sources to meet these needs. Introduction of, for example, a fee for the ancillary service of active participation in V and Q control may encourage the owners of distributed sources not only to participate in the regulation process, but also to invest in incre-asing their regulating capabilities.

Psychological constraints due to conservatism, unjustifi ed use of kvarh meters [7] as source of billing information discourage dispatchers from bothering with trifl es, resulting in the source owners’ attitude of: ”it’s not our problem”. The psychological constraints can be reduced, just like the competence constraints.

Some of these constraints are easy to remove. Amending and supplementing the law requires only drafting the relevant amendments and presenting them to the competent authorities. Modern technology makes transfer of information and decision signals easy and cost-eff ective. The costs of control and regu-lation systems with complex algorithms are small. The level of knowledge and competence of those involved in the operation of the power system and its components can be raised through training, seminars, etc. For these reasons, the use of local reactive power sources to improve the power system operation and power supply security should be taken seriously.

The use of static capacitor bank installed in 110 kV/MV

substation

The fi rst obvious change in the voltage control method currently applied in 110 kV/MV substations should be the use of trans-former control systems’ ability to infl uence compensation devices (capacitors now, perhaps FACTS systems in the future) installed in the substations. Currently, this possibility is not utilized. A common practice is to control capacitor bank opera-tions through a rigid time schedule. This method is used mainly because of the simplicity of its implementation technology.


38

This reason, historically justifi ed, has become invalid in the era of low-cost sensor and microprocessor system solutions. A time schedule properly controls only the power system’s average normal states, while it is usually harmful in hazardous and emer-gency conditions. Modern technology allows implementation of complex control algorithms taking into account the power system’s actual condition, and high-speed and low-cost transfer of information. For these reasons control by rigid time schedules should not be used.An excerpt from a sample algorithm for automatic control of capa-citor banks by a transformer regulation system is shown in fi g. 3 [5]. For the purpose of the study [6] a survey questionnaire was prepared on transformers in 110 kV/MV substations. Results of the survey covering several hundred substations from the opera-ting areas of several distribution network operators and concer-ning the transformer control units used are shown in fi g. 4.Evidently, the vast majority of the controllers were manufactured in the 1970s. Therefore, it is worthwhile, as part of the upgrade to adjust the grid to coordinated V and Q control in 110 kV/MV substations and distributed sources, to demand from transformer control unit manufacturers a supply of devices with algorithms including capacitor bank control. Such an approach, whereby the regulating capabilities of a 110 kV/MV substation itself are used fi rst, is desirable and economically justifi ed.

|ΔVΤ| ≤ ε/2

Regula�on by "Lower voltage" crit.

Measurement: VT, IT

NYVTg < VTgm

VTg > VTgM

YY

N

C

Cap. off

N

Designa�on:VTg, VTd,

dQTd

dVTd

dVTg

dt

A

N

NYCap. off

Y

All sec�ons on

Y

N

t + dt t + dt > TopSwitch on one cap.

bank sect. Ct = 0Y

N

C

B

All sec�ons off

Y

N

t + dt t + dt > TopSwitch off one cap.

bank sect. Ct = 0Y

N

C

|

Fig. 3. Excerpt from a diagram of the adaptive algorithm for 110 kV/MV transformer control unit

RNTH-347.8%

URT14.6%

RNT-5E8.9%

RNT-6E7.8%

RNT-64.9%

RMT3.1%

RNTA-12.8%

RET-5212.4%

RNTM-12A1.6%

RNTC-211.4%

SPAU341C1.4% ExmBEL ARN

1.2%

RNTC-21/KWRT0.9%

RNT-50.7%

RNTM-120.2%RET-670

0.2%

`

Fig. 4. Percentage shares of diff erent types of transformer control units installed in 110 kV/MV substations in the operating areas actions of several distribution network operators


39

Coordination of operating algorithms of voltage and reactive

power control systems

Operating algorithms of local and superior control systems, and power dispatch systems should be co-ordinated so as to:in normal conditions – system and power dispatch controls optimise the operations as required for normal conditions, while local systems provide, for example, tariff optimization [e.g. tg( ) set point]in abnormal or hazardous conditions – system and power dispatch controls, and local controls, enable the maximum extension of the available reactive power range (generation or absorption).An example of such co-ordination is shown in fi g. 5.

Easily noticeable is the fact that the coordination is very simple, and that coordinated actions of local control systems and supe-rior systems clearly extend the available reactive power range. The benefi ts of using local sources, and of the described coordi-nated action are obvious.

Control of distributed sources in abnormal conditions

In abnormal conditions local sources can be controlled:by operating personnel (at the substation or remotely), this consists in acting according to a manual covering abnormal, hazardous, and emergency conditions. Typically, these control capabilities are used in normal conditions in order to ensure an appropriate voltage and/or reactive power, suitable for settle-ments with the operators. These manuals often do not cover abnormal and hazardous conditions. The option of control by operating personnel in hazardous and emergency conditions is underestimated. The use of this control does not require any capital expenditure. Proper conduct of operating personnel in these states should be ensured by operation manuals covering all abnormal conditions, appropriate coaching-training, and

removal of tariff and billing constraints.automatically by control units, this should consist of supple-menting the operating algorithm of existing control systems with elements that improve the reactive power balance in abnormal conditions;

Examples:1. In practice, a principle adopted for all types of sources and all

locations in a MV network is that from any energy source, for which the requirements for its connection to the MV network have been issued, tg( ) = 0.4 (a few years ago 0.2) is required. In the vast majority these sources are equipped with control systems. These systems maintain a set grid voltage, and a set reactive power exchange (tg ) with the MV network. It is appropriate to add – to the systems’ operating algorithm – some components that ensure the maximum reactive power generation in the case of defi cit (excessively low voltage), and its maximum absorption in the case of excess (excessively high voltage) reactive power in the power system.

2. Also, the ability to control power consumption should not be forgotten. Suppose that an industrial plant consumes a lot of power and has many capacitor banks controlled by regulators. The capacitors on the one hand are used to ensure the produc-tion process’ stability, and on the other hand to meet the requ-irement of set reactive power exchange (tg ) with the grid. It is appropriate to add – to the regulators’ operating algorithm – some components that ensure the maximum reactive power generation in the case of defi cit (excessively low voltage), and its maximum consumption in the case of excess (excessively high voltage) reactive power in the power system.

Remotely by power dispatch centre, this consists in issuing commands, transmitted by various available methods to all sources1. In hazardous conditions implementation of these orders should be mandatory regardless of its tariff and economic eff ects. Remote control may consist in remote set point setting by dispatchers. Modern technology makes it easy to disseminate these solutions at low cost.

3. SummaryThe theoretical basics described in the paper indicate the expedience of using the ability to employ external, local reac-tive power sources to control V and Q for the benefi t of the MV network. In order to encourage potential participants in such regulation, appropriate legal regulations should be drafted. Such an action for the benefi t of the MV network should be treated as an ancillary service, for which the respective source owners should be paid. Local external reactive power sources can be complemen-tary to the primary sources, improving power supply security. External sources are currently used to improve local reactive

V

Q

0

V z

Q z

Fig. 5. Proposed coordination of operating algorithms of voltage and reactive power control systems Black – MV grid characteristics, blue - local reactive power source control systems, red – aggregate action of the control systems

1 In this case, it is appropriate to provide the sources with systems enabling remote control systems (e.g. set point change, generation limits, etc.).


40

Robert Małkowski



Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. The scope of his scientifi c interests covers issues related to wind energy, catastrophic

failures of power systems, and adjustment of voltage levels and distribution of reactive power in power systems.

Zbigniew Szczerba



A Researcher and university teacher. Author or co-author of more than 50 patents and more than 200 scientifi fi c studies. Most of that work found practical application.

At the institute of Power Engineering ran his own team which developed multiple excitation systems and generator voltage regulators with outputs ranging from

hundreds kW (for marine industry) to 500 MW. At one point generators controlled by those devices provided 75% of power to the national power grid.

In 1990–1996 University’s Vice-Rector for Science.

power balances only to a small extent [operation with a constant tg( coeffi cient)]. Enabling control by these sources in hazardous and emergency conditions generally does not require signifi cant fi nancial outlays. In addition, modern technology allows relati-vely easy utilisation of these sources’ capabilities.Currently used primitive tg( ) tariff s, usually based on disputed kvarh meter indications [7] should be amended to remove constraints on the use of local resources.

REFERENCES

1. Machowski J. et al., Power System Dynamics – Stability and Control, John Wiley 2008.

2. Szczerba Z., Zajczyk R., Automatyka a defi cyt mocy biernej w systemie elektroenergetycznym, International APE ’97 Conference, Gdańsk – Jurata 2007.

3. Małkowski R., Szczerba Z., Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulatorów transformatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej, International APE ’09 Conference, Gdańsk – Jurata 2009.

4. Szczerba Z., Analiza możliwości i celowości sterowania lokalnych większych źródeł mocy biernej przez nadrzędne układy regulacji w stacjach transformatorowych sieci przesyłowej. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormalnych, Task 8.4.2.D, Study completed under research project PBZ-MEiN-1/2/2006, ”National energy security” commissioned by the Minister of Science and Higher Education.

5. Małkowski R., Szczerba Z., Adaptive Regulation Algorithm for Transformers Feeding Distribution Grids, Acta Energetica 2010, Issue 2.

6. Małkowski R., Szczerba Z., Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejsze-nia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektroener-getycznym. Etap III, study commissioned by PSE-Operator, 2008.

7. Szczerba Z., Should KVARH meters be used?, Acta Energetica 2009, Issue 2.


41

Celowość wykorzystania źródeł mocy biernej zainstalowanych w sieci SN do regulacji U i Q

AutorzyRobert MałkowskiZbigniew Szczerba

Słowa kluczoweregulacja napięć, źródła mocy biernej, sieć średniego napięcia, generacja rozproszona

StreszczenieW artykule zawarto uwagi dotyczące celowości, możliwości oraz ewentualnego sposobu wykorzystania źródeł mocy biernej w celu regulacji U i Q w sieci SN. Wskazano również na celowość weryfikacji jakości sterowania transformatorów zasilających sieć 110 kV/SN.

1. WstępŚrodkami zwiększającymi zakres regulacji w stacjach 110 kV/SN mogą być wewnętrzne lub zewnętrzne źródła mocy biernej:• wewnętrzne źródła mocy biernej zain-

stalowane w stacji GPZ (praktycznie są to baterie kondensatorów) – sztywny program czasowy lub sterowanie ręczne

• zewnętrzne źródła mocy biernej, zain-stalowane w sieci SN zasilanej z danego GPZ. Należą do nich np. lokalne małe elektrownie wodne (MEW), farmy wiatrowe (FW), biogazownie (BG), inne źródła rozproszone, czy wreszcie wybrani odbiorcy – brak sterowania w celu poprawy sytuacji napięciowej w sieci SN.

2. Celowość stosowania lokalnych źródeł mocy biernej do regulacji U i QNienormalny stan systemu elektroener-getycznego, spowodowany lokalnym lub rozległym deficytem mocy biernej, może spowodować poważną awarię, zwaną awarią napięciową [1, 2, 3]. Deficyt mocy biernej ma najczęściej charakter lokalny, chociaż w pewnych przypadkach może obejmować znaczne obszary. Lokalny deficyt mocy biernej powoduje obniżenie napięcia w defi-cytowym obszarze i dopływ mocy biernej z sąsiednich, niedeficytowych obszarów. W ten sposób lokalne deficyty są łagodzone przez dopływ mocy biernej z otoczenia defi-cytowego obszaru. Jeżeli moce bierne generowane i pobie-rane nie bilansują się, to występuje proces nieustalony stabilny lub niestabilny [4]. W procesie stabilnym zostaje osiągnięty nowy stan ustalony, przy nowych poziomach napięć. W procesie niestabilnym, mającym na ogół charakter aperiodyczny, występuje tzw. lawina napięcia.

Jeżeli to

i U rośnie

Jeżeli to

i U maleje.gdzie: g, o – indeksy mocy biernej genero-wanej i pobieranej.

W celu przywrócenia stanu normalnego niezbędne jest doprowadzenie do zbilan-sowania generacji i poboru mocy biernej. Wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej do wspomagania tego bilanso-wania może doprowadzić do uniknięcia awarii napięciowej. Tym samym lokalne źródła mogą zwiększyć bezpieczeństwo elektroenergetyczne, umożliwiając zbilan-sowanie mocy biernej przy niewielkich przeciążeniach.

Wpływ regulacji zewnętrznych źródeł mocy biernej na bilans mocy biernejIlustrację skutków deficytu mocy biernej pokazano rys. 1. Załóżmy, że punkt P1 leży w pobliżu granicy stabilności. Przy wzro-ście obciążenia mocą bierną punkt pracy P1 przesuwa się do nowego przecięcia się charakterystyk generacji i poboru mocy biernej – punkt P2. Nowy punkt pracy nie jest punktem stabilnym, gdyż leży poza obszarem dopuszczalnych stanów genera-torów. Ograniczniki działające z opóźnie-niem wprowadzą – pokazane na rysunku – ograniczenie charakterystyk wytwarzania. Bez wykorzystania lokalnych źródeł powo-duje to trwały deficyt mocy biernej, co prowadzi do powstania lawiny napięcia.

Uwzględnienie lokalnej generacji skutkuje zwiększeniem zakresu dyspozycyjnej mocy biernej, objawiające się na charakterystyce rys. 1 (linia przerywana) zmianą nachy-lenia oraz przesunięciem punktu działania

ograniczników. Niewielka zmiana statyzmu charakterystyki skutkuje przesunięciem punktu pracy z P2 do P2*. Podobną analizę można przeprowadzić również w sytuacji, gdy zwiększony pobór mocy biernej zostanie pokryty mocą załą-czonych do pracy baterii kondensatorów statycznych (rys. 2). W wyniku przecią-żenia mocą bierną stabilny punkt pracy P1 przesunie się do punktu P2. Podobnie jak w poprzednim przypadku, jest to punkt niestabilny, ze względu na ograniczenie charakterystyki wytwarzania. Załączenie do pracy baterii kondensatorów spowo-duje odciążenie generatorów – przesunięcie charakterystyki odbiorów – i ustalenie się nowego stabilnego punktu pracy P3.

Ograniczenia sterowania lokalnych źródeł mocy biernejW zależności od usytuowania lokalnych źródeł mocy biernej sterowanie nimi w stanach nienormalnych może napo-tykać na większe lub mniejsze trudności. Wspomniane trudności można scharaktery-zować w następujący sposób:Ograniczenia techniczne polegają m.in. na: • niedostosowaniu źródeł do sterowania

z zewnątrz – brak przystosowania do obioru sygnałów zewnętrznych,

• niedostosowaniu źródeł do automatycz-nego sterowania lokalnego – brak odpo-wiednich regulatorów

Ugz0

In

IQ

U

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Działanie regulatorów

napięcia generatorów

Działanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

Charakterystyka odbiorów w stanie

normalnymDziałanie regulatorów napięcia generatorów z

uwzględnieniem generacji źródeł zewnętrznych P1

P2

Przeciążenie mocą bierną

P2*

Dla If = Ifpuł

Rys. 1. Ilustracja wpływu lokalnej generacji w przypadku wystąpienia deficytu mocy biernej

Ugz0

In

U

Lawina napięcia po zadziałaniu ograniczników

Działanie regulatorów

napięcia generatorów

Charakterystyka odbiorów w stanie

normalnym

P1

P2

Przeciążenie mocą bierną

Dla If = IfpułDziałanie ograniczników prądu stojana lub wirnika

P3

IQ

Charakterystyka odbiorów po uwzględnieniu działania

baterii kondensatorów

Rys. 2. Ilustracja wpływu działania lokalnej baterii kondensatorów w przypadku wystąpienia deficytu mocy biernej

R. Małkowski, Z. Szczerba | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 36–40

PL


42

• braku możliwości przesyłu sygnałów informacyjnych i/lub decyzyjnych – komunikacja

• słabym powiązaniu elektrycznym – brak znaczącego wpływu na sieć

• stosowaniem układów regulacji o algoryt-mach nieskoordynowanych z potrzebami systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych.

Usunięcie ograniczeń technicznych zwykle wymaga nakładów finansowych.

Ograniczenia administracyjne to m.in.:• stosunki własnościowe• zależności organizacyjne • brak przepisów prawnych zobowiązu-

jących/zachęcających właścicieli źródeł do wspomagania systemu elektroenerge-tycznego w stanach nienormalnych.

Zmiana i uzupełnienie przepisów prawnych są stosunkowo łatwe do przeprowadzenia.

Ograniczenia kompetencyjne wynikają głównie z niezrozumienia roli, jaką dane źródło może pełnić w interesie bezpieczeń-stwa elektroenergetycznego. W rozważanym przypadku (sterowanie w sieci SN) należy pamiętać, że choć niewielkie źródło ma znaczenie pomijalne, to ich zbiór może mieć wpływ znaczący. Ograniczenia kompeten-cyjne mogą być znacznie zmniejszone przez szkolenia, dobre instrukcje, publikacje itp.

Ograniczenia taryfowe są bardzo istotne. Obecne taryfy, pochodzące z czasu braku deficytu mocy biernej, wyraźnie zniechę-cają, a nawet karzą za wspomaganie systemu elektroenergetycznego w stanach nienor-malnych. Taryfy te nie uwzględniają potrzeb systemu elektroenergetycznego w stanach nienormalnych i często szkodzą bezpie-czeństwu elektroenergetycznemu. To ogra-niczenie jest łatwe do usunięcia. Konieczna jest eliminacja ograniczeń taryfowych.

Ograniczenia ekonomiczne wynikają z potrzeby sfinansowania nowych układów sterowania, modyfikacji lub wymiany istniejących układów regulacji, w niektó-rych przypadkach zwiększają koszty perso-nelu. Rachunek kosztów powinien wykazać celowość lub niecelowość wykorzystania danego źródła do omawianych potrzeb. Wprowadzenie np. opłat za usługę syste-mową związaną z aktywnym uczestnictwem w regulacji U i Q może zachęcić właścicieli źródeł rozproszonych, nie tylko do uczest-nictwa w procesie regulacji, ale i do inwe-stowania w zwiększenie swoich możliwości regulacyjnych.

Ograniczenia psychologiczne wynikają z konserwatyzmu, nieuzasadnionego korzy-stania z liczników kvarh [7] jako źródła informacji o kosztach, zniechęcają dyspo-zytorów do zajmowania się drobiazgami, powodują postawę właścicieli źródeł charak-teryzowaną stwierdzeniem: „to nie nasz problem”. Ograniczenia psychologiczne mogą być zmniejszane, podobnie jak ogra-niczenia kompetencyjne.

Niektóre z wymienionych ograniczeń są łatwe do usunięcia. Uzupełnienia i zmiana przepisów prawnych wymagają tylko opra-cowania projektu i przedstawienia go władzom. Współczesna technika umożliwia łatwy i tani przesył sygnałów informacyj-nych i decyzyjnych. Koszty układów stero-wania i regulacji o złożonych algorytmach są niewielkie. Poziom wiedzy i kompetencje ludzi uczestniczących w obsłudze systemu elektrotechnicznego i jego elementów mogą być podnoszone poprzez szkolenia, semi-naria itp. Z wymienionych powodów wykorzystanie lokalnych źródeł mocy biernej do poprawy pracy i bezpieczeństwa elektroenergetycz-nego powinno być traktowane poważnie.

Wykorzystanie baterii kondensatorów statycznych zainstalowanych w stacji 110 kV/SN Pierwszą oczywistą zmianą w stosowanym obecnie sposobie regulacji napięcia w stacji 110 kV/SN powinno być wykorzystanie możliwości oddziaływania przez układy regulacji transformatorów na urządzenia służące do kompensacji (obecnie konden-satory, w przyszłości może układy FACTS), zainstalowane w stacji. Obecnie możliwość ta nie jest wykorzystywana. Powszechną prak-tyką jest sterowanie pracą baterii konden-satorów przez sztywny program czasowy. Sposób ten wykorzystywany jest głównie z powodu prostoty realizacji technicznej. Ten powód, uzasadniony historycznie, stał się nieaktualny w epoce tanich rozwiązań prze-tworników i układów mikroprocesorowych. Program czasowy obsługuje prawidłowo tylko przeciętne stany normalne systemu elektroenergetycznego, natomiast zwykle działa szkodliwie w stanach zagrożeniowych i awaryjnych. Współczesna technika umoż-liwia implementacje złożonych algorytmów sterowania, uwzględniających aktualny stan systemu elektroenergetycznego oraz szybki i tani przesył informacji. Z tych powodów sterowanie przez sztywny program czasowy nie powinno być stosowane.Fragment przykładowego algorytmu automatycznego sterowania pracą baterii kondensatorów przez układ regulacji trans-formatora pokazano na rys. 3 [5].Na potrzeby pracy [6] sporządzono ankietę dotyczącą transformatorów w stacjach 110 kV/SN. Wyniki ankiety, przeprowa-dzonej dla kilkuset stacji z terenu działania kilku operatorów sieci dystrybucyjnej, dotyczącej typu zastosowanych regulatorów transformatorów, przedstawia rys. 4.

Jak łatwo zauważyć, znakomitą większość stanowią regulatory produkowane w latach 70. Warto zatem, w ramach modernizacji związanej z dostosowaniem sieci do skoor-dynowanego sterowania U i Q stacji 110 kV/SN oraz źródeł rozproszonych,

|ΔUΤ| ≤ ε/2

Regulacja wg kryt.„Napięcie dolne”

Pomiar: UT, IT

NTUTg < UTgm

UTg > UTgM

TT

N

C

Bat. wył.

N

Wyznaczanie:UTg, UTd,

dQTd

dUTd

dUTg

dt

A

N

NTBat. wył.

T

wszystkie sekcje zał.

T

N

t + dt t + dt > Top

Załącz jedną sekcję bat.

kond.Ct = 0

T

N

C

B

wszystkie sekcje wył.

T

N

t + dt t + dt > Top

Wyłącz jedną sekcję bat.

kond.Ct = 0

T

N

C

|

Rys. 3. Fragment diagramu algorytmu adaptacyjnego regulatora transformatora 110 kV/SN

RNTH-347.8%

URT14.6%

RNT-5E8.9%

RNT-6E7.8%

RNT-64.9%

RMT3.1%

RNTA-12.8%

RET-5212.4%

RNTM-12A1.6%

RNTC-211.4%

SPAU341C1.4% ExmBEL ARN

1.2%

RNTC-21/KWRT0.9%

RNT-50.7%

RNTM-120.2%RET-670

0.2%

`

Rys. 4. Procentowy udział poszczególnych typów regu-latorów transformatorów zainstalowanych w stacjach 110 kV/SN na terenie działania kilku operatorów sieci dystrybucyjnej


43

V

Q

0

V z

Q z

domagać się od producentów regulatorów transformatorów urządzeń o algorytmach obejmujących sterowanie pracą baterii kondensatorów. Takie podejście, w którym w pierwszej kolejności wykorzystuje się możliwości regulacyjne samej stacji GPZ, jest pożądane i uzasadnione ekonomicznie.

Koordynacja algorytmów działania układów regulacji napięcia i mocy biernejAlgorytmy działania lokalnych i nadrzęd-nych układów regulacji oraz dyspozycji mocy powinny byś skoordynowane tak, aby:w stanach normalnych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy optymalizowały pracę zgodnie z wymaganiami dla stanów normal-nych, a układy lokalne zapewniały np. opty-malizację taryfową [np. zadany tg( )]w stanach nienormalnych lub zagrożenio-wych – układy systemowe oraz dyspozycje mocy oraz układy lokalne zapewniały możli-wość maksymalnego rozszerzenia zakresu dyspozycyjnej mocy biernej (generacji lub poboru).Przykład takiej koordynacji pokazano na rys. 5.Jak nietrudno zauważyć, koordynacja jest bardzo prosta, a skoordynowane działanie lokalnych układów regulacji z układami nadrzędnymi wyraźnie rozszerza zakres dyspozycyjnej mocy biernej. Korzyści wyni-kające z wykorzystania lokalnych źródeł i z opisanego skoordynowanego działania są oczywiste.

Sterowanie źródeł rozproszonych w stanach nienormalnychLokalne źródła w stanach nienormalnych mogą być sterowane:• przez obsługę (w stacji lub zdalnie),

polega to na działaniu według instrukcji obejmującej stany nienormalne, zagroże-niowe i awaryjne. Zwykle możliwości tego sterowania są wykorzystywane w stanach normalnych, w celu zapewnienia odpo-wiedniego poziomu napięcia i/lub mocy biernej, właściwych dla rozliczeń z opera-torem. Instrukcje te często nie obejmują stanów nienormalnych i zagrożeniowych. Możliwość sterowania przez obsługę w stanach zagrożeniowych i awaryjnych jest niedoceniana. Wykorzystanie tego

sterowania nie wymaga nakładów inwe-stycyjnych. Prawidłowe działanie obsługi w omawianych stanach powinno być zapewnione przez instrukcje obsługi, obej-mujące wszystkie stany nienormalne, odpo-wiedni instruktaż – szkolenie i usunięcie ograniczeń taryfowo-rozliczeniowych;

• automatycznie przez regulatory, powinno to polegać na uzupełnieniu algorytmów działania obecnych układów regulacji o człony poprawiające bilans mocy biernej w stanach nienormalnych;

Przykłady:1. W praktyce zasadą stosowaną dla

wszystkich typów źródeł i wszystkich lokalizacji w sieci SN jest to, że dla wszystkich źródłem energii, które otrzy-mują warunki przyłączenia do sieci SN, wymagany jest tg( ) = 0,4 (kilka lat temu 0,2). W znakomitej większości przypadków źródła te wyposażone są w układy regulacji. Układy te zapew-niają utrzymanie zadanego napięcia w sieci i zadanej wymiany mocy biernej (tg ) z siecią SN. Celowe jest dodanie – do algorytmu działania tych układów – elementów zapewniających maksymalną generację mocy biernej w przypadkach deficytu (nadmiernie niskie napięcie) i maksymalny pobór w przypadkach nadmiaru mocy biernej (nadmiernie wysokie napięcie) w systemie elektroenergetycznym.

2. Nie należy również zapominać o możli-wości sterowania poborem. Załóżmy, że zakład przemysłowy pobiera znaczną moc i posiada wiele baterii kondensa-torów sterowanych przez regulatory. Zastosowanie kondensatorów z jednej strony wykorzystywane jest do zapew-nienia stabilności procesu produk-cyjnego, z drugiej zaś dla spełnienia warunku zadanej wymiany mocy biernej (tg ) z siecią. Celowe jest dodanie – do algorytmu działania tych regula-torów – elementów zapewniających maksymalną generację mocy biernej w deficycie (nadmiernie niskie napięcie) i maksymalny pobór w nadmiarze mocy biernej (nadmiernie wysokie napięcie) w systemie elektroenergetycznym.

• Zdalnie przez dyspozycje mocy, polega to na wydawaniu poleceń, przesyła-nych różnymi dostępnymi sposobami, do wszystkich źródeł1. W stanach zagroże-niowych realizacja tych poleceń powinna być obligatoryjna niezależnie od skutków taryfowo-ekonomicznych. Sterowanie zdalne może polegać na zdalnych nasta-wach wartości zadanych, wprowadza-nych przez dyspozytorów. Współczesna technika umożliwia łatwe upowszech-nienie takich rozwiązań przy niewielkich nakładach.

3. PodsumowanieOpisane w artykule podstawy teoretyczne wykazują zasadność wprowadzenia możli-wości wykorzystania zewnętrznych, lokal-nych źródeł mocy biernej do celów regulacji U i Q na potrzeby sieci SN. W celu zachę-cenia potencjalnych uczestników takiej regu-lacji należy opracować właściwe regulacje prawne. Działanie na rzecz sieci SN należy traktować jako usługę systemową, przez co właścicielom źródeł należy się za to zapłata.Lokalne zewnętrzne źródła mocy biernej mogą być uzupełnieniem źródeł podsta-wowych, poprawiającym bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Źródła zewnętrzne są obecnie wykorzystywane do poprawy lokalnych bilansów mocy biernej jedynie w niewielkim stopniu [praca ze stałym współczynnikiem tg( )]. Umożliwienie sterowania tymi źródłami w stanach zagro-żeniowych i awaryjnych na ogół nie wymaga znaczących nakładów finansowych. Ponadto współczesna technika umożliwia stosun-kowo łatwe wykorzystanie możliwości tych źródeł.Stosowane obecnie prymitywne taryfy tg( ), oparte zwykle na kwestionowanych wskazaniach liczników kvarh [7], powinny być zmienione w celu zniesienia ograniczeń wykorzystywania lokalnych źródeł.

Bibliografia1. Machowski J. i in., Power System

Dynamics, Stability and Control, John Wiley 2008.

2. Szczerba Z., Zajczyk R., Automatyka a deficyt mocy biernej w systemie elek-troenergetycznym, Międzynarodowa Konferencja APE ’97, Gdańsk – Jurata 2007.

3. Małkowski R., Szczerba Z., Wpływ struktury, algorytmów działania oraz nastawień układów regulacji trans-formatorów 110/SN na możliwość powstania i przebieg awarii napięciowej, Międzynarodowa Konferencja APE ’09, Gdańsk – Jurata 2009.

4. Szczerba Z., Analiza możliwości i celo-wości sterowania lokalnych większych źródeł mocy biernej przez nadrzędne układy regulacji w stacjach transfor-matorowych sieci przesyłowej. Analiza – z uwzględnieniem stanów nienormal-nych, Zadanie 8.4.2.D, Praca realizo-wana w ramach PBZ-MEiN-1/2/2006, Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju.

Rys. 5. Propozycja koordynacji algorytmów działania układów regulacji napięcia i mocy biernej. Kolor czarny – charakterystyka sieci SN, kolor niebieski – układ regulacji lokalnych źródeł mocy biernej, kolor czerwony: suma działania układów regulacji

1 W omawianym przypadku celowe jest wyposażenie źródeł w układy umożliwiające sterowanie zdalne (np. zmiana wartości zadanej, ograniczenie generacji itp.).


44

Robert Małkowskidr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego zainteresowania naukowe obejmują zagadnienia związane z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Zbigniew Szczerbaprof. dr hab. inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] i nauczyciel akademicki. Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna więk-szość została zastosowana w praktyce. W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75 proc. mocy krajowego systemu elektroenergetycznego. W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki.

5. Małkowski R., Szczerba Z., Adaptacyjny algorytm regulacji transformatorów zasilających sieć rozdzielczą, Acta Energetica 2010, nr 2.

6. Małkowski R., Szczerba Z., Analiza stanu obecnego i opracowanie zmian w układach regulacji napięcia i mocy

biernej w elektrowniach, stacjach sieci przesyłowej i w sieciach rozdzielczych w celu zmniejszenia ryzyka powstania awarii napięciowych w systemie elektro-energetycznym. Etap III, praca realizo-wana na zlecenie PSE-Operator, 2008.

7. Szczerba Z., Czy liczniki kvarh powinny być stosowane?, Acta Energetica 2009, nr 2.


45

The use of distributed sources installed in an MV network for V and Q control – steady state operation

AuthorRobert MałkowskiArtur Zbroński

Keywordsvoltage control, medium voltage network, distributed generation

AbstractThe paper presents and discusses examples of research results showing the potential for the use of distributed sources installed in an MV network in the process of V and Q control.

1. Introduction1

With the increasing saturation of MV grids with distributed sources, distribution network operators are showing an incre-asing interest in the possibilities of their use for control purposes. Both qualitative and quantitative levels of individual sources impact on an MV grid’s voltage condition are determined, among other factors, by the following: locations of individual sources in the grid, technical constraints, or adopted control criteria. Typically, the unit powers of these sources are not large. It should be remembered, however, that although a single sour-ce’s relevance can be negligible, proper coordination of more of them may have a signifi cant eff ect. It is, therefore, worthwhile considering the possibility of using distributed sources for V and Q control in MV grid.With this in mind, the goals of V and Q regulation services provided by distributed generation sources to the benefi t of a distribution subsystem operator, may be the following:• reduction of transmission losses in the grid• stabilization (adjustment or retention) of voltages in the

source surroundings, under normal grid conditions• stabilization (retention) of voltages in the source surroun-

dings, under abnormal grid conditions, such as abnormal voltage levels

• intervention by limiting local reactive power generation, or even its absorption in emergency, under the threat of excessi-vely high voltages in the master grid.

2. Regulating capabilities of distributed sourcesThe varied impact of control of distributed sources active and reactive power outputs on the process of voltage and reactive power fl ow control in an MV grid results from several factors. They include: • Installed capacity of the source, and its available reactive

power. In general, the available reactive power range is deter-mined by the current active power output.

• Power plant location with regard to the transformer substa-tion, or to other sources supplying the grid. Due to their loca-tions with regard to the supplying node, distributed sources can be divided into two basic groups:• source connected directly or by a small impedance with the

MV bars of main supply points (MSPs)• sources located deep in the medium voltage grid

• Adopted control criterion. The basic distributed source control criterion is to optimize the active power output subject to assumed criteria (for a wind farm, for example, it may be the maximum active power output as a function of wind speed, for a small hydro plant – the maximum active power output while maintaining the required water level, etc.). An additional criterion (adopted for RES) can be, depending on system requ-irements, or requirements imposed by the operator: • constant voltage retention• constant reactive power retention• constant tg( ) retention.

1 This article is an extension of theoretical considerations contained in article [4] on the use of reactive power sources installed in an MV grid. It is also a form of the report of research project [3].

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | 45–52

46

3. Control criteria

3.1. Control by constant voltage criterion

For distributed sources connected with each other in a parallel cooperation node, as well as to ensure clear reactive power sepa-ration between individual sources, it is necessary to ensure their stable cooperation under variable load conditions. A classic way to achieve this is the droop (slope) (fi g. 2b) of individual sources equivalent characteristics and the appropriate voltage set points at idle.

The static characteristics slope is related to the fact that the gene-ration sources are not ideal voltage sources with zero internal impedance. Due to the existence of an internal impedance of the source, or an external impedance associated with the impe-dances of power lines that supply the transformer coupling the source with the grid, reactive power load changes are accompa-nied by a voltage variation in the parallel cooperation node. Due to the transformer control dead band it can be assumed that a small droop, shown in fi g. 2, and a small voltage variability asso-ciated with it, in most cases will not have practical signifi cance. Setting such a slope is, however, necessary to ensure stable opera-tion of parallel sources. The appropriate shape of the characteri-stics will also make each source’s load proportional to its size. Operation of sources installed in the MV grid according to the voltage criterion will also have a positive eff ect on stabilization and reduction of voltage fl uctuations in the source’s surroun-dings. In addition, adopting such a control criterion allows stabi-lity (retention) of voltages in the controlled source’s surroundings under an abnormal grid, e.g. after an emergency grid confi gura-tion change.The constant voltage retention for sources directly connected to a main supply point’s buses should result in reducing the number of switching transformer tap changes of the MV grid supplying transformer.

-1100

-900

-700

-500

-300

-100

100

300

500

700

900

1100

0 300 600 900 1200 1500 1800 2100

P [kW]

Q [kVA]

Limit Y -> 500 kVA

Limit Δ -> 1000 kVA

cos ϕpoj = 0,98

cos ϕind = 0,96

Limit Y -> -500 kVA

Limit Δ -> -1000 kVA

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1P [-]

Q [-]

cosϕ = 0,98cosϕ = -0,96Qfw1, cosQfw2, cosQfw1, cos + QbatQfw2, cos - Qbat

P

-1 0 1

1

1

Qpoj QindT F

e m

ax

Pmin

Pmax

-Vg2

xd

Fig. 1. Area of acceptable operating conditions that determines the control range of reactive power sources, a) Vestas V90–2 MW generator, b) ENERCON E-82 generator, FT and FTQ versions, c) wind farm with doubly fed asynchronous generators (V90–3.0 MW), assuming constant power factor, d) synchronous generator

a)

a)

c)

b)

b)

d)

Fig. 2. Equivalent diagram (a) and the corresponding external characte-ristics of source resulting from non-zero source impedance between the source and its connection point (b)


47

3.2. Control by constant reactive power

or constant tg ( ) criterion

Assuming voltage stability in the analyzed grid, we can deter-mine the source reactive power at which the active power losses in the network are minimal. For simplicity we will use the diagram shown in fi g. 2a, so we can write the formula for active power losses:

(1)

Taking into account that:

(2)

The formula for power losses in the grid can be written as follows:

(3)

As is easily noticeable, in order to reduce transmission losses as high as possible a grid voltage should be maintained and/or zero reactive power operation.

So the simple answer regarding the control criterion is possible only for the case under consideration. In reality the situation is much more complex. A separate issue is determining the sources reactive power set point Qz. In accordance with the above consi-derations, in the general case the sources should operate at the smallest possible (close to zero) tg( ). For a source, the active power output of which varies within small limits, this require-ment is reduced to zero reactive power exchange with the grid to which it is connected.

4. Simulation tests

4.1. Simulation tests description

The simplifi ed grid model shown in fi g. 3 was adopted for the tests. In the analysed grid area the following three characteristic generation sources can be distinguished:• SHP (SHP, small hydro plant) – a source characterized by

relatively low power output volatility and rate of change. Since the plant is equipped with an asynchronous generator, it is not attractive from the point of view of the control to the distribution network operator’s benefi t

• WF ( wind farms) – sources characterized by very high power output volatility and rate of change. Due to their locations, they can be divided into two groups:

Fig. 3. Simplifi ed diagram of the test system2

2 Due to the lack of complete data on the load distribution in the analyzed grid, an aggregated load model was adopted, directly connected to the main supply substation’s MV bus.


48

• wind farms connected directly to a main supply substa-tion’s buses:• WF 1 – 6 x 2 MW Vestas wind turbines• WF 2 – 1 x 0.8 MW ENERCON wind turbine.

• wind farms connected deep in MV grid:• WF 3 – 3 x 0.8 MW ENERCON wind turbines.

Each of the wind farms is capable of reactive power control. In the tests the operating areas adopted were adopted in accordance with the characteristics specifi ed by respective manufacturers.

• BP (bio gas plant) – a source characterized by relatively low power output volatility and rate of change. Since it is equipped with two synchronous generators, it is a good source of V and Q control.

4.2. Estimates of individual control impacts

on MV grid voltage

The aim of this study was to estimate the impact of various control units on voltage in the MV grid. The following fi ve options were adopted for comparison:• Only the transformer regulator is active – RT on• Only the sources group regulator is active – grp. on (V = const.) • Only the sources individual regulator is active – ind. on

(V = const.)• The transformer regulator and sources group regulators are

active.• The transformer regulator and sources individual regulator are

active3.The disturbance was a change of SEE power system voltage. The source regulators controlled by the voltage criterion. The largest voltage variation is observed when the MV grid voltage is controlled by the source regulators only. This is an understandable phenomenon because the regulating capacity of all sources is not suffi cient to control the MV grid voltage situ-ation at the modelled disturbance.The best eff ect of the MV grid voltages variability reduction was accomplished at concurrent operation of the sources group regulators and the transformer regulator. This result is due to the coordinated eff ects and settings of individual regulators. Slightly worse results in terms of the main supply substation voltages variability was accomplished under control by indivi-dual regulators. The positive eff ect of individual regulators’ mutual impact should also be noted. The transformer regulator stabilizes the voltage at the MV grid supply point. This in turn signifi cantly reduces the need for external sources control. The regulating reserves so reta-ined in external sources signifi cantly extend the supplying trans-former’s regulating capabilities fi g. 4.

4.3. Estimate of impact of adopted method and criterion of

control units’ operations

The aim of this study was to demonstrate the impact of the adopted method and criterion of FW wind farm regulators opera-tion. The following four options were adopted for comparison:• FW group regulation by Vz = const. criterion4

• FW 1 individual regulation by Vz = const. criterion• FW group regulation by tg( ) = 0 criterion• FW 1 individual regulation by tg( ) = 0 criterionThe modelled disturbances were changes in: SEE power system voltage, FW wind farm output power, load power.

In each of the considered simulation options, the smallest voltage variation in the supply node was observed at the sources opera-tion according to the voltage criterion. No signifi cant impact of the adopted control criterion on losses in the MV grid was obse-rved. The impact on the power losses of the MV grid voltage is much greater. Unfortunately, operation under the voltage crite-rion has some major drawbacks, such as the following:• The need to coordinate the voltage set points of individual

regulators (the transformer regulator at the main supplying substation with the source regulators), each time after a change in the substation voltage set point, as well as after a change in the grid confi guration (e.g. split point change). Lack of these settings’ coordination may result in retention of abnormal voltages in the MV grid, and consequently forced unnecessary reactive power fl ows in the grid. The higher the saturation of MV grid with sources involved in the regulation, the greater the scale of the problem.

• The need for communication between the main supplying substation and individual sources involved in the regulation process. This is related to the aforementioned need for set points’ coordination. This problem is even more complicated

3 It was assumed for the tests that each wind turbine WF1 is an individual control object.4 Due to the proximity of the main supplying substation, the voltage set point was adopted equal to the set point of the transformer in the substation.

0,870

0,920

0,970

1,020

1,070

1,120

0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15

V [ -]

V110kV [-]

V_GPZ_15_S1 (on RT) V_GPZ_15_S1 (off RT + ind. V = const.)V_GPZ_15_S1 (on RT + ind. V = const.) V_GPZ_15_S1 (off RT + grp. V = const.)V_GPZ_15_S1 (on RT + grp. V=const.)

Fig. 4. Voltage variability at the main supply substation’s MV bus as a function of changes in the power system voltage


49

0,9800,9850,9900,9951,0001,0051,0101,0151,020

3 4 5 6 7 8 9

U [-]

Po [MW]

U_GPZ_15_S1 (grp. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (ind. tg = 0)U_GPZ_15_S1 (ind. U = const.) U_GPZ_15_S1 (grp. U = const.)

Fig. 6. Test results for PgFW = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

Fig. 7. Test results for PgFW = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

a)

a)

b)

b)

Fig. 5. Test results for VSEE = var, a) voltage variability at the main supplying substation’s MV bus, b) total active power loss in the grid

a) b)

if there is a need to retain a constant voltage outside the PCC connection point (e.g. group regulation). This requires transfer of not only the voltage set point information, but also of measurement data (voltage, reactive power). A certain simplifi cation might be the use of current compensation. The absence of current compensation settings’ coordination

can lead to a disproportionate loading of sources. This would discourage the owners of sources installed in the depths of the grid from participation in such regulation. An excellent example here is the worst of the analyzed options, i.e. the indi-vidual regulation. This is justifi ed, since in this solution each of the regulators maintains the voltages at individual wind farms’


50

PCC connection points at their respective set points. Because the subsequent generators are characterized by increasing impedances with regard to the supply point, and at the same time they try to retain the same voltage, this results in uneven loads of individual generation units (fi g. 8).

In addition, the operation according to the voltage criterion gives priority to the MV grid ”interest” rather than to that of the source owners. As shown in [3], the most favourable option is that at tg( ) = 0. Then the impact of the operation (e.g. variable FW output) is relatively small. The voltage reduction under control by the tg( ) = const. crite-rion, is slightly worse than under the voltage criterion. A big advantage is that tg( ) can be retained constant locally, which greatly simplifi es the coordination. These considerations entitle recommending, as appropriate, the regulation as shown in fi g. 9a. This characteristic is a combi-nation of the both criteria. In normal conditions identifi ed by < Vmin, Vmax > limits, adoption of the proposed solution does not de facto change the present condition. Individual sources operate under the currently adopted criteria, such as maintaining preset reactive power or tg( ) factors. However, in the event of a threat to the MV grid security identifi ed as an instance of too low V < Vmin or too high V > Vmax voltages, individual sources will change the control criterion and will begin to support the grid by maintaining the voltage at an adopted threshold. In order to determine the requirements for distributed sources connected to the MV network, the respective operator should determine the required control ranges to be complied with by each source. An example of such an area is the generalized characteristics presented in [1, 5] required for wind farm control by the Ireland system operator (fi g. 9b).

4.4. Sources operation according to V = f(Q) characteristics

Example results for selected disturbances are shown in fi g. 10–13.

The largest sources operated by the characteristics shown in fi g. 9a, where the control criterion in the steady state was to maintain a desired tg( ).The fi rst test (fi g. 10) was to determine the eff ect of a step change in the MV grid’s active power balance. It was assumed that after about 3.5 hours the load power will step change (a load power load variation was assumed) and a source will fail.

-0,60

-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15

Q[Mvar]

V110kV [-]

QG_S1 QG_S2 QG_S3QG_S4 QG_S5 QG_S6QG_S1 grp. V=const.

Fig. 8. Comparison of reactive power variations of individual generators in wind farm FW 1 for individual regulation options (generators S1-S6) with the group regulation option5

Qźr

QgmaxQmin

VPCC

Qz

Vmin

Vmax

5 The power shown in the fi gure QG_S1 grp. V = const. corresponds to the power of the fi rst generator. Under the group regulation all generator loads are equal.

a)

b)

1,10

1,05

0,90

1,00

0,95

VPCC

Q

Qmin Qmax0

Fig. 9. Recommended control of distributed sources in MV grid, a) characteristic V = f ( Q) with reactive power control by source regulator, b ) operating area of farm regulator with regard to voltage and reactive power control

0,98

1,00

1,02

1,04

200 250 300 350

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

Fig. 10. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of So = var and tg z = -0.2


51

The aim of the second test (fi g. 11) was to determine the beha-viour of sources involved in the regulation at an occurrence of a change in the SEE connection point voltage, characterised by low speed and high amplitude. The modelled disturbance was a linear change in the SEE connection point voltage. The dashed line shows the voltage change for the case of sources operation according to the criterion of constant tg( ) only – the characteri-stics in fi g. 9a. were not enforced.Example variations of selected values shown in fi g. 12, illustrate the impact of sources involved in the regulation in the case of a step voltage change at SEE connection point by -5%.

The last example, fi g. 13 was to determine the behaviour of resources involved in the regulation in the case of output power change6.

The example test results clearly show the positive eff ects of the adopted method of distributed sources control. Analysis of the results shows that the fi rst to try to retain the voltage at its set point is the regulator of the transformer at the main supplying substation (fi g. 10). Once the transformer regu-lating capacity has been exhausted (the extreme tap), the grid is supported by external sources.

Fig. 10 and fi g. 12 show that due to the impact of external reac-tive power, the voltage surges in MV grid are mitigated.The sources positive impact also manifests itself in prolonged duration of tap changes (fi g. 11) (limitation of the control error functional). In a real system with large voltage variability, the number of the MV grid supplying transformer’s tap changes could be reduced.Analysis of the voltage variation shown in fi g. 13 shows that the most favourable situation in terms of voltage variability in the grid, related to the power output variability, was obtained at tg z = 0.

5. SummaryAnalysis of the results presented in this paper, as well as in [3], allows for the following conclusions:• The use of external reactive power sources to control V and Q

can bring tangible benefi ts in the form of:• increased control range of the supplying transformer• reduced number of tap changes in the transformer at the

main supplying substation• reduced voltage variability in MV grid.

• Active involvement of reactive power sources in the V and Q control to the MV grid’s benefi t should occur only as a result of exceeding the voltage limits set by the operator. In order to accomplish this task, a source’s master controller should allow the characteristics shown in fi g. 8a to develop. In each of these proposals, in the normal conditions identifi ed by acceptable voltage grid voltages (Vmin, Vmax), the source operates accor-ding to its own criterion, such as, for example, maintaining

0.900.920.940.960.981.001.021.04

0 10 20 30 40 50 60 70

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

Fig. 11. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of VSEE = var and tg z = -0.2

0.95

0.97

0.99

1.01

1.03

1.05

0 10 20 30 40 50 60

V [-]

t [min]

Vmax

epsVref

epsVmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

0 10 20 30 40 50 60

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

Vmin

V_GPZ_15

Fig. 13. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus in the case of PgFW = var and a) tg( )|z = -0.2, b) tg z = 0

0.94

0.96

0.98

1.00

1.02

1.04

0 5 10 15 20 25

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

Fig. 12. Voltage variability at the main supplying substation’s MV bus. The case of VSEE = var| V-5% and tg |z = 0

a)

b)

5 The power shown in the fi gure QG_S1 grp. V = const. corresponds to the power of the fi rst generator. Under the group regulation all generator loads are equal.


52

tg( ) at a set point, while optimizing, for example, losses in the source’s internal grid [2]. However, in the event of the MV grid security threat identifi ed as an instance of too low or too high voltages, individual sources will change the control criterion, and will begin to support the grid by maintaining the voltage at an adopted threshold, with the accuracy of a set droop.

• It is postulated to adopt the tg( ) set point as close to zero as possible. This applies particularly to any source characterized by high power output variability.

• The tg( ) set point can be retained locally. No transfer of infor-mation from remote measurement points is required in this case.

• The voltage limits (Vmax, Vmin) that determine the change of each source’s operating criterion can be set in two ways:• Locally – where the best option would be to adopt values

corresponding to the permissible grid voltages.• Remotely – the values could be determined as, for instance,

a percentage voltage deviation in relation to the current voltage set point maintained by the regulator of the grid supplying transformer. The test results indicate the expedience of introducing the possibility to use external reactive power sources to control V and Q to the MV grid’s benefi t. In order to encourage potential participants in such regulation, appropriate legal regulations should be drafted. Such an action to the MV grid’s benefi t should be treated as an ancillary service.

REFERENCES

1. Eirgrid Grid Code, Version 2.0. January 2007.2. Klucznik J., Układ sterowania farmy wiatrowej realizujący regulacje

napięcia i mocy biernej, Archiwum Energetyki / Polish Academy of Sciences, The Committee on Power Engineering Problems, Vol. 37, Spec. No. (2007).

3. Małkowski R., Zbroński A., Analiza przyłączenia do sieci elektroener-getycznej oraz pracy na sieć wydzieloną układu generacji energii roz-proszonej, Research project commissioned by ENERGA SA, Contract No. 10/VII/2010.

4. Małkowski R., Szczerba Z., Expedience of the use of reactive power sources installed in MV grid for V and Q control, Acta Energetica 2012, Issue 12, pp. 36–40.

5. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warsaw 2009.

Robert Małkowski



Works at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. The scope of his scientifi c interests covers issues related to wind energy, catastrophic

failures of power systems, and adjustment of voltage levels and distribution of reactive power in power systems.

Artur Zbroński



PhD student at the Faculty of Electric Engineering and Automatics of Gdańsk University of Technology.


53

1. Wstęp1

Wraz z rosnącym poziomem nasycenia źródeł rozproszonych, instalowanych w sieci SN, wzrasta zainteresowanie operatorów sieci dystrybucyjnych możliwościami ich wykorzystania do celów regulacyjnych. Zarówno jakościowy, jak i ilościowy poziom oddziaływania poszczególnych źródeł na sytuację napięciową w sieci SN deter-minują m.in.: lokalizacje poszczególnych źródeł w sieci, ograniczenia techniczne czy też przyjęte kryteria regulacji. Zazwyczaj moc jednostkowa tych źródeł nie jest duża. Należy jednak pamiętać, że choć pojedyncze źródło może mieć znaczenie pomijalne, właściwa koordynacja działania większej ich liczby może mieć wpływ znaczący. Warto zatem rozważyć możliwość wykorzystania źródeł rozproszonych do regulacji U i Q w sieci SN.Mając powyższe na uwadze, cele usług regu-lacyjnych U i Q, świadczonych przez źródła generacji rozproszonej na rzecz operatora podsystemu dystrybucyjnego, mogą być następujące:• ograniczanie strat przesyłu w sieci• stabilizacja (regulacja albo podtrzymanie)

napięć w otoczeniu źródeł, w normalnych warunkach sieciowych

• stabilizacja (podtrzymanie) napięć w otoczeniu źródeł w nienormalnych warunkach sieciowych, np. nienaturalne poziomy napięć

• interwencyjne ograniczanie lokalnej generacji mocy biernej lub nawet pobór w sytuacji zagrożeń nadmiernie wysokimi napięciami w sieci nadrzędnej.

2. Możliwości regulacyjne źródeł rozproszonychZróżnicowany efekt oddziaływania, zwią-zany ze sterowaniem generacją mocy czynnej i biernej źródeł rozproszonych na proces regulacji napięć i rozpływu mocy biernej w sieci SN, wynika z wielu czyn-ników. Należą do nich m.in.: • Wartość mocy zainstalowanej źródła oraz

wartość dyspozycyjnej mocy biernej. W ogólnym przypadku dyspozycyjny zakres mocy biernej, determinowany jest przez wartość aktualnej generowanej mocy czynnej.

• Lokalizacja elektrowni w stosunku do stacji transformatorowej, czy też względem innych źródeł zasilających daną sieć. Ze względu na miejsce zainsta-lowania źródeł rozproszonych w stosunku do węzła zasilającego możemy je podzielić na dwie zasadnicze grupy:• źródła powiązane bezpośrednio lub

przez niewielką impedancję z szynami średniego napięcia (SN) głównych punktów zasilających (GPZ)

• źródła usytuowane w głębi sieci śred-niego napięcia

• Pr z y j ę te k r y te r iu m re g u l a c j i . Podstawowym kryterium regulacji źródeł rozproszonych jest optymalizacja wytwarzania mocy czynnej przy założo-nych kryteriach (dla FW będzie to np.

maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej w funkcji prędkości wiatru, w MEW maksymalizacja wytwarzanej mocy czynnej przy zachowaniu wyma-ganego poziomu wody itd.). Kryterium dodatkowym (realizowanym na potrzeby OSD) może być zależnie od wymagań systemowych lub wymagań stawianych przez operatora: • utrzymanie stałej wartości napięcia• utrzymanie stałej wartości mocy biernej• utrzymanie stałego współczynnika tg( ).

3. Kryteria regulacji

3.1. Sterowanie wg kryterium stałej wartości napięciaDla źródeł rozproszonych powiązanych ze

PL


Wykorzystanie źródeł rozproszonych zainstalowanych w sieci SN do celów regulacji U i Q – praca w stanie ustalonym

AutorzyRobert MałkowskiArtur Zbroński

Słowa kluczoweregulacja napięć, sieć średniego napięcia, generacja rozproszona

StreszczenieW artykule przedstawiono i omówiono przykładowe wyniki badań pokazujące potencjalne możliwości wykorzystania źródeł rozproszonych zainstalowanych w sieci SN, w procesie sterowania U i Q.

-0.8

-0.6

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1P [-]

Q [-]

cosϕ = 0,98cosϕ = -0,96Qfw1, cosQfw2, cosQfw1, cos + QbatQfw2, cos - Qbat

P

-1 0 1

1

1

Qpoj Qind

T Fe

max

Pmin

Pmax

-Vg2

xd

1 Niniejszy artykuł jest rozwinięciem rozważań teoretycznych zawartych w artykule [4] dotyczącym wykorzystania źródeł mocy biernej zainstalowanych w sieci SN. Stanowi on też formę sprawozdania z realizacji projektu badawczego [3].

Rys. 1. Obszar dopuszczalnych stanów pracy determinujący zakres regulacyjny mocy biernej źródeł, a) generator Vestas V90–2 MW, b) generator ENERCON E-82 w wykonaniu FT oraz FTQ, c) farma wiatrowa z generatorami asynchronicznymi dwustronnie zasilanymi (V90–3.0 MW) przy założeniu stałej wartości współczynnika mocy, d) generator synchroniczny

a)

c)

b)

d)

R. Małkowski, A. Zbroński | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 45–52

54

sobą w węźle współpracy równoległej, jak również w celu zapewnienia jednoznacznego rozdziału mocy biernej pomiędzy indywi-dualne źródła, konieczne jest zapewnienie ich stabilnej współpracy w zmieniających się

warunkach obciążenia. Klasycznym sposobem osiągania tego celu jest statyzm (nachylenie) (rys. 2b) charakterystyk zastępczych poszcze-gólnych źródeł i nastawa właściwych wartości zadanych napięcia przy biegu jałowym. Nachylenie charakterystyki statycznej zwią-zane jest z faktem, że źródła generacji nie są idealnym źródłem napięcia o zerowej impe-dancji wewnętrznej. Ze względu na istnienie pewnej impedancji wewnętrznej źródeł, czy też impedancji zewnętrznej, związanej z impe-dancjami linii zasilających transformator sprzęgający źródło z siecią, zmianom obcią-żenia mocą bierną towarzyszy pewna zmien-ność napięć w węźle współpracy równoległej. Ze względu na strefę nieczułości regulatora transformatora można założyć, że niewielki etatyzm, widoczny na rys. 2, i związana z tym pewna niewielka zmienność napięć w większości przypadków nie będą miały praktycznego znaczenia. Wprowadzenie takiego nachylenia jest jednak niezbędne ze względów na zapew-nienie stabilnej pracy źródeł pracujących równolegle. Odpowiednie ukształtowanie wspomnianej charakterystyki spowoduje również, że każde ze źródeł będzie obciążało się proporcjonalnie do jego wielkości. Praca źródeł zainstalowanych w sieci SN wg kryterium napięciowego wpłynie również pozytywnie na stabilizację oraz ograni-czenie wahań napięć w pewnym otoczeniu danego źródła. Dodatkowo przyjęcie takiego kryterium regulacji umożliwi stabilizację (podtrzymanie) napięć w otoczeniu stero-wanego źródła, w nienormalnych warun-kach sieciowych, np. po awaryjnej zmianie konfiguracji sieci.

Dla źródeł przyłączonych bezpośrednio do szyn GPZ utrzymanie stałej wartości napięcia powinno wpłynąć na ograniczenie liczby przełączeń przełącznika zaczepów transformatora zasilającego sieć SN.

3.2. Sterowanie wg kryterium stałej mocy biernej lub stałej wartości współczynnika tg( )Zakładając stałość napięcia w analizowanej sieci, możemy określić wartość mocy biernej źródła, dla której straty mocy czynnej w sieci będą najmniejsze. Dla uproszczenia rozważań posłużymy się schematem poka-zanym na rys. 2a, możemy zatem zapisać zależność na straty mocy czynnej:

(1)

Uwzględniając, że:

(2)

Wzór na straty mocy w sieci możemy zapisać w następującej postaci:

(3)

Jak nietrudno zauważyć, dla ograniczenia strat przesyłu należałoby utrzymywać możliwie wysoki poziom napięcia w sieci oraz/lub pracować z mocą bierną równą zero.

Tak prosta odpowiedź odnośnie kryte-rium sterowania jest możliwa jedynie dla rozważanego przypadku. W rzeczy-wistości sytuacja jest zdecydowanie bardziej złożona. Oddzielnym zagad-nieniem pozostaje określenie wartości zadanej mocy biernej źródła Qz. Zgodnie z przedstawionymi powyżej rozważa-niami w ogólnym przypadku źródła powinny pracować z możliwe najmniejszą (bliską zera) wartością współczynnika tg( ). Dla źródeł, w których generowana moc czynna zmienia się w niewielkich grani-cach, wymóg ten sprowadza się do zerowej wymiany mocy biernej z siecią, do której jest przyłączona.

4. Badania symulacyjne

4.1. Opis badań symulacyjnychDo badań przyjęto uproszczony model sieci pokazany na rys. 3. W analizowanym obszarze sieciowym możemy wyróżnić trzy charakterystyczne źródła wytwórcze, są nimi:• MEW (mała elektrownia wodna) – źródło

charakteryzuje się stosunkowo niewielką zmiennością oraz szybkością zmian mocy wytwarzanej. Ponieważ elektrownia wyposażona jest w generator asynchro-niczny, dlatego też z punktu widzenia sterowania na rzecz operatora sieci dystry-bucyjnej jest obiektem nieatrakcyjnym

• FW (farmy wiatrowe) – źródła charakte-ryzują się bardzo dużą zmiennością oraz szybkością zmian mocy wytwarzanej. Ze względu na ich umiejscowienie możemy podzielić je na dwie grupy:• FW przyłączone bezpośrednio do szyn

stacji GPZ:

Lini

aLi

nia

Lini

aLi

nia

Lini

a

Lini

a

2 Ze względu na brak pełnych danych o rozkładzie obciążeń w analizowanej sieci przyjęto zagregowany model odbioru, przyłączony bezpośrednio do szyn SN stacji GPZ.

Rys. 3. Uproszczony schemat systemu przyjętego do badań2

Rys. 2. Schemat zastępczy (ekwiwalent) (a) oraz odpowiadająca mu charakterystyka zewnętrzna źródła wynikająca z niezerowej impedancji pomiędzy źródłem a miejscem przyłączenia (b).

a)

b)


55

• FW 1 – 6 siłowni wiatrowych firmy Vestas o mocy 2 MW każda

• FW 2 – 1 siłownia wiatrowa firmy ENERCON o mocy 0,8 MW.

• FW przyłączone w głębi sieci SN:• FW 3 – 3 siłownie wiatrowe firmy

ENERCON o mocy 0,8 MW każda. Każda z wymienionych FW ma możliwość regulacji mocy biernej. W badaniach przyjęto obszary pracy zgodnie z charakterystykami poda-nymi przez producenta.

• BG (biogazownia) – źródło charaktery-zuje się stosunkowo niewielką zmienno-ścią oraz szybkością zmian mocy wytwa-rzanej. Ponieważ wyposażona jest w dwa generatory synchroniczne, jest dobrym źródłem regulacji U i Q.

4.2. Oszacowanie wpływu poszczególnych sterowań na poziom napięcia w sieci SNCelem niniejszego badania było oszaco-wanie siły oddziaływania poszczególnych regulatorów na poziomy napięć w sieci SN. Do porównania przyjęto pięć wariantów:• Działa jedynie regulator transformatora –

zał. RT• Działa jedynie regulator grupowy źródeł –

zał. grp. (U = const.) • Działa jedynie regulator indywidualny

źródeł – zał. ind. (U = const.)• Działa regulator transformatora oraz

regulatory grupowe źródeł• Działa regulator transformatora oraz

regulator indywidualny źródeł3.Zaburzeniem była zmiana napięcia SEE. Regulatory źródeł działały wg kryterium napięciowego.

Największą zmienność napięć obserwuje się wówczas, gdy poziom napięć w sieci SN jest kontrolowany jedynie przez regu-latory źródeł. Jest to zjawisko zrozumiałe, ponieważ możliwości regulacyjne wszyst-kich źródeł są niewystarczające do opano-wania sytuacji napięciowej w sieci SN przy modelowanym zakłóceniu. Najlepszy efekt w postaci ograniczenia zmienności napięć w sieci SN uzyskujemy podczas współdziałania regulatorów grupo-wych źródeł oraz regulatora transformatora. Efekt ten zawdzięczamy skoordynowanemu oddziaływaniu oraz nastawieniom poszcze-gólnych regulatorów. Nieco gorsze wyniki z punktu widzenia zmienności napięć

w stacji GPZ uzyskano po zastosowaniu regulatorów indywidualnych. Należy zauważyć również pozytywny efekt oddziaływania poszczególnych regulatorów na siebie. Regulator transformatora stabi-lizuje napięcie w punkcie zasilania sieci SN. To zaś w znaczący sposób ogranicza potrzebę regulacji zewnętrznych źródeł. Pozostałe w ten sposób rezerwy regulacyjne źródeł zewnętrznych znacząco poszerzają możliwości regulacyjne transformatora zasi-lającego rys. 4.

4.3. Oszacowanie wpływu przyjętego sposobu oraz kryterium działania regulatorówCelem niniejszego badania było pokazanie wpływu przyjętego sposobu oraz kryterium działania regulatorów FW. Do porównania przyjęto cztery przypadki:

• regulacja grupowa FW z kryterium Uz = const.4

• regulacja indywidualna FW 1 z kryterium Uz = const.

• regulacja grupowa FW z kryterium tg( ) = 0

• regulacja indywidualna FW 1 z kryterium tg( ) = 0.

Modelowanymi zaburzeniami były zmiany: napięcia SEE, mocy wytwarzanej przez FW, mocy odbiorów.

W każdym z rozważanych wariantów symu-lacji najmniejszą zmianę napięć w węźle zasi-lającym obserwujemy w przypadku pracy źródeł wg kryterium napięciowego. Nie zauważa się natomiast znaczącego wpływu przyjętego kryterium regulacji na poziom strat w sieci SN. Znacznie większy wpływ na wielkość strat mocy ma poziom napięcia w sieci SN. Niestety, praca z kryterium

3 Do badań założono, że każda z siłowni wiatrowych FW1 stanowi indywidualny obiekt regulacji.4 Ze względu na bliskość stacji GPZ wartość zadaną napięcia przyjęto równą wartości zadanej regulatora transformatora w stacji GPZ.

0,9800,9850,9900,9951,0001,0051,0101,0151,020

3 4 5 6 7 8 9

U [-]

Po [MW]

U_GPZ_15_S1 (grp. tg = 0) U_GPZ_15_S1 (ind. tg = 0)U_GPZ_15_S1 (ind. U = const.) U_GPZ_15_S1 (grp. U = const.)

Rys. 5. Wyniki badań dla przypadku USEE = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) suma-ryczne straty mocy czynnej w sieci

Rys. 6. Wyniki badań dla przypadku PgFW = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) suma-ryczne straty mocy czynnej w sieci

Rys. 7. Wyniki badań dla przypadku PgFW = var, a) zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN, b) suma-ryczne straty mocy czynnej w sieci

a)

a)

b)

b)

b)

0,870

0,920

0,970

1,020

1,070

1,120

0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15

V [ -]

V110kV [-]

V_GPZ_15_S1 (on RT) V_GPZ_15_S1 (off RT + ind. V = const.)V_GPZ_15_S1 (on RT + ind. V = const.) V_GPZ_15_S1 (off RT + grp. V = const.)V_GPZ_15_S1 (on RT + grp. V=const.)

Rys. 4. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN w funkcji zmian napięcia systemu elektroenergetycznego

a)


56

napięciowym ma kilka zasadniczych wad, są to m.in.:• Konieczność koordynacji nastawień

wartości zadanej napięć poszczególnych regulatorów (regulatora transformatora w stacji GPZ z regulatorami źródeł), każdorazowo po zmianie wartości zadanej napięcia w stacji GPZ, jak również po zmianie konfiguracji sieci (np. zmiana punktu podziału). Brak koordynacji tych nastawień może skutkować utrzymywa-niem nienaturalnych poziomów napięć w sieci SN oraz wynikającym z tego wymuszaniem niepotrzebnych prze-pływów mocy biernej w sieci. Im większe nasycenie sieci SN źródłami uczestni-czącymi w regulacji, tym większa skala omawianego problemu.

• Konieczność komunikacji pomiędzy stacją GPZ a poszczególnymi źródłami biorącymi udział w procesie regulacji. Jest to związane ze wspomnianą potrzebą koordynacji nastawień. Problem ten jest jeszcze bardziej złożony, jeśli istnieje potrzeba utrzymania stałej wartości napięcia poza PCC (np. regulacja grupowa). Wymaga to bowiem przesłania informacji nie tylko o wartości zadanej napięcia, ale również informacji pomia-rowych (poziom napięcia, mocy biernej). Pewnym uproszczonym sposobem mogłoby być zastosowanie kompensacji prądowej. Przy braku koordynacji nasta-wień kompensacji prądowej możemy doprowadzić do nieproporcjonalnego obciążania źródeł. Fakt ten mógłby znie-chęcać właścicieli źródeł zainstalowanych w głębi sieci do udziału w takiej regu-lacji. Doskonałym przykładem jest tu, najgorszy z analizowanych, wariant regu-lacji indywidualnej. Ma to swoje uzasad-nienie, gdyż każdy z regulatorów utrzy-muje w tym rozwiązaniu wartość zadaną

napięcia w PCC poszczególnych siłowni wiatrowych. Ponieważ kolejne generatory charakteryzują się coraz większą impe-dancją względem punktu zasilającego i jednocześnie próbują utrzymać tę samą wartość napięcia, skutkuje to nierówno-miernym obciążaniem się poszczególnych jednostek wytwórczych (rys. 8).

Ponadto praca z kryterium napięciowym na pierwszym miejscu stawia „interes” sieci SN, a nie właścicieli źródeł. Jak wykazano

w pracy [3] najkorzystniejsze jest przyjęcie wartości tg( ) = 0. Wtedy wpływ pracy (np. zmiennej generacji mocy FW) jest stosun-kowo mały. Skuteczność ograniczenia napięcia podczas realizacji kryterium tg( ) = const. jest nieco gorsza niż w pracy z kryterium napięciowym. Dużą zaletą jest jednak to, że wartość współ-czynnika tg( ) utrzymywana może być lokalnie, co znacznie upraszcza koordynację. Powyższe rozważania upoważniają do zarekomendowania, jako właściwego, sposobu regulacji pokazanego na rys. 9a. Charakterystyka ta powstała z połączenia obu kryteriów. W stanach normalnych identyfikowanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci < Umin, Umax >, przyjęcie proponowanego rozwiązania nie zmienia de facto stanu obecnego. Poszczególne źródła pracują wg obecnie stosowanych kryteriów, np. utrzymując zadaną wartość współ-czynnika mocy biernej lub współczynnika tg( ). Natomiast w przypadku pojawienia

się zagrożenia bezpieczeństwa sieci SN iden-tyfikowanej jako wystąpienie zbyt niskich U<Umin lub zbyt wysokich U > Umax napięć, poszczególne źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu. W celu określenia wymagań stawianych źródłom rozproszonym przyłączonym do sieci SN właściwy operator powinien określić wymagany zakres regulacji, jaki powinien być spełniony przez poszczególne źródła. Przykładem takiego obszaru jest uogólniona charakterystyka przedstawiona w [1, 5], wymagana do sterowania farm wiatrowych przez operatora systemu Irlandii (rys. 9b).

4.4. Praca źródeł zgodnie z charakterystyką U = f(Q)Przykładowe wyniki dla wybranych zakłóceń pokazano na rys. 10–13. Największe źródła pracowały wg charakterystyki pokazanej na rys. 9a, przy czym kryterium regulacji w stanie ustalonym było utrzymanie zadanej wartości współczynnika tg( ).

Badanie pierwsze (rys. 10) miało na celu określenie wpływu skokowej zmiany bilansu mocy czynnej w sieci SN. Założono, że po upływie ok. 3,5 godz. nastąpi skokowa zmiana mocy odbioru (przyjęto pewną zmienność mocy odbiorów) i wypadnięcie jednego ze źródeł.Celem drugiego badania (rys. 11) było określenie zachowania się źródeł uczestni-czących w regulacji w sytuacji wystąpienia zmian napięcia SEE, charakteryzujących się niewielką szybkością i dużą amplitudą. Modelowanym zakłóceniem była liniowa

zmiana napięcia SEE. Linią przerywaną poka-zano zmianę napięcia, dla przypadku pracy źródeł z kryterium utrzymywania jedynie stałej wartości współczynnika tg( ) – nie realizowano charakterystyki rys. 9a.

5 Moc pokazana na rysunku QG_S1 grp. U = const. odpowiada mocy pierwszego generatora. W regulacji grupowej poszczególne generatory obciążają się identycznie.

-0,60

-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

0,85 0,9 0,95 1 1,05 1,1 1,15

Q[Mvar]

V110kV [-]

QG_S1 QG_S2 QG_S3QG_S4 QG_S5 QG_S6QG_S1 grp. V=const.

Rys. 8. Porównanie zmienności mocy biernej poszcze-gólnych generatorów w FW 1 dla wariantów regulacji indywidualnej (generatory S1-S6) z wariantem regulacji grupowej5

Qźr

QgmaxQmin

VPCC

Qz

Vmin

Vmax

1,10

1,05

0,90

1,00

0,95

VPCC

Q

Qmin Qmax0

Rys. 9. Rekomendowany sposób regulacji źródeł rozproszonych w sieci SN, a) charakterystyka U = f(Q) z kontrolą mocy biernej, kształtowana przez regulator źródła, b) obszar pracy regulatora farmy w zakresie regulacji napięcia i mocy biernej

0,900,920,940,960,981,001,021,04

0 10 20 30 40 50 60 70

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

0,94

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

0 5 10 15 20 25

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

0,98

1,00

1,02

1,04

200 250 300 350

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

eps

Vmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

Rys. 10. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek So = var oraz tg z = –0,2

Rys. 11. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek: USEE = var oraz tg z = –0,2

Rys. 12. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN. Przypadek USEE = var| U-5% oraz tg |z = 0

a)

b)


57

Robert Małkowskidr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Jego zainteresowania naukowe obejmują zagadnienia związane z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Artur Zbroński mgr inż.Politechnika Gdańske-mail: [email protected] na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej.

Przykładowe przebiegi wybranych wiel-kości przedstawione na rys. 12 obrazują efekt oddziaływania źródeł uczestniczących w regulacji w przypadku wystąpienia skokowej zmiany napięcia w SEE o wartości –5%.

Ostatni przykład rys. 13 ma na celu okre-ślenie zachowania się źródeł uczestniczą-cych w regulacji w przypadku zmiany mocy generacji6. Przedstawione przykładowe wyniki badań wyraźnie pokazują pozytywne efekty przyję-tego sposobu regulacji źródeł rozproszonych. Analizując uzyskane wyniki, można zauważyć, że w pierwszej kolejności zadaną wartość napięcia próbuje utrzymać regu-lator napięcia transformatora w stacji GPZ (rys. 10). Po wyczerpaniu możliwości regula-cyjnych transformatora (skrajny zaczep) sieć jest wspomagana przez zewnętrzne źródła. Na rys. 10 i rys. 12 widzimy, że dzięki oddziaływaniu zewnętrznych źródeł mocy biernej następuje ograniczenie nagłych zmian napięcia w sieci SN.

Pozytywne oddziaływanie źródeł objawia się również wydłużeniem czasu przełączania przełącznika zaczepów (rys. 11) (ograni-czenia wartości funkcjonału uchybu regulacji). W układzie rzeczywistym, przy dużej zmien-ności napięcia, można by uzyskać ograniczenie liczby przełączeń przełącznika zaczepów trans-formatora zasilającego sieć SN.Analiza zmienności napięcia pokazanych na rys. 13 pozwala stwierdzić, że najkorzyst-niejszą sytuację z punktu widzenia zmien-ności napięć w sieci, związaną ze zmienno-ścią mocy generowanej, uzyskujemy przy pracy z tg z = 0.

5. PodsumowanieAnaliza wyników przedstawionych w niniej-szym artykule, jak również w pracy [3], pozwala sformułować następujące wnioski:• Wykorzystanie zewnętrznych źródeł

mocy biernej do sterowania U i Q może przynieść wymierne korzyści w postaci:

• Aktywny udział źródeł mocy biernej w regulacji U i Q na rzecz sieci SN powi-nien następować dopiero w wyniku prze-kroczenia określonych przez operatora granicznych wartości napięć. Dla realizacji tak postawionego zadania wystarczy, aby regulator nadrzędny źródła umożliwiał kształtowanie charakterystyki pokazanej np. na rys. 8a. W każdej z tych propo-zycji w stanach normalnych, identyfiko-wanych poprzez dopuszczalne napięcia w sieci (Umin, Umax), dane źródło pracuje wg własnego kryterium, np. utrzymując zadaną wartość współczynnika tg( ), przy jednoczesnej optymalizacji, np. strat w sieci wewnętrznej źródła [2]. Natomiast w przypadku pojawienia się zagrożenia bezpieczeństwa sieci SN, identyfikowango jako wystąpienie zbyt niskich lub zbyt wysokich napięć, poszczególne źródła zmienią kryterium regulacji i zaczną wspomagać sieć poprzez utrzymywanie napięcia równego przyjętemu napięciu granicznemu, z dokładnością do zada-nego statyzmu.

• Postuluje się przyjęcie jako wartości zadanej współczynnika tg( ) możliwie bliskiego zeru. Uwaga ta dotyczy szcze-gólnie źródeł charakteryzujących się dużą zmiennością mocy generowanej.

• Zadana wartość współczynnika tg( ) może być utrzymywana lokalnie. Nie wymaga się w takim przypadku przesyłania infor-macji pomiarowych z odległych punktów pomiarowych.

• Wartości graniczne napięć (Umax, Umin), determinujące zmianę kryterium dzia-łania poszczególnych źródeł, mogą być nastawiane w dwojaki sposób:• lokalnie – wtedy najlepszym rozwią-

zaniem byłoby przyjęcie wartości odpowiadających dopuszczalnym granicznym wartościom napięć w sieci

• zdalnie – wartości te mogłyby być usta-lane jako np. procentowa odchyłka napięcia w stosunku do aktualnej zadanej wartości napięcia, utrzymy-wanej przez regulator transformatora zasilającego daną sieć.

Uzyskane wyniki wskazują na celowość wprowadzenia możliwości wykorzystania zewnętrznych źródeł mocy biernej do celów regulacji U i Q na potrzeby sieci SN. W celu zachęcenia potencjalnych uczestników takiej regulacji należy opracować właściwe regulacje prawne. Działanie na rzecz sieci SN należy traktować jako usługę systemową.

Bibliografia1. Eirgrid Grid Code, Version 2.0. January

2007.2. Klucznik J., Układ sterowania farmy

wiatrowej realizujący regulacje napięcia i mocy biernej, Archiwum Energetyki / PAN, Komitet Problemów Energetyki, t. 37, nr spec. (2007).

3. Małkowski R., Zbroński A., Analiza przy-łączenia do sieci elektroenergetycznej oraz pracy na sieć wydzieloną układu generacji energii rozproszonej, projekt badawczy realizowany na rzecz ENERGA SA, Umowa nr 10/VII/2010.

4. Małkowski R., Szczerba Z., Celowość wykorzystania źródeł mocy biernej zain-stalowanych w sieci SN do regulacji U i Q, Acta Energetica 2012, nr 12, str. 41–44

5. Lubośny Z., Farmy wiatrowe w systemie elektroenergetycznym, WNT, Warszawa 2009.

0,95

0,97

0,99

1,01

1,03

1,05

0 10 20 30 40 50 60

V [-]

t [min]

Vmax

epsVref

epsVmin

V_GPZ_15

V_GPZ_15

0,96

0,98

1,00

1,02

1,04

0 10 20 30 40 50 60

V [-]

t [min]

Vmax

eps

Vref

Vmin

V_GPZ_15

Rys. 13. Zmienność napięcia na szynach stacji GPZ po stronie SN w przypadku PgFW = var oraz a) tg( )|z = –0,2, b) tg z = 0

a)

b)

6 Praca np. FW przy małym poziomie generacji mocy czynnej skutkuje ograniczeniem zakresu dyspozycyjnej mocy biernej.


58

1. Introduction Traditionally the main control actions in a power system, such as transformer tap changes, have been achieved using mechanical devices and were therefore rather slow. However, the continuing progress in the development of power electronics has enabled a number of devices to be developed, which provide the same func-tions but with much faster operation [1, 2]. Transmission networks equipped with such devices are referred to as FACTS (Flexible AC Transmission Systems).Depending on the way FACTS devices are connected to a power system, they can be divided into shunt and series devices. Main shunt FACTS devices are reactive power compensators, energy storage (e.g. superconducting or battery based) and braking resi-stors. Among various series FACTS devices are series compensa-tors, phase angle regulators TCPAR (Thyristor-Controlled Phase Angle Regulator) and power controllers UPFC (Unifi ed Power Flow Controller). The most general FACTS device is the unifi ed power fl ow controller (UPFC). UPFC is the most general FACTS device because it can execute the following control functions: (1) control of real power fl ows P by controlling the quadrature

component of the booster voltage in the series part(2) control of reactive power fl ows Q by controlling the direct

component of the booster voltage in the series part(3) control of the voltage Vi in the connection node by controlling

the reactive current supplied by the network to the shunt part.

The fi rst function (control of the quadrature component of the booster voltage) is equivalent to the function of another FACTS

device TCPAR. UPFC can also work similarly to the series compen-sator SSSC [2]. This paper deals with control of UPFC or TCPAR installed in tie-lines linking control areas in an interconnected power system. The main aim of FACTS devices is normally steady-state control of a power system but, due to their fast response, FACTS devices can also be used for power system stability enhancement through improved damping of power swings. For this purpose the control circuits of FACTS devices are equipped with supplementary control loops [2, 3]. There are many publications describing various kinds of supplementary stabilising control. Usually they utilise as the input signals various locally measurable quantities like real and reactive power, voltage magnitude or current, local frequency etc. [4–7]. Simulation of the dynamic response of the power systems with UPFC or TCPAR in the tie-lines show that the use of the supple-mentary stabilising control based on locally measurable quantities is not satisfactory. It can force a parasitic interaction between load and frequency controllers (LFC) of individual control areas of the interconnected power system. This interaction deteriorates quality of the frequency regulation and disproves damping of the power swings. This results from the following fact that during the transient state (caused by a sudden disturbance in a power balance) the series FACTS devices installed in the tie-lines aff ect the values of tie-line power interchanges and therefore also the value of the area control error (ACE). This may aff ect the dynamics of secondary control executed by the central load and frequency controllers (LFC) [2]. To avoid the above mentioned problems a proper control algo-rithm has to be implemented at the regulator of the series FACTS

WAMS – based Control of Phase Angle Regulator Installed in Tie-lines of Interconnected Power System

AuthorsŁukasz NogalJan Machowski

Keywordspower system control, transient stability, FACTS, WAMS

AbstractThis paper addresses the state-variable stabilising control of the power system using such series FACTS devices as TCPAR installed in the tie-line connecting control areas in an interconnected power system. This stabilising control is activated in the transient state and is supplementary with respect to the main steady-state control designed for power fl ow regulation. Stabilising control laws, proposed in this paper, have been derived for a linear multi-machine system model using the direct Lyapunov method with the aim of maximising the rate of energy dissipation during power swings and therefore maximi-sing their damping. The proposed control strategy is executed by a multi-loop controller with frequency deviations in all control areas used as the input signals. Validity of the proposed state-variable control has been confi rmed by modal analysis and by computer simulation for a multi-machine test system.

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | 58–67

59

devices installed in the tie-lines. This control should not deteriorate frequency and tie-line power interchange regulation process. An example of such control has been described in paper [19] where the authors proposed to solve the linear state-variable equations during the control process.

A diff erent approach has been proposed in a book [2] written by one of the authors of this paper. In this book a new control structure, as illustrated in fi g. 1, has been proposed. The main steady-state control loop (upper part of fi gure) is based on measuring a locally observable signal to be controlled by a FACTS device. For the thyristor-controlled phase angle regulator (TCPAR), it is real power in a given transmission line. For UPFC it is real and reac-tive power in a given transmission line and voltage at the bus. The supplementary stabilising loop (lower part of fi gure) utilises state variables as input signals and, from the point of view of the whole system, is a state-variable control. The main problem for such a closed-loop control is the design of a state-variable control algorithm for a multi-machine power system model. In order to derive the relevant control algorithm, the direct Lyapunov method has been applied to a multi–machine linear power system model. Direct Lyapunov method is a powerful tool for transient stabi-lity assessment and control of power system [2]. This paper extends the previous work of the authors [9, 18] on the design of Lyapunov-based damping controllers for shunt FACTS devices. Correctness of the derived state-variable control has been confi rmed by computer simulation for a simple multi-machine test system. Further work is needed to address the problems related to fast measurement of input signals, real-time identifi cation of system parameters, infl u-ence of more realistic models of generators and their AVRs, infl uence of diff erent load models and dynamics and other implementation problems.

2. FACTS devices in tie-lines UPFC, shown in fi g. 2a, consists of a shunt and series part. The shunt part consists of a supply (excitation) transformer ET and a voltage source converter CONV 1. The series part consists of a voltage source converter CONV 2 and a series (booster) transformer ST. Both voltage source converters CONV 1 and CONV 2 are connected back-to-back through the common dc link with a capacitor. Each converter has its own PWM controller which use two control parameters, respecti-vely, m1, and m2, . The shunt part of the UPFC works similarly as reactive power compensator STATCOM. Converter CONV 1 regulates voltage and thereby also the current received by UPFC from the network. The voltage is expressed [1–3] by:

(1)

The controller enforces a required value by choosing appro-priate values of m1 and . The series part of the UPFC works similarly as series compensator. Converter CONV 2 regulates both the magni-tude and the phase of the ac voltage supplying the booster transformer. That voltage is expressed by:

(2)

The controller enforces the required value of by choosing appro-priate values of m2 and . Thanks to controlling both the magni-tude and the phase of the booster (series) voltage, the voltage at the beginning of the transmission line may assume any values within the circle created by the phasor , as illustrated in fi g. 2a. The simplifi ed steady-state equivalent circuit (fi g. 2b) contains a series voltage source , reactance of the booster transformer XST, and shunt current source . Obviously the model must also include limiters for voltage and the allowed current fl owing through the booster (series) transformer.

controller localmeasurement

dyna

mic

iden

tyfic

atio

nof

stat

eva

riabl

es

state-variablecontrol

powersystem

FACTSdevice

Fig. 2. Unifi ed power fl ow controller (UPFC): (a) functional diagram and the phasor diagram; (b) equivalent circuit control

Fig. 1. Schematic illustration of the local and state-variable stabilising control


60

Schematic diagram of a TCPAR regulator is shown in fi g. 3. An inte-gral type regulator with negative feedback is placed in the main control path. The task of the regulator is regulating real power fl ow in the line in which the FACTS device is installed. The reference value is supplied from the supervisory control system. A supplementary control loop devoted to damping of power swings and improving power stability is shown in the lower part of the diagram.

3. Incremental model of transmission line Fig. 4 illustrates the stages of developing a model of the TCPAR installed in a tie-line. Booster voltage, which is in quadrature to the supply voltage, is injected in the transmission line using a booster transformer:

(3)

where is the controlled variable. The booster transformer reactance has been added to the equivalent line reactance. To simplify considerations, the line and transformer resistances have been neglected. The following relationships can be derived using the phasor diagram of fi g. 4d:

(4)

Looking on the transmission line (fi g. 4d) from the side of node a it can be written that:

(5)

Substituting (4) to the last equation gives:

(6)

That equation can also be written as:

(7)

where is the amplitude of the power-angle characteristic of the transmission line.

The values of variables at a given operating point are Using those values, equation (7) gives:

(8)

The tie-line fl ow in (7) depends on both the power angle and the quadrature transformation ratio . Hence in the vici-nity of the operating point it is obtained:

(9)

where:

(10)

Substituting partial derivatives (10) into (9) gives:

(11)

The coeffi cients and in that equation are the same as those in (8). Component can be elimi-nated from (11) using (8) in the following way. Equation (8) gives

or:

12)

Substituting that equation into (11) gives:

(13)

Fig. 3. Power fl ow controller installed in a tie-line of interconnected power system

Fig. 4. Stages of developing an incremental model of a transmission line with a phase shifting transformer: (a) one-line diagram, (b) admittance model with ideal transformation ratio, (c) incremental model, (d) phasor diagram


61

The following notation is introduced now:

(14)

(15)

The variable given by (14) corresponds to the mutual synchro-nising power for the line a-b calculated neglecting the booster transformer and given by (15) corresponds to the synchro-nising power when the booster transformer has been taken into account. Using that notation, equation (13) takes a form

or

(16)

Now, looking on the transmission line (fi g. 4d) from the side of node b it can be written that:

(17)

Linearization of this equation similar to (8) gives equation similar to (16), but with diff erent signs:

(18)

Substituting into equations (16) and (18) it is easy to obtain two equivalent equations, which can be written in the following way:

(19)

Equation (19) describes the incremental model of the transmis-sion line shown in fi g. 4c. In that model there is an equivalent transmission line between nodes a and b with parameter . Power injections in nodes a and b are and , respectively. A change in the fl ow in that line corresponds to a change in the voltage angles at both nodes. Nodal power injections correspond to the fl ow changes due to the regulation of the quadrature transformation ratio . It will be shown later that the derived incremental model of a branch with a phase shifting transformer is convenient for the network analysis, especially for large networks, as it models changes in the quadrature transformation ratio by changes in power injections without changing parameters of the branches.

4. Incremental model of system Analysing system frequency regulation, one can assume that changes in voltage magnitudes can be neglected and only changes in voltage angles are considered. Under this assumption it can be written that:

(20)

where and are the vectors of changes in real power injec-tions and voltage angles, respectively. Matrix is the Jacobi matrix

and consists of partial derivatives . Equation (20) describes the incremental model of a network. Including a phase shifting transformer in the network incremental model is illu-strated in fi g. 5. There are the following node types: {G} – generator nodes behind transient generator reactances{L} – load nodes a,b – terminal nodes of a line with a phase shifting transformer

(as in fi g. 4). The line with the phase shifting transformer, fi g. 5, is modelled using a transformation ratio and a branch. In the incremental model shown in fi g. 5 that line is modelled as shown in fi g. 4. Matrix describing that network includes branch from the incremental line model with the phase shifting transformer. There are real power injections in nodes a and b, similarly as in fi g. 4c, corresponding to fl ow changes due to transformation ratio regulation .

Now equation (20) describing the model shown in fi g. 5b can be expanded as:

(21)

Substitution has been made on the left-hand-side of (21) because loads at {L} nodes are modelled as constant powers. Eliminating variables, related to load nodes {L} in (21), by using the partial inversion method (described in [2]) makes it possible to transform equation (21) to the following form:

22)

Fig. 5. Stages of developing the incremental model: (a) admittance model with a phase shifting transformer, (b) incremental model, (c) incremental model after elimination of nodes {L}


62

That equation can be further transformed by partial inversion to the following equations:

(23)

(24)

where:

(25)

(26)

(27)

Equations (23) and (24) describe the incremental model shown in fi g. 5c. Equation (23) describes how a change in the transforma-tion ratio of a phase shifting transformer aff ects power changes in all generators. Equation (24) describes the infl uence of changes in the transformation ratio on the voltage angle changes in the terminal nodes of the line with the phase-shifting transformer. Equation (23) can be transformed to:

(28)

where:

(29)

Hence a power change in the i-th generator can be expressed as:

(30)

where: . Hence if then changes in cannot infl uence power changes in i-th generator. In other words, that generator cannot be controlled using that phase shifting transformer. Coeffi cients , can be treated as measures of the distance from nodes a and b to the i-th generator. It means that if nodes a and b are at the same distance from the i-th gene-rator then the device cannot infl uence that generator. That can be checked using fi g. 5c, as power injections in nodes a and b have opposite signs. Hence if the distances are the same, then the infl uences on that generator compensate each other out. Swings of the generator rotors are described by the following equations [2]:

(31)

for . As the network equations were derived in the matrix form, it is convenient to write the above equation in the matrix form too:

(32)

where: M, D are diagonal matrices of respectively the inertia and damping coeffi cients, and , , are column matrices of respectively changes in rotor angles, rotor speed deviations, and real power generations. Substituting (28) to the second equation of (32) gives the follo-wing state equation:

(33)

here: is the control function corresponding to the transfor-mation ratio change of the phase shifting transformer. Function

aff ects motions of each rotor proportionally to coeffi cient .

The main question now is how should be changed so that a control of a phase-shifting transformer improves damping of oscillations. The control algorithm of will be derived using the Lyapunov direct method.

5. State-variable control in general case In [11] the total system energy was used as the Lyapunov function in the non-linear system model (with line conductances neglected). In the considered linear model (33) the total system energy can be expressed as the sum of rotor speed and angle increments. That corresponds to expanding

in Taylor series in the vicinity of an operating point. That equation shows that V(x) can be approximated in a vicinity of an operating point using a quadratic form based on the Hessian matrix of function V(x). For the potential energy Ep the Hessian corresponds to the gradient of real power generations and therefore also the Jacobian matrix used in the above incremental model.

(34)

Hence, it can be proved that:

(35)

It was shown in [2] that if the network conductances were neglected, matrix is positive-defi nite at an operating point (stable equilibrium point). Hence the quadratic form (35) is also positive defi nite. The kinetic energy can be expressed as:

(36)


63

It is a quadratic form made up of the vector of speed changes and a diagonal matrix of inertia coeffi cients. Matrix is positive defi nite, so the above quadratic form is also positive defi nite. Total energy increment is given by:

(37)

That function is positive defi nite as the sum of positive-defi nite functions and therefore it can be used as a Lyapunov function providing its time derivative at the operating point is negative defi nite. Diff erentiating (35) and (36) gives:

(38)

(39)

Now, it is useful to transpose equation (33):

(40)

Substituting the right-hand-side of (40) for in the fi rst component of (39) gives:

(41)

It can be easily checked that both expressions in the last compo-nent of (41) are identical scalars as:

(42)

Hence equation (41) can be re-written as:

(43)

Adding both sides of (43) and (38) gives:

(44)

In a particular case when there is no control, i.e. when , equation in (44) gives:

(45)

As matrix is positive defi nite, the function above is negative defi nite. Hence function (37) can be treated as the Lyapunov function. In order that the considered system is stable when

is changing, the second component in (44) should be always positive:

(46)

That can be ensured using the following control algorithm:

(47)

With that control algorithm the derivative (44) of the Lyapunov function is given by:

(48)

where is the control gain. Taking into account (42), the control algorithm (47) can be written as:

(49)

where . That control algorithm is valid for any location of the phase shifting transformer. In the particular case when the phase shifting transformer is located in a tie-line the control law can be simplifi ed as described below.

6. State-variable control for TCPAR in tie-line It is assumed now that considered interconnected power system consists of three subsystems (control areas) as illustrated in fi g. 6. The set {G} of the generator nodes is divided into three subsets corresponding to those subsystems: {G} = {GA} + {GB} + {GC}.

Fig. 6. A three area test system with tie-lines L2, L5, L20, L35


64

Now the summation in equation (49) can be divided into three sums:

(50)

Following a disturbance in one of the subsystems, there are local swings of generator rotors inside each subsystem and inter-area swings of subsystems with respect to each other. The frequency of local swings is about 1 Hz while the frequency of inter-area swings is much lower, usually about 0.25 Hz. Hence when investi-gating the inter-area swings, the local swings can be approxima-tely neglected. Therefore it can be assumed that:

(51)

Now equation (49) can be expressed as:

(52)or, after summing the coeffi cients:

(53)

where:

(54)

Equation (53) shows that the control of a phase shifting trans-formers should employ the signals of frequency deviations weighted by coeffi cients (54). Block diagram of the supplemen-tary control loop based on (53) is shown in fi g. 7. The way the supplementary control loop is added to the overall regulator has been shown earlier in fi g. 3. The sign of gains , , in equation (52) and fi g. 7 are positive or negative. Moreover, an important property can be proved, that the sum of these gains is equal to zero:

. As a result of this property, in the case when all control areas change the frequency simultaneously

, the control output signal is equal to zero: . It is correct, because the stabilising control should act

only in the case when there are power swings between control areas and . The input signals to the supplementary control are frequency deviations in each subsystem. Those signals should be trans-mitted to the regulator using telecommunication links or a wide--area measurement system (WAMS) [10–15]. For the frequency of

inter-area swings of about 0.25 Hz the period of oscillations is about 4 seconds and the speed of signal transmission to the regulator does not have to be high. It is enough if the signals are transmitted every 0.1 seconds, which is not a tall order for modern telecom systems.

The coeffi cients in (53) have to be calcu-lated by an appropriate SCADA/EMS function using current state estimation results and system confi guration. Obviously those calculations do not have to be repeated frequently. Modifi cations have to be made only after system confi guration changes or after a signifi cant change of power system loading. When deriving equation (53), for simplicity only one phase--shifting transformer was assumed. Similar considerations can be undertaken [18] for any number of phase-shifting transformers installed in any number of tie-lines. For each transformer, iden-tical control laws are obtained but obviously with diff erent coef-fi cients calculated for respective tie-lines.

Fig. 7. Block diagram of the stabilising control loop of a power fl ow controller installed in a tie-line of an interconnected power system

Fig. 8. Modifi ed New England Test System


65

7. Test results for New England Test System Simulation tests of the proposed supplementary control of TCPAR’s installed in tie-lines have been done for a Modifi ed New England Test System (10 generators 31 nodes, 38 branches). It has been divided into three subsystems, each of them being a control area with its own LFC. Control areas are connected as shown in fi g. 6 and fi g. 8. Detailed data and models of power system elements are described in [18]. Compared to the original New England Test System, the modi-fi ed version has extended tie-line in order to reduce the frequ-ency of tie-line oscillations to a more realistic value. In the modi-fi ed system the frequency of inter-area swings is about 0.5 Hz while the frequency of swings of machine within the areas is about 1 Hz.It is assumed that there are two TCPARs installed in the places marked in fi g. 6a by little blank circles (one in line L5 near node a2 (node B3 in fi g. 8) and one in line L20 near node a4 (node B15 in

fi g. 8). Considered disturbance appears in area B and consists of an outage of a 250 MW generating unit (tripped by a generator protection). Fig. 9 shows the variation of the frequency in area B. A thick line shows the response when two (above mentioned) TCPARs were active and a thin line the response when TCPARs were not active. When TCPARs are not active, the frequency is aff ected by inter--area oscillations (the thin line). Active TCPARs (controlled with the use of the proposed method) quickly damp out the inter-area oscillations and the frequency variation is much smoother (the thick line). Frequency response for area A and area C is similar. Dynamic response of real power in the tie-lines for the same disturbance, as discussed above, is shown in fi g. 10. When the TCPARs are not active in all tie-line the inter-area power swings are observable (the thin line). Active TCPARs (controlled using the proposed method) quickly damp out the inter-area oscillations and the dynamic response is almost aperiodic (the thick line). In the considered example the active TCPARs have a slight eff ect on the response of the mechanical (turbine) power. For several seconds the control areas A and C support area B by means of power injection. As frequency returns to its reference value, the area B increases its generation and the areas A and C withdraw their support.Dissertation [18] contains many simulation results for all possible placements of TCPARs in the tie-lines. The results are similar as those presented here and confi rm the effi ciency of the proposed supplementary control.

8. Modal analysis This section presents the results of modal analysis for the consi-dered test network - refer to [18] for full details. Fig. 11 shows eigenvalue loci for the localization of TCPARs considered in fi g. 9 and fi g. 10, i.e. for TCPARs installed in tie-lines L5 and L20.

Fig. 9. Time response of frequency in Area B for considered disturbance

Fig. 10. Time response of real power in the tie-lines for considered disturbance

Fig. 11. Eigenvalue loci for test system with TCPAR’s installed in the tie--lines L5 and L20


66

The calculations started from a very small value of the control gain in equation (47). Fig. 11 shows that when the value of the gain was increased, the eigenvalues moved to the left hence enhancing stability of the system.Analysis using participation factors, see [2], demonstrates that the eigenvalues shown in fi g. 11 are mainly connected with frequency deviations in all control areas and with power angles of the equivalent genera-tors representing these areas (fi g. 6). The results of modal analysis shown here and reported in [18] confi rm the strong infl uence of the proposed supplementary stabilising control on damping of the inter-area oscillations.

9. Robustness of the proposed control The coeffi cients in the multi-input stabi-lising control loop (fi g.7) depend on the power system parame-ters and have to be calculated by an appropriate SCADA/EMS function using current state estimation results and system confi guration. Obviously in practice calculation of may not be frequent in order not to overload SCADA/EMS. Moreover it is doubtful whether the values of

can be updated quickly enough, to follow the system transient trajectory, following a disturbance. Hence a question arises whether the proposed methodology is robust to the changes of system parameters if the values of

cannot be updated quickly enough. Dissertation [18] shows simulation results for many disturbances when the values of coeffi cients are kept constant as in the pre-fault conditions. The results confi rm the robustness of the proposed methodology.To demonstrate that, fi g. 12 shows simulation results when TCPARs were installed in lines L5 and L20, i.e. the same situation as that shown in fi g. 10. It was assumed that a disturbance appears in area B and consists of an outage of a 250 MW genera-ting unit (tripped by a generator protection). To test robustness of the methodology to the changes in values of

it was additionally assumed that line L6 in system A (close to line L5 and node B15 in fi g. 8) is outaged. The solid line in fi g. 12 shows time response of real power in tie--line L5 when the values of have been updated after Line L6 was outaged while the dotted line shows the case when the values of the coeffi cients were kept constant. A comparison between the two responses shows that the error in calculation of the coeffi cients did not infl uence the dynamic system response in a signifi cant manner.

It should be emphasised that the robustness of the control stra-tegy to the changes in system parameters is due to the fact that the control is based on signals coming from all parts of the system. This is not possible when the control is based on local measurements.

10. Conclusions This paper addressed the problem of a state-variable stabilising control of power system using series FACTS devices such as TCPAR or UPFC operating with quadrature booster regulation. It is assumed that these type of FACTS devices are installed in the tie-lines of an interconnected power system. A control strategy for a multi-machine linear system model in such a case has been derived using energy-type Lyapunov func-tion with the aim of maximising the rate of energy dissipation during power swings. Validity of the proposed stabilising control has been confi rmed by computer simulation for a multi-machine test system and modal analysis. It was shown that the proposed supplementary stabilising control is robust to the changes in system parameters. This is due to using a multi-input control based on signals coming from each control area.Further research is needed to check the infl uence of diff erent load models, load dynamics, more realistic models of generators and their AVRs and PSSs, interactions with other controllers, inac-curacies in signals, time delays etc.

REFERENCES

1. Hingorani N.G., Gyugyi L., Understanding FACTS. Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems, IEEE Press, 2000.

2. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester 2008.

3. CIGRE Technical Brochure, No 145, Modelling of power elektronics equipment (FACTS) in load fl ow and stability programs, http://www.e-cigre.org.

4. Youke L.T., Youyi W., Design of series and shunt FACTS controller using adaptive nonlinear coordinated design techniques, IEEE Transaction on Power Systems, August 1997, Vol. 12, No. 3.

5. Wang F.F., Swift F.J., Li M., A unifi ed model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations. Multi-machine power systems, IEEE Trans. Power Delivery, Oct. 1998, Vol. 13, pp. 1355–1362.

6. Pal B.C., Coonick A.H., Jaimoukha I.M., El-Zobaidi H., A linear matrix inequality approach to robust damping control design in power systems with superconducting magnetic energy storage device, IEEE Transactions on Power Systems, February 2000, Vol. 15.

Fig. 12. Comparison of the time response in the case when control para-meters are updated (solid line) and kept constant (dotted line)


67

7. Chaudhuri B., Pal B.C., Zolotas A.C., Jaimoukha I.M., Green T.C., Mixed-sensitivity approach to H/sub /spl infi n// control of power system oscillations employing multiple FACTS devices, IEEE Trans. Power Systems, Aug. 2003, Vol. 18, pp. 1149–1156.

8. Kamwa I. , Gerin-Lajoie L. , Trudel G., Multi-Loop Power System Stabilizers Using Wide-Area Synchronous Phasor Measurements, Proceedings of the American Control Conference, Philadelphia Pennsylvania, June 1998.

9. Machowski J., Białek J., State-variable control of shunt FACTS devices using phasor measurements, Electric Power System Research, Issue 1, 2008, Vol. 78, pp. 39–48.

10. Bhargava B. , Synchronised phasor measurement system project at Southern California Edison Co., IEEE PES Summer Meeting, 1999, Vol. 1, pp. 16–22.

11. Magnus A., Karlsson D., Phasor measurement applications in Scandinavia, Transmission and Distribution Conference and Exhibition, 2002: Asia Pacifi c, IEEE/PES, 6–10 Oct. 2002, Vol. 1 , pp. 480–484.

12. Yu C.S., Liu C.W., Self-correction two-machine equivalent model for stability control of FACTS system using real-time phasor measure-ments, IEE Proc. Gen., Transm. and Distrib., Vol. 149, July 2002, pp. 389–396.

13. Kamwa I., Grondin R. Hebert Y., Wide-area measurement based sta-bilising control of large power systems-a decentralized/hierarchical approach, IEEE Trans. Power Systems, Feb 2001, Vol. 16, pp. 136–153.

14. Aboul-Ela M.E., Sallam A.A., McCalley J. D. , Fouad A.A., Damping controller design for power system oscillations using global signals, IEEE Trans., Power Systems, May 1996, Vol. 11 , pp. 767–773.

15. Adamiak M.G., Apostolov A.P., Begovic M.M., Henville C.F., Martin K.E., Michel G.L., Phadke A.G., Thorp J.S., Wide Area Protection – Technology and Infrastructures, IEEE Trans. Power Delivery, April 2006, Vol. 21, pp. 601–609.

16. Pai M.A., Energy Function Analysis For Power System Stability, Kluwer Academic Publishers, 1989.

17. Pavella M. , Ernst D. , Ruiz-Vega D.,Transient Stability of Power Systems. A unifi ed Approach to Assessment and Control, Kluwer’s Power Electronics and Power System Series, 2000, SECS581 0-7923-7963-2.

18. Nogal L., Control of series FACTS devices by the use of WAMS, Ph D Thesis, Warsaw University of Technology 2009 (in Polish).

19. Zarghami M. , Crow M.L. , Sarangapani J. , Liu Y. , Atcitty S., A Novel Approach to Inter-area Oscillation Damping by Unifi ed Power Folw Controllers Utilizing Ultracapacitors, IEEE Trans. Power Systems, Feb 2010, Vol. 25, No. 1, pp. 404–412.

InformationThe research was supported by research project No. 3496/B/T02/2009/37 fi nanced by the Ministry of Education and Science of Poland.

Łukasz Nogal

Warsaw University of Technology


Received Ph.D. degree in electrical engineering at Warsaw University of Technology (2009), where he is currently working as an adjunct. His research interests are in

power system analysis, control and telecommunication.

Jan Machowski

Warsaw University of Technology


Is a full professor at Warsaw University of Technology. His research interests are in power system analysis, protection and control. He is a co-author of the textbook

”Power System Dynamics. Stability and Control” published by J. Wiley (2008).


68

1. WprowadzenieTradycyjnie główne czynności regulacyjne w systemie elektroenergetycznym, takie jak przełączanie zaczepów transformatorowych, realizuje się przy użyciu urządzeń mecha-nicznych, są one zatem raczej powolne. Jednakże systematyczne postępy w rozwoju energoelektroniki umożliwiły skonstru-owanie urządzeń, które wykonują takie same funkcje, ale działają znacznie szybciej [1, 2]. Sieci przesyłowe wyposażone w takie urzą-dzenia nazywane są elastycznymi systemami przesyłu prądu przemiennego FACTS (ang. Flexible AC Transmission Systems).W zależności od sposobu przyłączenia urządzeń FACTS do systemu elektroener-getycznego można je podzielić na bocz-nikowe i szeregowe. Główne bocznikowe urządzenia FACTS to kompensatory mocy biernej, zasobniki energii (np. nadprze-wodnikowe lub bateryjne) oraz rezystory hamowania. Wśród różnych szeregowych urządzeń FACTS są kompensatory szere-gowe, tyrystorowe przesuwniki fazowe (ang. Thyristor-Controlled Phase Angle Regulator) i regulatory przepływu mocy UPFC (ang. Unified Power Flow Controller). Najbardziej ogólnym urządzeniem FACTS jest zespo-lony regulator przepływu mocy (UPFC). UPFC jest najbardziej ogólnym urządze-niem FACTS, ponieważ może realizować następujące funkcje regulacyjne: 1. sterowanie przepływami mocy czynnej P

poprzez regulację składowej poprzecznej napięcia dodawczego w części

szeregowej2. sterowanie przepływami mocy biernej Q

poprzez regulację składowej wzdłużnej napięcia dodawczego w części szeregowej

3. sterowanie napięciem Vi w węźle przy-łączenia poprzez regulację prądu bier-nego płynącego z sieci do części bocznikowej.

Pierwsza funkcja – regulacja składowej poprzecznej napięcia dodawczego – jest równoważna funkcji innego urządzenia

FACTS, sterowanego tyrystorowo przesuw-nika kąta fazowego TCPAR. UPFC może także działać podobnie do kompensatora szeregowego SSSC [2]. Głównym celem urządzeń FACTS jest sterowanie systemem elektroenerge-tycznym normalnie w stanie ustalonym, ale ze względu na krótki czas reakcji urzą-dzenia FACTS można także wykorzystywać do poprawy stabilności systemu elektro-energetycznego poprzez poprawę tłumienia kołysań mocy. W tym celu obwody stero-wania urządzeń FACTS wyposaża się w uzupełniające pętle sterowania [2, 3]. Jest wiele publikacji opisujących różne rodzaje uzupełniającej regulacji stabilizacyjnej. Zwykle jako sygnały wejściowe służą różne lokalnie mierzalne wielkości, takie jak moc czynna i bierna, napięcie lub prąd, częstotli-wość lokalna itp. [4–7]. Symulacje reakcji dynamicznej systemów elektroenergetycznych z urządzeniami UPFC lub TCPAR w liniach międzysyste-mowych pokazują, że zastosowanie uzupeł-niającej regulacji stabilizującej sterowanej lokalnie mierzalnymi wielkościami nie jest zadowalające. Może ono wymusić paso-żytniczą interakcję pomiędzy regulato-rami mocy i częstotliwości (LFC) poszcze-gólnych obszarów regulacji połączonego systemu elektroenergetycznego. Interakcja ta pogarsza jakość regulacji częstotliwości i likwiduje tłumienie kołysań mocy. Wynika to z tego, że w stanie przejściowym (spowo-dowanym nagłym zaburzeniem bilansu mocy) urządzenia szeregowe FACTS, zain-stalowane w linii międzysystemowej, wpły-wają na wartości mocy nią przesyłanej Ptie, a zatem również na wartość uchybu obsza-rowego (ACE). Może to wpływać na dyna-mikę regulacji wtórnej realizowanej przez centralne sterowniki obciążenia i częstotli-wości (LFC) [2].Aby uniknąć powyższych problemów, należy wdrożyć odpowiedni algorytm stero-wania w regulatorze szeregowych urządzeń

FACTS, zainstalowanych w linii między-systemowej. Sterowanie to nie powinno pogorszyć procesu regulacji częstotliwości i mocy wymienianej linią międzysyste-mową. Przykład takiego sterowania opisano w pracy [19], której autorzy zaproponowali rozwiązanie liniowych równań zmiennych stanu w trakcie procesu sterowania. Inne podejście zaproponowano w książce [2], napisanej przez jednego z autorów tego artykułu. W książce tej zaproponowano nową strukturę regulacji, przedstawioną na rys. 1.

Główna pętla regulacji stanu ustalonego (górna część rysunku) wykorzystuje pomiar lokalnie obserwowalnego sygnału, który podlega sterowaniu przez urządzenie FACTS. Dla tyrystorowego przesuw-nika kąta fazowego (TCPAR) jest to moc czynna w danej linii przesyłowej. Dla UPFC są to moce czynne i bierne w danej linii przesyłowej oraz napięcie na szynach. Uzupełniająca pętla stabilizacyjna (dolna część rysunku) jako sygnały wejściowe wykorzystuje zmienne stanu i z punktu widzenia całego systemu stanowi regulację zmiennych stanu.

PL


Sterowanie tyrystorowych przesuwników kąta fazowego zainstalowanych w liniach powiązań międzysystemowych za pomocą sygnałów WAMS

AutorzyŁukasz NogalJan Machowski

Słowa kluczoweregulacja systemu elektroenergetycznego, równowaga dynamiczna, FACTS, WAMS

StreszczenieTematem artykułu jest regulacja stabilizacyjna zmiennych stanu systemu elektroenergetycznego za pomocą urządzeń szeregowych FACTS typu TCPAR, zainstalowanych w liniach międzysystemowych łączących obszary regulacji w połączonym systemie elektro-energetycznym. Taką regulację stabilizacyjną uruchamia się w stanie przejściowym jako uzupełnienie głównej regulacji przepływu mocy w stanie ustalonym. Zaproponowane w niniejszym opracowaniu reguły regulacji stabilizacyjnej wyprowadzono dla linio-wego modelu systemu wielomaszynowego, przy użyciu bezpośredniej metody Lapunowa, w celu maksymalizacji rozpraszania energii w trakcie kołysań mocy, a więc ich tłumienia. Proponowaną strategię regulacji wykonuje wielo-wejściowy układ regulacji wykorzystujący odchylenia częstotliwości we wszystkich obszarach regulacji jako sygnały wejściowe. Trafność proponowanej regulacji zmiennych stanu potwierdziła analiza modalna oraz symulacja komputerowa dla testowego systemu wielomaszynowego.

Rys. 1. Schematyczna ilustracja regulacji stabilizacyjnej lokalnej i zmiennych stanu

Ł. Nogal, J. Machowski | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 58–67

69

Głównym problemem dla takiej regu-lacji w pętli zamkniętej jest konstrukcja algorytmu regulacji zmiennych stanu dla modelu wielomaszynowego systemu elektroenergetycznego. Aby uzyskać odpowiedni algorytm stero-wania do modelu wielomaszynowego systemu elektroenergetycznego, zastoso-wano bezpośrednią metodę Lapunowa. Bezpośrednia metoda Lapunowa jest potężnym narzędziem do oceny równowagi dynamicznej systemu elektroenergetycz-nego i do sterowania nim [2]. Artykuł ten rozszerza poprzednie prace tych samych autorów [9, 18], dotyczące opartych na meto-dzie Lapunowa konstrukcji sterowników tłumiących dla bocznikowych urządzeń FACTS. Poprawność uzyskanej regulacji zmiennych stanu potwierdzono symulacją komputerową dla prostego wielomaszy-nowego systemu testowego. Potrzebne są dalsze prace w celu rozwiązania problemów związanych z szybkim pomiarem sygnałów wejściowych, identyfikacji parametrów systemu w czasie rzeczywistym, wpływu bardziej realistycznych modeli generatorów i ich automatycznych regulatorów napięcia AVR, wpływu różnych modeli obciążenia i ich dynamiki oraz innych problemów realizacyjnych.

2. Urządzenia FACTS w liniach międzysystemowych Regulator UPFC pokazany na rys. 2a składa się z części bocznikowej i szeregowej. W skład części bocznikowej wchodzą: transformator zasilający (wzbudzenie) ET i przetwornika źródła napięcia CONV 1. Część szeregowa zawiera: przetwornik źródła napięcia CONV 2 i transformator szeregowy (dodawczy) ST. Oba przetwor-niki źródeł napięcia CONV 1 i CONV 2 są połączone back-to-back poprzez wspólne łącze prądu stałego z kondensatorem. Każdy przetwornik ma swój własny sterownik PWM, który wykorzystuje dwa parametry regulacyjne, odpowiednio m1, oraz m2, . Część bocznikowa UPFC działa podobnie do kompensatora mocy biernej STATCOM. Przetwornik CONV 1 reguluje napięcie , a tym samym również prąd odbierany przez UPFC z sieci. Napięcie to wyrażone jest [1–3] przez:

(1)

Sterownik ten wymusza żądaną wartość poprzez wybór odpowiednich wartości

m1 oraz . Część szeregowa UPFC działa podobnie do kompensatora szeregowego. Przetwornik CONV 2 reguluje zarówno wielkość, jak i fazę napięcia przemiennego

zasilającego transformator dodawczy. Napięcie to wyrażone jest przez:

(2)

Sterownik ten wymusza żądaną wartość poprzez wybór odpowiednich wartości

m2 oraz . Dzięki regulacji zarówno wiel-kości, jak i fazy napięcia dodawczego (szere-gowego), napięcie na początku linii przesyłowej może przyjmować dowolne wartości z okręgu utworzonego przez wskaz

, jak pokazano na rys. 2a. Uproszczony obwód równoważny stanu ustalonego (rys. 2b) zawiera źródło napięcia szeregowego

, reaktancję transformera dodawczego XST oraz źródło prądu bocznikowego

. Oczywiście model ten musi także zawierać ograniczniki napięcia i dopusz-czalnego prądu płynącego przez transfor-mator dodawczy (szeregowy).

Schemat regulatora TCPAR pokazano na rys. 3. W głównej ścieżce regulacji umieszczono regulator typu całkują-cego z ujemnym sprzężeniem zwrotnym. Regulator ten służy do regulacji przepływu mocy czynnej w linii, w której zainstalowano urządzenie FACTS. Wartość referencyjna jest podawana z nadrzędnego systemu stero-wania. Pętlę regulacji uzupełniającej, służącą do tłumienia kołysań mocy i poprawy stabilności mocy, pokazano w dolnej części schematu.

3. Model przyrostowy linii przesyłowej Na rys. 4 przedstawiono etapy budowy modelu urządzenia TCPAR zainstalowa-nego w linii międzysystemowej. Napięcie dodawcze, prostopadłe do napięcia zasilania, jest podawane do linii przesyłowej przez transformator dodawczy:

(3)

gdzie to zmienna regulowana. Reaktancję transformatora dodawczego dodano do reaktancji zastępczej linii.. Dla uprosz-czenia rozważań pominięto rezystancje linii i transformatora.

Z wykresu wskazowego z rys. 4d można wyprowadzić następujące zależności:

(4)

Patrząc na linię przesyłową (rys. 4d) od strony węzła a, można zapisać, że:

(5)

Podstawienie (4) do ostatniego równania daje:

(6)Równanie to można także zapisać jako:

(7)

gdzie: to amplituda kątowej charakterystyki mocy linii przesyłowej.

Wartości zmiennych w danym punkcie pracy wynoszą Po użyciu tych wartości równanie (7) daje:

(8)

Przepływ w linii międzysystemowej (7) zależy zarówno od kąta mocy , jak i prze-kładni poprzecznej . A zatem w pobliżu tego punktu pracy uzyskuje się:

(9)

gdzie:

(10)

Podstawienie pochodnych cząstkowych (10) do (9) daje:

(11)

Współczynniki oraz w tym równaniu są takie same jak w (8). Składnik można wyeliminować z (11), używając (8) w sposób następujący. Równanie (8) daje

lub:

Rys. 2. Zespolony regulator przepływu mocy (UPFC):(a) schemat funkcjonalny i wykres wskazowy, (b) obwód równoważny

Rys. 3. Regulator przepływu mocy zainstalowany w linii międzysystemowej połączonego systemu elektroenergetycznego Rys. 4. Etapy budowy przyrostowego modelu linii prze-

syłowej z transformatorem PST z regulacją przekładni poprzecznej: (a) schemat jednokreskowy, (b) model admitancji z przekładnią transformatora idealnego, (c) model przyrostowy, (d) wykres wskazowy


70

(12)

Podstawienie tego równania do (11) daje:

(13)

Teraz wprowadza się następujący zapis:

(14)

(15)

Zmienna dana przez (14) odpowiada mocy wzajemnej synchronizacji dla linii AB, obliczonej przy pominięciu transfor-matora dodawczego, a dana przez (15) odpowiada mocy synchronizacji przy jego uwzględnieniu. Z wykorzystaniem tego zapisu równanie (13) przyjmuje postać

lub

(16)

Patrząc teraz na linię przesyłową (rys. 4d) od strony węzła b, można zapisać, że:

(17)

Linearyzacja tego równania podobnie do (8) daje równanie podobne do (16), ale z innymi znakami:

(18)

Podstawiając do równań (16) i (18), łatwo uzyskuje się dwa równania równoważne, które można zapisać następująco:

(19)

Równanie (19) opisuje przyrostowy model linii przesyłowej pokazany na rys. 4c. W tym modelu jest zastępcza linia przesyłowa pomiędzy węzłami a i b o parametrze . Moce wprowadzone w węzłach a i b wynoszą odpowiednio oraz . Zmiana przepływu w tej linii odpowiada zmianie kątów napięcia w obu węzłach. Węzłowe zastrzyki mocy odpowiadają zmianom przepływu ze względu na regu-lację przekładni poprzecznej .Dalej pokazane zostanie, że tak wyprowa-dzony przyrostowy model gałęzi z transfor-matorem z regulacją przekładni poprzecznej jest wygodny do analizy sieci, zwłaszcza dużych, ponieważ modeluje zmiany prze-kładni poprzecznej poprzez zmiany w zastrzykach mocy bez zmiany parame-trów gałęzi.

4. Model przyrostowy systemuAnalizując regulację częstotliwości systemu, można przyjąć, że zmiany amplitudy napięć można pominąć i uwzględniać tylko zmiany argumentów napięć. Przy tym założeniu można napisać, że:

(20)

gdzie: oraz to odpowiednio wektory zmian zastrzyków mocy czynnej i argu-mentów napięć. Macierz to macierz Jacobiego i składa się z pochodnych cząst-kowych . Równanie (20) opisuje przyrostowy model sieci. Włączenie transformatora z regulacją przekładni poprzecznej do przyrostowego modelu sieci przedstawiono na rys. 5. Są tam węzły nastę-pujących typów: {G} – węzły generatorowe za przejściowymi

reaktancjami generatora{L} – węzły obciążeniaa, b – węzły końcowe linii z transfor-

matorem z regulacją przekładni poprzecznej (jak na rys. 4).

Linie z transformatorem z regulacją prze-kładni poprzecznej (rys. 5) modeluje się za pomocą przekładni i gałęzi. W modelu przyrostowym pokazanym na rys. 5 linia ta odwzorowana jest w sposób przedsta-wiony na rys. 4. Opisująca tę sieć macierz zawiera gałąź z przyrostowego modelu linii z transformatorem z regulacją prze-kładni poprzecznej. Moc czynną wstrzy-kuje się w węzłach a i b, podobnie jak na rys. 4c, odpowiednio do zmian przepływu ze względu na regulację przekładni .

Teraz równanie (20) opisujące model z rys. 5b można rozszerzyć jako:

(21)

Dokonano podstawienia po lewej stronie wyrażenia (21), ponieważ obciążenia węzłów {L} modeluje się jako moce stałe. Eliminując z wyrażenia (21) za pomocą metody inwersji częściowej [2] zmienne odnoszące się do węzłów obciążenia {L} można przekształcić równanie (21) do nastę-pującej postaci:

(22)

Równanie to można dalej przekształcić poprzez inwersję częściową w następujące równania:

(23)

(24)

gdzie:

(25)

(26)

(27)

Równania (23) i (24) opisują model przyro-stowy przedstawiony na rys. 5c. Równanie (23) opisuje, jak zmiana przekładni transfor-matora z regulacją przekładni poprzecznej wpływa na zmiany mocy we wszystkich generatorach. Równanie (24) opisuje wpływ zmian przekładni na zmiany kątów napięcia w węzłach końcowych linii z transforma-torem z regulacją przekładni poprzecznej. Równanie (23) można przekształcić w:

(28)

gdzie:

(29)

A zatem zmianę mocy generatora i-tego można wyrazić jako:

(30)

gdzie: . A więc jeśli wówczas zmiany nie mogą wpływać na zmiany mocy i-tego generatora. Innymi słowy, tego generatora nie można regulować za pomocą transformatora z regulowaną przekładnią poprzeczną. Współczynniki

, można traktować jako miary odle-głości od węzłów a i b do i-tego generatora. Oznacza to, że jeśli węzły a i b są równo odległe od i-tego generatora, urządzenie to nie może oddziaływać na ten generator. Można to sprawdzić na rys. 5c, ponieważ zastrzyki mocy w węzłach a i b mają prze-ciwne znaki. Dlatego też, jeśli odległości są równe, oddziaływania na ten generator kompensują się wzajemnie. Ruch wirników generatorów opisują nastę-pujące równania [2]:

(31)

Rys. 5. Etapy budowy modelu przyrostowego: (a) model admitancji z transformatorem z regulacją przekładni poprzecznej, (b) model przyrostowy, (c) model przyro-stowy po usunięciu węzłów {L}


71

dla . Ponieważ te równania sieciowe wyprowadzono z postaci macierzowej, wygodnie jest także powyższe równanie zapisać w postaci macierzy:

(32)

gdzie: M, D to macierze diagonalne, odpo-wiednio współczynników bezwładności i tłumienia, a , , to macierze kolumnowe, odpowiednio zmian kątów wirnika, odchyleń prędkości wirnika oraz generacji mocy czynnej. Podstawienie (28) do drugiego z równań (32) daje następujące równanie stanu:

(33)

gdzie: to funkcja sterowania odpo-wiadająca zmianie przekładni transforma-tora z regulacją przekładni poprzecznej. Funkcja wpływa na ruchy każdego wirnika proporcjonalnie do współczynnika

. Głównym pytaniem jest to, jak należy zmienić , aby regulacja transformatora z regulowaną przekładnią poprzeczną popra-wiała tłumienie kołysań. Algorytm regulacji

można wyprowadzić, stosując bezpo-średnią metodę Lapunowa.

5. Regulacja zmiennych stanu w przypadku ogólnym W [11] całkowita energia systemu

służy jako funkcja Lapunowa w nieliniowym modelu systemu (przy pominięciu konduktancji). W badanym modelu liniowym (33) całko-witą energię systemu można wyrazić jako sumę prędkości obrotowej i przyrostów kąta wirnika. Odpowiada to rozszerzeniu

w szeregach Taylora w pobliżu punktu pracy. Równanie to poka-zuje, że V(x) można przybliżyć w pobliżu punktu pracy przy użyciu formy kwadra-towej zbudowanej na Hesjanie funkcji V(x). Dla energii potencjalnej Ep Hesjan ten odpo-wiada gradientowi generacji mocy czynnej, a zatem również macierzy Jacobiego zastoso-wanej w powyższym modelu przyrostowym.

(34)

Można zatem dowieść, że:

(35)

W [2] pokazano, że jeśli pominąć konduk-tancje sieci, macierz jest dodatnio okre-ślona w punkcie pracy (punkcie stabilnej równowagi). A zatem forma kwadratowa (35) jest także dodatnio określona. Energię kinetyczną można wyrazić jako:

(36)

Jest to forma kwadratowa złożona z wektora zmiany prędkości oraz macierzy diagonalnej współczynników bezwładności. Macierz M jest dodatnio określona, a więc powyższa forma kwadratowa także jest dodatnio określona.

P r z y r o s t e n e r g i i c a ł k o w i t e j podaje wyrażenie:

(37)

Funkcja ta jest dodatnio określona jako suma funkcji dodatnio określonych, a zatem można jej użyć jako funkcji Lapunowa, pod warunkiem że jej pochodna względem czasu w punkcie pracy jest ujemnie określona. Różniczkowanie (35) i (36) daje:

(38)

(39)

Obecnie przydatna jest transpozycja równania (33):

(40)

Podstawienie prawej strony (40) za w pierwszym składniku (39) daje:

(41)

Można łatwo sprawdzić, że oba wyrażenia w ostatnim składniku (41) są identycznymi skalarami, ponieważ:

(42)

A więc równanie (41) można przepisać jako:

(43)

Po dodaniu obu stron (43) i (38) otrzymuje się:

(44)

W szczególnym przypadku braku regulacji, czyli gdy , równanie (44) daje:

(45)

Ponieważ macierz D jest dodatnio określona, funkcja powyżej jest określona ujemnie. A zatem funkcję (37) można traktować jako funkcję Lapunowa. Aby badany system był stabilny, gdy się zmienia, drugi składnik (44) powinien być zawsze dodatni:

(46)

Można to zapewnić, stosując następujący algorytm regulacji:

(47)

Przy tym algorytmie regulacji pochodną (44) funkcji Lapunowa podaje wyrażenie:

(48)

gdzie to wzmocnienie regulacji. Przy uwzględnieniu (42) algorytm regulacji (47) można zapisać jako:

(49)

gdzie . Ten algorytm regulacji jest ważny dla dowolnej lokalizacji transfor-matora z regulacją przekładni poprzecznej. W przypadku szczególnym, gdy transfor-mator z regulacją przekładni poprzecznej znajduje się w linii międzysystemowej, tę zasadę regulacji można uprościć, jak to opisano poniżej.

6. Regulacja zmiennych stanu dla TCPAR w linii międzysystemowej Zakłada się teraz, że analizowany połą-czony system elektroenergetyczny składa się z trzech podsystemów (obszarów regulacji), jak pokazano na rys. 6. Zbiór {G} węzłów generatorowych jest podzielony na trzy podzbiory odpowiadające podsystemom: {G} = {GA} + {GB} + {GC}.

Teraz sumowanie w równaniu (49) można podzielić na trzy sumy:

(50)

W następstwie zakłócenia w jednym z podsystemów wewnątrz każdego podsys-temu występują lokalne kołysania wirników generatorów i międzyobszarowe kołysania podsystemów względem siebie nawzajem. Częstotliwość kołysań lokalnych wynosi ok. 1 Hz, a częstotliwość kołysań między-obszarowych jest znacznie niższa, zwykle

Rys. 6. Trójobszarowy system testowy z liniami między-systemowymi L2, L5, L20, L35


72

ok. 0,25 Hz. A zatem przy badaniu kołysań międzyobszarowych kołysania lokalne w przybliżeniu można pominąć. Można zatem założyć, że:

(51)

Równanie (49) można teraz wyrazić jako:

(52)

lub, po zsumowaniu współczynników:

(53)

gdzie:

(54)

Równanie (53) pokazuje, że do sterowania transformatorów z regulowaną przekładnią poprzeczną należy wykorzystywać sygnały odchyleń częstotliwości ważonych współ-czynnikami (54). Schemat blokowy pętli regulacji uzupełniającej, opartej na (53), pokazano na rys. 7. Sposób, w jaki pętlę regulacji uzupełniającej dodaje się do regu-latora ogólnego, pokazano już na rys. 3. Znaki wzmocnień , , w równaniu (52) i na rys. 7 są dodatnie lub ujemne. Ponadto dowieść można istotnej właściwości, że suma tych wzmocnień równa się zeru: . W rezul-tacie tej właściwości, w przypadku gdy wszystkie obszary regulacji równocześnie zmieniają częstotliwości , sygnał wyjściowy regulacji równa się zeru:

. Działanie takie jest właściwe, ponieważ regulacja stabilizująca powinna działać wyłącznie wtedy, gdy zachodzą koły-sania mocy pomiędzy obszarami regulacji i .

Sygnały wejściowe regulacji uzupełniającej to odchylenia częstotliwości w poszcze-gólnych podsystemach. Sygnały te należy przekazywać do regulatora poprzez łącza telekomunikacyjne lub wielkoobszarowy system pomiarowy (WAMS) [10–15]. Dla częstotliwości kołysań międzyobszarowych ok. 0,25 Hz okres drgań wynosi ok. 4 sekund i prędkość transmisji sygnałów do regu-latora nie musi być duża. Wystarczy, jeżeli sygnały są przekazywane co 0,1 sekundy, co dla współczesnych systemów telekomunika-cyjnych nie jest trudnym zadaniem. Współczynniki w (53) muszą być obliczane przez odpowiednią funkcję SCADA/EMS, wykorzystującą bieżące wyniki oceny stanu i konfigu-rację systemu. Oczywiście te obliczenia nie muszą być często powtarzane. Modyfikacje są potrzebne tylko po zmianie konfiguracji systemu lub po znaczącej zmianie obcią-żenia systemu elektroenergetycznego. Przy wyprowadzaniu równania (53) dla uproszczenia przyjęto tylko jeden transfor-mator z regulacją przekładni poprzecznej. Podobne rozważania można podjąć [18] dla dowolnej liczby transformatorów z regulacją przekładni poprzecznej, zainstalowanych w dowolnej liczbie linii międzysystemo-wych. Dla każdego transformatora uzyskano identyczne zasady regulacji, ale oczywiście z różnymi współczynnikami obliczonymi dla odnośnych linii międzysystemowych.

7. Wyniki badań dla systemu testowego New England Badania symulacyjne proponowanej regu-lacji uzupełniającej regulatorów TCPAR, zainstalowanych w liniach międzysyste-mowych, wykonano na zmodyfikowanym systemie testowym New England (10 gene-ratorów, 31 węzłów, 38 gałęzi). Podzielono go na trzy podsystemy, z których każdy stanowił obszar regulacji z własnym regu-latorem LFC. Obszary regulacji połączono, jak pokazano na rys. 6 i 8. Szczegółowe dane i modele elementów systemu elektroenerge-tycznego opisano w [18].

W porównaniu z oryginalnym systemem testowym New England w wersji zmody-fikowanej wydłużone linie międzysyste-mowe w celu zmniejszenia częstości jej oscylacji do bardziej realistycznej wartości. W systemie zmodyfikowanym częstotli-wość kołysań międzyobszarowych wynosi ok. 0,5 Hz, a częstotliwość kołysań maszyn w tych obszarach wynosi 1 Hz.

Zakłada się, że dwa regulatory TCPAR zain-stalowano w miejscach oznaczonych na rys. 6 małymi pustymi kółkami, jeden w linii L5 w pobliżu węzła a2 (węzeł B3 na rys. 8), a drugi w linii L20 w pobliżu węzła a4 (węzeł B15 na rys. 8). Badane zakłócenie wystę-puje w obszarze B i stanowi odstawienie jednostki wytwórczej 250 MW (wyłączonej przez zabezpieczenie generatora). Na rys. 9 pokazano odchylenie częstotli-wości w obszarze B. Linia gruba przedstawia odpowiedź, gdy dwa (wyżej wymienione) regulatory TCPAR były czynne, a linia cienka – odpowiedź, gdy regulatory TCPAR były nieczynne. Kiedy regulatory TCPAR są nieczynne, na częstotliwość wpływają oscylacje międzyobszarowe (linia cienka). Czynne regulatory TCPAR (sterowane z wykorzystaniem proponowanej metody)

Rys. 8. Zmodyfikowany system testowy New England

Rys. 7. Schemat blokowy pętli regulacji stabilizu-jącej sterownika przepływu mocy zainstalowanego w linii międzysystemowej połączonego systemu elektroenergetycznego

Rys. 9. Czas odpowiedzi częstotliwościowej w obszarze B na badane zakłócenie

Rys. 10. Czas odpowiedzi mocy czynnej w liniach międzysystemowych na badane zakłócenie


73

szybko wytłumiają oscylacje międzyobsza-rowe i odchylenia częstotliwości, są znacznie łagodniejsze (linia gruba). Odpowiedzi częstotliwościowe dla obszaru A i obszaru C są podobne. Odpowiedź dynamiczną mocy czynnej w liniach międzysystemowych na to samo zakłócenie, które omówiono powyżej, poka-zano na rys. 10. Kiedy regulatory TCPAR nie są czynne we wszystkich liniach między-systemowych, międzyobszarowe kołysania mocy są obserwowalne (linia cienka). Czynne regulatory TCPAR (sterowane z wykorzystaniem proponowanej metody) szybko wytłumiają oscylacje międzyobsza-rowe i odpowiedź dynamiczna jest niemal aperiodyczna (linia gruba). W rozpatrywanym przykładzie regulatory TCPAR wywierają niewielki wpływ na odpo-wiedź mocy mechanicznej (turbiny). Przez kilka sekund obszary regulacji A i C wspie-rają obszar B za pomocą zastrzyku mocy. Gdy częstotliwość powraca do wartości refe-rencyjnej, obszar B zwiększa swą generację, a obszary A i C wycofują swe wsparcie.Rozprawa [18] zawiera wiele wyników symu-lacji dla wszystkich możliwych miejsc insta-lacji regulatorów TCPAR w liniach między-systemowych. Wyniki te są podobne do tu przedstawionych i potwierdzają skuteczność proponowanej regulacji uzupełniającej.

8. Analiza modalna W tym rozdziale przedstawiono wyniki analizy modalnej dla badanej sieci testowej – jej pełne dane podano w [18]. Rysunek 11 przedstawia rozkład wartości własnych dla lokalizacji regulatorów TCPAR podanej na rys. 9 i rys. 10, czyli dla regulatorów TCPAR zainstalowanych w liniach między-systemowych L5 i L20.

Obliczenia rozpoczęto od bardzo małych wartości wzmocnienia regulacji w równaniu (47). Na rys. 11 widać, że przy zwiększeniu wartości wzmocnienia wartości własne przesunęły się w lewo, tym samym zwiększając stabilność systemu.Analiza przy wykorzystaniu współczyn-ników udziału [2] wykazała, że wartości własne pokazane na rys. 11 związane są głównie z odchyleniami często-tliwości we wszyst-kich obszarach regulacji oraz z kątami mocy generatorów

zastępczych reprezentujących te obszary (rys. 6).Wyniki analizy modalnej przedstawione tutaj i podane w [18] potwierdzają silny wpływ proponowanej uzupełniającej regu-lacji stabilizującej na tłumienie oscylacji międzyobszarowych.

9. Odporność proponowanej regulacji Współczynniki w wielowejściowej pętli regulacji stabilizu-jącej (rys. 7) zależą od parametrów systemu elektroenergetycznego i muszą być obliczane przez odpowiednią funkcję SCADA/EMS, wykorzystującą bieżące wyniki oceny stanu i konfigurację systemu. Oczywiście w praktyce obliczenia

nie mogą być częste, aby nie przeciążyć SCADA/EMS. Ponadto wątpliwe jest, czy wartości

można aktualizować na tyle szybko, aby nadążyć za przejściową trajektorią systemu w następstwie zakłó-cenia. Stąd powstaje pytanie, czy propono-wana metodologia jest odporna na zmiany parametrów systemu, jeżeli wartości

nie można dość szybko aktualizować. W rozprawie [18] przedstawiono wyniki symulacji dla wielu zaburzeń, gdy wartości współczynników są utrzymywane na stałym poziomie, jak w warunkach przed awarią. Wyniki te potwierdzają odporność proponowanej metodologii.Aby to wykazać, na rys. 12 przedstawiono wyniki symulacji przy regulatorach TCPAR zainstalowanych w liniach L5 i L20, czyli w takiej samej sytuacji, jak pokazana na rys. 10. Założono, że zakłócenie wystę-puje w obszarze B i stanowi odstawienie jednostki wytwórczej 250 MW (wyłączonej przez zabezpieczenie generatora). Aby zbadać odporność metodologii na zmiany wartości zało-żono dodatkowo, że odłączona jest linia L6 w systemie A (w pobliżu linii L5 i węzła B15 na rys. 8). Linia ciągła na rys. 12 przedstawia przebieg odpowiedzi mocy czynnej w linii międzysystemowej L5 w czasie, gdy wartości

zaktualizowano po odłączeniu linii L6, linia przerywana zaś przedstawia sytuację, gdy wartości tych współczynników były stałe. Z porównania tych dwóch odpowiedzi wynika, że błąd w obliczeniu tych współczynników nie wpływa znacząco na dynamiczną odpo-wiedź systemu.

10. Wnioski Artykuł ten dotyczy problemu stabilizującej regulacji zmiennych stanu systemu elektro-energetycznego za pomocą szeregowych urządzeń FACTS, takich jak TCPAR lub UPFC, działających z regulacją składowej poprzecznej napięcia dodawczego. Zakłada się, że urządzenia FACTS tego typu zainsta-lowano w liniach międzysystemowych połą-czonego systemu elektroenergetycznego. Strategię regulacji dla liniowego modelu systemu wielomaszynowego w takim przy-padku wyprowadzono przy użyciu funkcji energii całkowitej Lapunowa, w celu maksy-malizacji stopnia rozpraszania energii w trakcie kołysań mocy. Trafność propo-nowanej regulacji stabilizacyjnej potwier-dziła symulacja komputerowa dla testowego systemu wielomaszynowego oraz analiza modalna. Wykazano, że proponowana uzupełnia-jąca regulacja stabilizacyjna jest odporna na zmiany parametrów systemu. Wynika to z zastosowania regulacji wielowej-ściowej opartej na sygnałach pochodzących ze wszystkich obszarów regulacji.Potrzebne są dalsze badania, aby sprawdzić wpływ różnych modeli obciążenia, dyna-miki obciążenia, bardziej realistycznych modeli generatorów oraz ich regulatorów AVRS i PTG, interakcji z innymi regulato-rami, niedokładności sygnałów, opóźnień czasowych itd.

Bibliografia1. Hingorani N.G., Gyugyi L., Understanding

FACTS. Concepts and Technology of Flexible AC Transmission Systems, IEEE Press, 2000.

2. Machowski J., Bialek J., Bumby J., Power System Dynamics. Stability and Control, John Wiley & Sons, Chichester 2008.

3. CIGRE Technical Brochure, nr 145, Modelling of power electronics equip-ment (FACTS) in load flow and stability programs [online], http://www.e-cigre.org.

4. Youke L.T., Youyi W., Design of series and shunt FACTS controller using adaptive nonlinear coordinated design techniques, IEEE Transaction on Power Systems, sier-pień 1997, t. 12, nr 3.

5. Wang F.F., Swift F.J., Li M., A unified model for the analysis of FACTS devices in damping power system oscillations. Multi-machine power systems, IEEE Transaction Power Delivery, październik 1998, t. 13, s. 1355–1362.

6. Pal B.C. i in., A linear matrix inequality approach to robust damping control design in power systems with supercon-ducting magnetic energy storage device, IEEE Transactions on Power Systems, luty 2000, t. 15,.

7. Chaudhuri B. i in., Mixed-sensitivity approach to H/sub /spl infin// control of power system oscillations employing multiple FACTS devices, IEEE Transaction Power Systems, sierpień 2003, t. 18, s. 1149–1156.

8. Kamwa I., Gerin-Lajoie L., Trudel G., Multi-Loop Power System Stabilizers Using Wide-Area Synchronous Phasor Measurements, Proceedings of the American Control Conference, Philadelphia Pennsylvania, czerwiec 1998.

Rys. 11. Miejsca wartości własnych dla systemu testo-wego z regulatorami TCPAR zainstalowanymi w liniach międzysystemowych L5 i L20

Rys. 12. Porównanie czasu odpowiedzi w dwóch sytuacjach – gdy parametry regulacji są aktualizowane (linia ciągła) i utrzymywane na stałym poziomie (linia przerywana)


74

9. Machowski J., Białek J., State-variable control of shunt FACTS devices using phasor measurements, Electric Power System Research, wyd. 1, 2008, t. 78, s. 39–48.

10. Bhargava B., Synchronised phasor measurement system project at Southern California Edison Co., IEEE PES Summer Meeting, 1999, t. 1, s. 16–22.

11. Magnus A., Karlsson D., Phasor measu-rement applications in Scandinavia, Transmission and Distribution Conference and Exhibition, 2002, Asia Pacific, IEEE/PES, 6–10 października 2002, t. 1, s. 480–484.

12. Yu C.S., Liu C.W., Self-correction two--machine equivalent model for stability control of FACTS system using real--time phasor measurements, IEEE Proc. Gen., Transm. and Distrib., lipiec 2002, t. 149, s. 389–396.

13. Kamwa I., Grondin R. Hebert Y., Wide-area measurement based stabilising

control of large power systems-a decen-tralized/hierarchical approach, IEEE Transaction Power Systems, luty 2001, t. 16, s. 136–153.

14. Aboul-Ela M.E. i in., Damping controller design for power system oscillations using global signals, IEEE Transaction Power Systems, maj 1996, s t. 11, . 767–773.

15. Adamiak M.G. i in., Wide Area Protection – Technology and Infrastructures, IEEE Transaction Power Delivery, kwiecień 2006, t. 21, s. 601–609.

16. Pai M.A., Energy Function Analysis For Power System Stability, Kluwer Academic Publishers, 1989.

17. Pavella M., Ernst D., Ruiz-Vega D., Transient Stability of Power Systems. A unified Approach to Assessment and Control, Kluwer’s Power Electronics and Power System Series, 2000, SECS581 0-7923-7963-2.

18. Nogal L., Sterowanie szeregowych urzą-dzeń FACTS za pomocą sygnałów

WAMS, rozprawa doktorska, Politechnika Warszawska 2009.

19. Zarghami M. i in., A Novel Approach to Inter-area Oscillation Damping by Unified Power Folw Controllers Utilizing Ultracapacitors, IEEE Transaction Power Systems, luty 2010, t. 25, nr 1, s. 404–412.

InformacjaBadania zostały dofinansowane w ramach projektu badawczego nr 3496/B/T02/2009/37, finansowanego przez Ministerstwo Nauki i Szkolnictwa Wyższego RP.

Łukasz Nogal dr inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected]ń doktora nauk technicznych, specjalność inżynieria elektryczna, uzyskał na Politechnice Warszawskiej (2009), gdzie obecnie pracuje jako adiunkt. Jego zainteresowania badawcze obejmują analizę, sterowanie i telekomunikację systemów elektroenergetycznych.

Jan Machowskiprof. dr hab. inż.Politechnika Warszawskae-mail: [email protected] profesorem zwyczajnym na Politechnice Warszawskiej. Jego zainteresowania badawcze obejmują analizę, zabezpieczenia i sterowanie systemów elektroenergetycznych. Jest współautorem podręcznika „Power System Dynamics. Stability and Control” (Dynamika systemu elektroenergetycznego. Stabilność i sterowanie), wydanego przez J. Wiley (2008).


75

Identification and non-integer order modelling of synchronous machines operating as generator

AuthorSzymon Racewicz

Keywords synchronous machine, non-integer order modelling, parameter identifi cation, SSFR

AbstractThis paper presents an original mathematical model of a synchronous generator using derivatives of fractional order. In contrast to classical models composed of a large number of R-L ladders, it comprises half-order impedances, which enable the accurate description of the electromagnetic induction phenomena in a wide frequency range, while minimi-zing the order and number of model parameters. The proposed model takes into account the skin eff ect in damper cage bars, the eff ects of eddy currents in rotor solid parts, and the saturation of the machine magnetic circuit. The half-order transfer functions used for modelling these phenomena were verifi ed by simulation of ferromagnetic sheet impe-dance using the fi nite elements method. The analysed machine’s parameters were iden-tifi ed on the basis of SSFR (StandStill Frequency Response) characteristics measured on a gradually magnetised synchronous machine.

1. IntroductionModern power systems aim at signifi cant diversifi cation of elec-tricity sources (fuel cells, solar panels, wind turbines / generators). Output energy is then processed by a large number of devices in the system (transformers, converters, etc.) so that it can be distri-buted to diff erent receivers (motors, household appliances, etc.). The complexity of power grid devices is additionally aff ected by the presence of devices for energy collection and storage (batte-ries, rotating masses, etc.) that allow producers of energy from renewable energy sources to optimally manage its production and distribution.Having accurate models of the electrical system’s various compo-nents is therefore extremely valuable. This refers to models which, despite their reduced orders and small numbers of parameters, accurately describe the actual physical phenomena that occur in electrical devices. This makes predicting various interactions between various system components possible, and thus effi cient engineering of modern and complex power grids is possible.Fractional order modelling is today an approach that discovers new opportunities in many diff erent fi elds of science, including electrical engineering. The fractional order derivatives theory, which enables signifi cant improvement of mathematical models, is found in modelling batteries [4], supercapacitors, fuel cells [13], but also in models of classical electrical machines, such as induc-tion machines [3], synchronous machines [12] and transformers.To build an accurate model of a synchronous machine, it is neces-sary to take into account many of the phenomena associated with increasing frequency, such as, for instance, the skin eff ect

occurring in some conductive parts of the machine. This paper presents an original mathematical model of a synchronous generator using the theory of derivatives of fractional order. This approach allows for the development of a reduced-order model, accurate over a wide frequency range, and also enables descri-bing non-linear phenomena, such as magnetic saturation, for instance. This type of model is extremely useful in the engine-ering and simulation of operations of new machines, as well as electrical grid systems, in which they are integrated.

2. Introduction to fractional order modellingFractional order modelling consists in the description of physical phenomena occurring in a given object, that employs partial derivatives of fractional orders. Diff erential-integral calculus of fractional order fundamentals date back to the beginning of the seventeenth century. Although the diff erential-integral calculus of fractional order was not new, it experienced its true revival in the second half of the twentieth century, when the development of computers and information technology enabled, along with formal mathematical notation, the use of FOD (Fractional Order Diff erential) for modelling and analysis of actual systems.According to the Grünwald-Letnikov defi nition [5], the α-order derivative (α R) is expressed by the following formula:

(1)

S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | 75–80

76

where: and

is Gamma function.In the particular case when the function f(t) assumes the value of zero for t < 0, the sum from k = 0 to k = ∞ can be reduced to the sum from k = 0 to k = m. So it can be written:

(2)

It should be noted that in order to calculate a derivative of frac-tional order it is necessary to take into account all values the func-tion has assumed in the past. Due to this property the fractional order transfer functions allow describing physical phenomena with a minimum number of parameters.In the frequency domain the following transfer functions are used for mathematical description of a physical object:

(3)

(4)

where: ω0 is cut off pulsation of the object.Fig. 1 presents the Bode diagram of transfer functions of half--order (implicit and explicit type), fi rst and second.

Fig. 1. Comparison of responses in the frequency domain of transfer func-tions of half-order, fi rst and second

In the case of fi rst order transfer function, the frequency response gain decreases by 20 dB per decade, and the phase tends to -90°. In the Bode diagram for second order transfer function the gain decreases by 40 dB per decade, and the phase tends to -180 °. For half-order transfer function (of both implicit and explicit types) the frequency response gain decreases by 10 dB per decade, while the phase tends to -45°.

3. Half-order model of saturated ferromag-netic sheetThe ferromagnetic sheet shown in the fi gure below is characte-rised by magnetic permeability μ, electrical conductivity σ and resistivity ρ. It is wound with a winding of n turns (fi g. 2).

Fig. 2. Wound ferromagnetic sheet

Starting with equations of magnetic fi eld diff usion H and boun-dary conditions, the classical analytical impedance of ferroma-gnetic sheet is given by formula (5) [1]:

(5)

where: L0 is the sheet inductance at zero frequency.

(6)

Expansion of the hyperbolic tangent in formula (5), into a series produces an electrical circuit with an infi nite number of (R-L) or (R-C) ladders [1]. In practice, this number is selected fi nite, and its upper limit is dependent on the desired accuracy of approxima-tion [6]. However, by adding new ladders with new parameters, the physical meaning of given peripheral data is lost. In addition, in this way the model’s order, and thus the simulation time, signi-fi cantly increase.The proposed approximation consists in the extension into the Taylor series of the hyperbolic tangent from (5), and in the exten-sion’s limitation to the second order (7). The cosh(x) function’s extension obtained this way is at the same time an extension into a second order series of formula .

(7)

By inserting the resulting formula (7) to impedance expression (5) the following is obtained:

(8)

where: L0 is given by formula (6), and ω0 is the cut-off pulsation expressed by (9).


77

(9)

In this way half-order transfer function is derived from the impe-dance, which varies with the square root of frequency.Fig. 3 presents a comparison of two impedance models: analy-tical model (5) and half-order model (8).

It may be noted that the half-order model is very close to the analytical model. The gains and phases in the two models tend to the same values. The diff erences observed for medium frequ-encies result from the applied hyperbolic tangent approximation. However, the most important fact is that physical phenomena of diff usive nature, conventionally modelled by models with many passive elements, can be described with similar accuracy by one transfer function of fractional order with two parameters. This signifi cantly reduces the number of parameters of the entire equivalent circuit compared to classical models of integer orders.

Considering the frequency model of the ferromagnetic sheet that takes into account its magnetization condition, it is proposed to maintain the existing structure of the half-order model described by formula (8), but with parameters L0 and ω0, which vary with magnetic saturation (10):

(10)

In order to identify parameters of the proposed half-order model, a model of the present ferromagnetic sheet was built using the fi nite elements method. Many simulations of its impedance were conducted for diff erent magnetizing currents in the winding. The calculations were made in the Flux3D programme.In order to estimate the variability of parameters L0(i) and ω0(i) of non-linear half-order model (10) its asymptotic behaviour was examined for low and high frequencies [8]. Then, owing to fi nite

element simulations (fi g. 4), parameters L0 and ω0 can be calcu-lated as a function of magnetizing current i (fi g. 5).

Fig. 5. Parameters L0(i) and ω0(i) calculated on the basis of simulation by the fi nite elements method

Fig. 6 presents a comparison of the non-linear impedance model with results of the simulation by the fi nite elements method.

Fig. 6. Comparison of non-linear impedance model with results of simula-tion by the fi nite elements method

As seen in fi g. 6, the proposed small-signal half-order model is suitable for describing the impedance at saturation, over a wide frequency range. It can therefore be included in a synchronous

Fig. 3. Comparison of linear analytical model and linear fractional order model of ferromagnetic sheet impedance

Fig. 4. Ferromagnetic sheet impedance for diff erent saturation levels


78

machine’s equivalent circuit in order to improve its frequency model, and also to take into account the phenomenon of satura-tion of its magnetic circuits [10].

4. Identification of non-linear non-integer order model of synchronous machineFig. 7 presents a synchronous machine’s equivalent circuit of frac-tional-order using half-order impedances [7].

”Inductive” type half-order impedances (11) and (12) have been integrated in axis d and q parallel to the inductances lad and laq, representing the magnetic energy stored in the air gap, assumed as constant.

(11)

(12)

Since currents are induced also in damper bars, ”resistive” type half-order impedances given by relations (13) and (14) substitute in axis d and q series of R-L ladders [7].

(13)

(14)

It is assumed that in the considered frequency range the currents induced in the stator windings (modelled by resistance rs and inductance lσs) and in the excitation windings (modelled by resi-stance rf and inductance lσf) are negligibly small. Also mutual leakage inductances (lf12d and lf12q), connecting the stator winding with the damping cage in axis d and q, are not infl u-enced by induced currents [11].In order to determine the variability of synchronous machine model parameters under the infl uence of saturation, the SSFR (StandStill Frequency Response) measurement procedure [2, 9] has been modifi ed. To enable changing the machine’s magnetic operating point (degree of saturation), stabilized voltage source (fi g. 8) has been connected to the excitation winding.

The test machine was a 3 kVA synchronous machine with two pairs of salient poles. It was assumed that the magnetic satura-tion phenomenon is noticeable especially in longitudinal axis

d, because in a machine with salient poles the air gap in trans-verse axis q is signifi cantly larger. The machine magnetizing current was changed over the range of 0 to 9, A, in 1 A intervals. Operational impedance Zd, measured over the frequency range of 0.1 Hz to 1 kHz, in 0.2 Hz intervals, was recorded for each value of the magnetizing current. The resulting operational inductance characteristics Ld, dependent on the machine’s saturation, are shown in fi g. 9.Fig. 10 shows the characteristics of parameters L1d, ω1d and lσs, as a function of the magnetizing current, identifi ed on the basis of the SSFR measurements.

Fig. 11 presents a comparison of the half-order non-linear model of a synchronous machine with the results of measurements for various machine saturations. It should be noted that the model remains compliant for the tested saturations and over a wide frequency range. The observed errors, especially in the case of the phase for low frequencies and the largest excitation current, are related to the lack of suffi cient measurement precision during heating of the machine, as well as to the identifi cation method used, which takes into account only modules of operational functions.

Fig. 7. Non-integer order equivalent circuit of synchronous generator (axis d and q) Fig. 8. Diagram of measurement system for the modifi ed SSFR test


79

5. ConclusionThis paper presents an original and compact nonlinear frequency model of a synchronous machine, based on the fractional order derivatives theory. In contrast to classical models composed of a large number of R-L ladders, it comprises half-order impe-dances, which enable accurate description of the electroma-gnetic induction phenomena, while minimizing the order and number of model parameters.In order to verify the model’s correctness, a test bench was set up for SSFR tests of a gradually magnetised synchronous machine. The measurement results enabled identifi cation of the machine’s equivalent circuit parameters for various levels of saturation. The similarity of the machine parameters’ variability with the results obtained for the impedance of a saturated ferromagnetic sheet allowed accepting the proposed approach.

REFERENCES

1. Alger P. L., Induction Machines, Gordon and Breach, New York, 1970.2. IEEE Std, Standard procedure for obtaining synchronous machine

parameters by StandStill Frequency Response testing, IEEE Std 115 A, 1995.

3. Jalloul A. et al., Fractional Modeling of Rotor Skin Eff ect in Induction Machines, Proc. 2010 The 4th IFAC Workshop on Fractional Diff erentiation and Its Applications (FDA), Badajoz, Spain, 18–20 October 2010.

4. Kuhn E., Forgez C., Friedrich G., Modelling diff usive phenomena using non-integer derivatives: application Ni-mH batteries, Eur. Phys. J. Appl. Phys., Vol. 25, Issue 3, March 2004, pp. 183–190.

5. Podlubny I., Fractional Diff erential Equations, Mathematics in Science and Engineering, Vol. 198, London, Academic Press, 1999.

6. Racewicz S. et al., Identyfi kacja parametrów maszyny synchro-nicznej z magnesami trwałymi metodą częstotliwościową, Przegląd Elektrotechniczny, Issue 11/2006, pp. 68–71.

7. Racewicz S., Modélisation d’ordre non entier des machines syn-chrones. Modèle fréquentiel non linéaire, identifi cation des paramètres, calcul de la réponse temporelle, Éditions Universitaires Européennes, March 2011.

8. Racewicz S. et al., Half-order modelling of ferromagnetic sheet, ISIE 2011, 27–30 June 2011, Gdańsk, Poland.

9. Racewicz S. et al., Half-order modelling of turboalternators – An adapted method of parameter identifi cation, ICEM 2006, Chania, Crete, September 2006.

10. Racewicz S. et al., Non linear half-order modeling of synchronous machine, IEMDC 2009, Miami, Florida, 3–6 May 2009, pp. 778–783.

11. Riu D., Modélisation des courants induits dans les machines élec-triques par des systèmes d’ordre un demi, Thèse de doctorat de l’INPG, Décembre 2001.

12. Riu D., Retière N., Ivanes M., Induced currents modeling by half-order systems application to hydro- and turbo-alternators, IEEE Trans. On Energy Conversion, Vol. 18, Issue 1, March 2003, pp. 94–99.

13. Usman Ifthikar M. i in., Dynamic modelling of proton exchange membrane fuel cell using noninteger derivatives, Journal of Power Sources, Vol. 160, Issue 2, October 2006, pp. 1170–1182

Fig. 9. Operational inductance Ld of synchronous machine for various saturation levels

Fig. 10. Variability of parameters L1d, ω1d and lσs as a function of the machi-ne’s magnetic saturation

Fig. 11. Comparison of saturated synchronous machine’s operational inductance Ld with SSFR measurements


80

Publication of post-contestThis article was awarded fi rst prize by the Chairman of the ENERGA SA Board in the competition for the best doctoral theses defended in the academic year 2010/2011.

Szymon Racewicz



He currently works as an assistant professor in the Department of Power Electronics and Electrical Machines at the Faculty of Electrical and Control Engineering of

Gdańsk University of Technology. His research interests focus on mathematical modelling of electrical machines using the fractional order derivatives theory.


81

Identyfikacja i modelowanie rzędu niecałkowitego maszyn synchronicznych pracujących jako generator

AutorSzymon Racewicz

Słowa kluczowemaszyna synchroniczna, modelowanie rzędu niecałkowitego, identyfikacja parametrów, SSFR

StreszczenieW artykule przedstawiono oryginalny model matematyczny generatora synchronicznego wykorzystujący pochodne rzędów niecał-kowitych. W przeciwieństwie do modeli klasycznych, zbudowanych z dużej liczby drabinek R-L, zawiera on impedancje rzędu połówkowego, które pozwalają w dokładny sposób opisać zjawiska indukcji elektromagnetycznej w szerokim zakresie częstotli-wości, minimalizując jednocześnie rząd i liczbę parametrów modelu. Zaproponowany model uwzględnia efekt naskórkowości w prętach klatki tłumiącej, efekty działania prądów wirowych w częściach masywnych wirnika oraz nasycenie obwodu magne-tycznego maszyny. Transmitancje rzędu połówkowego, mające na celu modelowanie powyższych zjawisk, zostały zweryfikowane na podstawie symulacji metodą elementów skończonych impedancji uzwojonej blachy ferromagnetycznej. Identyfikacja para-metrów badanej maszyny została przeprowadzona na podstawie pomierzonych charakterystyk SSFR (ang. StandStill Frequency Response) wykonanych na stopniowo magnesowanej maszynie synchronicznej.

PL

1. WstępWe współczesnych sieciach elektroenerge-tycznych dąży się do znacznego zdywersyfi-kowania źródeł energii elektrycznej (ogniwa paliwowe, baterie słoneczne, wiatraki/generatory). Wyprodukowana energia jest następnie przetwarzana przez dużą liczbę urządzeń systemu (transformatory, prze-kształtniki itp.), aby można było ją dystry-buować do różnych odbiorników (silniki, urządzenia AGD itp.). Na złożoność sieci elektroenergetycznej wpływa dodatkowo obecność urządzeń do gromadzenia i maga-zynowania energii (akumulatory, masy wirujące itp.), które pozwalają producentom energii ze źródeł odnawialnych zarzą-dzać jej produkcją i dystrybucją w sposób optymalny.Dysponowanie dokładnymi modelami różnych części składowych systemu elek-trycznego jest zatem niezwykle cenne. Chodzi tu o modele, które mimo zreduko-wanego rzędu i małej liczby parametrów dokładnie opisują rzeczywiste zjawiska fizyczne zachodzące w urządzeniach elek-trycznych. Dzięki temu możliwe jest prze-widzenie różnorakich interakcji między urządzeniami składowymi systemu, a co za tym idzie, możliwe jest efektywne projek-towanie nowoczesnych, złożonych sieci elektroenergetycznych.Modelowanie rzędu niecałkowitego jest dziś zagadnieniem odkrywającym nowe możli-wości w wielu różnych dziedzinach nauki, w tym również w elektrotechnice. Teorię pochodnych niecałkowitych rzędów, pozwa-lającą na znaczne ulepszenie modeli mate-matycznych, spotyka się w modelowaniu baterii [4], superkondensatorów, ogniw paliwowych [13], ale także w modelach klasycznych maszyn elektrycznych, takich jak maszyny indukcyjne [3], synchroniczne [12] czy transformatory.Aby zbudować dokładny model maszyny synchronicznej, konieczne jest uwzględ-nienie wielu zjawisk związanych ze wzro-stem częstotliwości, takich jak np. efekt

naskórkowości, występujący w pewnych częściach przewodzących maszyny. W niniejszym artykule został przedsta-wiony oryginalny model matematyczny generatora synchronicznego, wykorzystu-jący teorię pochodnych rzędów niecałko-witych. Podejście to pozwala na budowę modelu o zredukowanym rzędzie, dokład-nego w szerokim zakresie częstotliwości, a ponadto umożliwiającego opis zjawisk nieliniowych, takich jak np. nasycenie magnetyczne. Taki typ modeli jest niezwykle przydatny w procesie projektowania i symu-lacji działania nowych maszyn, jak również systemów sieci elektrycznych, w których są one zintegrowane.

2. Wprowadzenie do modelowania rzędu niecałkowitegoModelowanie rzędu niecałkowitego polega na opisie zjawisk fizycznych występujących w danym obiekcie za pomocą pochod-nych cząstkowych rzędów niecałkowitych. Podstawy rachunku różniczkowo-całko-wego rzędu niecałkowitego datuje się na początek XVII wieku. Mimo że rachunek różniczkowo-całkowy rzędu niecałkowi-tego nie był nowy, prawdziwe odrodzenie przeżył w drugiej połowie XX wieku, kiedy to rozwój komputerów i technik informatycznych pozwoliły w połączeniu z formalnym zapisem matematycznym, na zastosowanie FOD (ang. Fractional Order Differential) do modelowania i analizy układów rzeczywistych.Stosując definicję Grünwalda-Letnikova [5] pochodną rzędu α (α R) zapisuje się nastę-pującym wzorem:

(1)

gdzie:

i

jest funkcją Gamma.

W szczególnym przypadku, gdy funkcja f(t) przyjmuje wartości zerowe dla t < 0, suma od k = 0 do k = ∞ może być zredukowana do sumy od k = 0 do k = m. Można więc napisać:

(2)

Należy zauważyć, że w celu obliczenia pochodnej rzędu niecałkowitego konieczne jest uwzględnienie wszystkich dotychczaso-wych wartości danej funkcji z przeszłości. To właśnie dzięki tej własności transmitancje rzędów ułamkowych pozwalają na opis zjawisk fizycznych przy minimalnej liczbie parametrów.W dziedzinie częstotliwości do opisu mate-matycznego obiektów fizycznych stosuje się następujące transmitancje:

(3)

(4)

gdzie: ω0 jest pulsacją odcięcia obiektu.Rys. 1 prezentuje diagram Bodego trans-mitancji rzędu połówkowego (typu implicit i explicit), pierwszego oraz drugiego.W przypadku transmitancji rzędu pierw-szego wzmocnienie odpowiedzi częstotli-wościowej opada o 20 dB na dekadę, a faza dąży do –90°. Na diagramie Bodego dla


S. Racewicz | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 75–80

82

transmitancji rzędu drugiego wzmoc-nienie opada o 40 dB na dekadę, a faza dąży do –180°. Natomiast dla transmitancji rzędu połówkowego (zarówno typu implicit jak i explicit) wzmocnienie odpowiedzi często-tliwościowej opada o 10 dB na dekadę, podczas gdy faza dąży do -45°.

3. Model rzędu połówkowego blachy ferromagnetycznej w stanie nasyceniaBlacha ferromagnetyczna przedstawiona poniżej na rysunku charakteryzuje się prze-nikalnością magnetyczną μ, przewodnością elektryczną σ oraz rezystywnością ρ. Jest ona owinięta uzwojeniem o n zwojach (rys. 2).

Wychodząc od równań dyfuzji pola magne-tycznego H i warunków brzegowych, klasyczna impedancja analityczna blachy ferromagnetycznej wyraża się wzorem (5) [1]:

(5)

gdzie: L0 jest indukcyjnością blachy dla zerowej częstotliwości.

(6)

Rozwijając w szereg tangens hiperbo-liczny we wzorze (5), otrzymuje się obwód elektryczny rzędu całkowitego o nieskoń-czonej liczbie drabinek (R-L) lub (R-C) [1]. W praktyce liczba ta jest wybierana jako skończona, a jej górna granica uzależniona jest od oczekiwanej dokładności przybli-żenia [6]. Jednak dodając nowe drabinki z nowymi parametrami, traci się znaczenie fizyczne danych parametrów obwodowych. Ponadto znacznie zwiększa się w ten sposób rząd modelu, a tym samym czas symulacji.Zaproponowana aproksymacja polega na rozwinięciu w szereg Taylora tangensa hiperbolicznego z równania (5) oraz

na ograniczeniu tego rozwinięcia do drugiego rzędu (7). Otrzymane przy-bliżenie funkcji cosh(x) jest jednocześnie rozwinięciem w szereg drugiego rzędu wyrażenia .

(7)

Wstawiając otrzymany wzór (7) do wyra-żenia na impedancję (5), otrzymuje się:

(8)

gdzie: L0 jest dane wzorem (6), a ω0 jest pulsacją odcięcia wyrażoną przez (9).

(9)

W ten sposób wyprowadzona została trans-mitancja rzędu połówkowego impedancji, która zmienia się wraz z pierwiastkiem kwadratowym częstotliwości.

Rys. 3 przedstawia porównanie dwóch modeli impedancji: modelu analitycznego (5) oraz modelu rzędu połówkowego (8).Można zauważyć, że model rzędu połówko-wego jest bardzo bliski modelowi analitycz-nemu. Wzmocnienia i fazy obydwu modeli dążą do tych samych wartości. Różnice obserwowane dla średnich częstotliwości są wynikiem zastosowanego przybliżenia tangensa hiperbolicznego. Jednak najistot-niejszym faktem jest to, że zjawiska fizyczne o charakterze dyfuzyjnym, modelowane klasycznie poprzez zastosowanie w modelu wielu elementów pasywnych, mogą być opisane jedną transmitancją rzędu niecał-kowitego o dwóch parametrach, zacho-wując podobną dokładność. To wpływa na znaczne obniżenie liczby parametrów całego schematu zastępczego w stosunku do modeli klasycznych rzędów całkowitych.

Rozważając model częstotliwościowy blachy ferromagnetycznej biorący pod uwagę jej stan namagnesowania, proponuje się zacho-wanie dotychczasowej struktury modelu rzędu połówkowego opisanego wzorem (8), ale o parametrach L0 i ω0, które zmieniają się wraz z nasyceniem magnetycznym (10):

(10)

W celu zidentyfikowania parametrów zapro-ponowanego modelu rzędu połówkowego zbudowany został model rozpatrywanej blachy ferromagnetycznej z wykorzysta-niem metody elementów skończonych. Przeprowadzono wiele symulacji jej impe-dancji dla różnych poziomów prądu magne-sującego płynącego w uzwojeniu. Obliczenia wykonane zostały w programie Flux3D .

W celu oszacowania zmienności parame-trów L0(i) i ω0(i) nieliniowego modelu rzędu połówkowego (10) zbadano jego zachowanie asymptotyczne dla niskich i wysokich często-tliwości [8]. Następnie, dzięki symulacjom metodą elementów skończonych (rys. 4), można obliczyć wartości parametrów L0 i ω0 w funkcji prądu magnesującego i (rys. 5).

Rys. 6 przedstawia porównanie nieliniowego modelu impedancji z wynikami symulacji metodą elementów skończonych.Jak widać na rys. 6, zaproponowany małosy-gnałowy model rzędu połówkowego nadaje się do opisu impedancji w stanie nasycenia,

Rys. 1. Porównanie odpowiedzi w dziedzinie częstotli-wości transmitancji rzędu połówkowego, pierwszego i drugiego

Rys. 4. Impedancja blachy ferromagnetycznej dla różnych poziomów nasycenia

Rys. 5. Parametry L0(i) i ω0(i) obliczone na podstawie symulacji metodą elementów skończonych

Rys. 6. Porównanie nieliniowego modelu impedancji z wynikami symulacji metodą elementów skończonych

Rys. 3. Porównanie liniowego modelu analitycznego i liniowego modelu rzędu ułamkowego impedancji blachy ferromagnetycznej

Rys. 2. Uzwojona blacha ferromagnetyczna


83

w szerokim zakresie częstotliwości. Może on zatem zostać włączony do schematów zastępczych maszyny synchronicznej w celu ulepszenia jej modelu częstotliwościowego oraz dodatkowo uwzględnienia zjawiska nasycenia jej obwodów magnetycznych [10].

4. Identyfikacja nieliniowego modelu rzędu niecałkowitego maszyny synchronicznejRys. 7 przedstawia schemat zastępczy rzędu niecałkowitego maszyny synchronicznej wykorzystujący impedancje rzędu połówko-wego [7].

Impedancje rzędu połówkowego typu „indukcyjnego” (11) i (12) zostały zinte-growane w osi d i q równolegle do induk-cyjności lad i laq, reprezentujących energię magnetyczną zgromadzoną w szczelinie powietrznej, przyjętych jako stałe.

(11)

(12)

Ponieważ prądy indukują się również w prętach klatki tłumiącej impedancje rzędu połówkowego typu „rezystancyjnego”, dane są zależnościami (13) i (14) oraz zastępują w osi d i q szeregi drabinek R-L [7].

(13)

(14)

Przyjmuje się, że w zakresie rozważanych częstotliwości prądy indukujące się w uzwo-jeniach stojana (modelowanego rezystancją rs i indukcyjnością lσs) oraz w uzwojeniach wzbudzenia (modelowanego rezystancją rf i indukcyjnością lσf) mają pomijalnie małą

wartość. Również indukcyjności wzajemne rozproszenia (lf12d i lf12q), łączące uzwojenia stojana z klatką tłumiącą w osi d i q, nie podle-gają wpływowi indukowanych prądów [11].

W celu wyznaczenia zmienności parame-trów modelu maszyny synchronicznej pod wpływem nasycenia procedura pomiarowa SSFR (ang. StandStill Frequency Response) [2, 9] została zmodyfikowana. Aby móc zmieniać magnetyczny punkt pracy maszyny (stopień nasycenia), do uzwojeń wzbudzenia zostało podłączone stabilizo-wane źródło napięciowe (rys. 8).

Badaną maszyną była maszyna synchro-niczna o dwóch parach biegunów wydat-nych i mocy 3 kVA. Założono, że zjawisko nasycenia magnetycznego jest zauważalne głównie w osi podłużnej d, gdyż w maszy-nach z biegunami wydatnymi szczelina powietrzna w osi poprzecznej q jest znacząco większa. Prąd magnesujący maszynę zmie-niany był co 1 A w zakresie od 0 do 9 A. Impedancja operatorowa Zd, mierzona w zakresie częstotliwości od 0,1 Hz do 1 kHz, co 0,2 Hz rejestrowana była dla każdej wartości prądu magnesującego. Wynikowe charakterystyki indukcyjności operatorowej Ld, uzależnione od stanu nasycenia badanej maszyny, pokazane są na rys. 9.Na rys. 10 pokazane są charakterystyki para-metrów L1d, ω1d i lσs, w funkcji prądu magne-sującego, zidentyfikowanych na podstawie pomiarów SSFR.

Rys. 11 prezentuje porównanie nielinio-wego modelu rzędu połówkowego maszyny synchronicznej z wynikami pomiarów częstotliwościowych dla różnych stanów nasycenia maszyny. Należy zauważyć, że model pozostaje zgodny dla bada-nych stanów nasycenia oraz w szerokim zakresie częstotliwości. Obserwowane błędy, zwłaszcza w przypadku fazy dla niskich

częstotliwości i najwyższego prądu wzbu-dzenia, wiążą się z brakiem dostatecznej precyzji pomiarów podczas nagrzewania się maszyny, jak również użytej metody iden-tyfikacji, która uwzględnia jedynie moduły wielkości operatorowych.

5. PodsumowanieW artykule zaprezentowany został orygi-nalny i kompaktowy nieliniowy model częstotliwościowy maszyny synchro-nicznej, bazujący na teorii pochodnych rzędów niecałkowitych. W przeciwień-stwie do modeli klasycznych, zbudowanych z dużej liczby drabinek R-L, zawiera on impe-dancje rzędu połówkowego, które pozwalają w dokładny sposób opisać zjawiska indukcji elektromagnetycznej, minimalizując jedno-cześnie rząd i liczbę parametrów modelu.W celu sprawdzenia poprawności modelu zbudowane zostało stanowisko pomiarowe do badań SSFR stopniowo magnesowanej maszyny synchronicznej. Wyniki pomia-rowe pozwoliły na identyfikację parametrów schematu zastępczego maszyny dla różnych warunków nasycenia. Podobieństwo zmien-ności parametrów maszyny do wyników otrzymanych dla impedancji nasy-canej blachy ferromagnetycznej pozwo-liło na zaakceptowanie proponowanego podejścia.

Rys. 7. Schemat zastępczy rzędu połówkowego genera-tora synchronicznego (oś d i q)

Rys. 9. Indukcyjność operatorowa Ld maszyny synchro-nicznej dla różnych poziomów nasycenia

Rys. 11. Porównanie charakterystyk indukcyjności operatorowej Ld maszyny synchronicznej z wynikami pomiarów częstotliwościowych SSFR w warunkach nasycenia

Rys. 10. Zmienność parametrów L1d, ω1d i lσs w funkcji stanu nasycenia magnetycznego maszyny

Rys. 8. Schemat układu pomiarowego zmodyfikowanej metody SSFR


84

Bibliografia 1. Alger P. L., Induction Machines, Gordon

and Breach, New York, 1970.2. IEEE Std, Standard procedure for obta-

ining synchronous machine parame-ters by StandStill Frequency Response testing, IEEE Std 115 A, 1995.

3. Jalloul A. i in., Fractional Modeling of Rotor Skin Effect in Induction Machines, Proc. 2010 The 4th IFAC Workshop on Fractional Differentiation and Its Applications (FDA), Badajoz, Spain, 18–20 October 2010.

4. Kuhn E., Forgez C., Friedrich G., Modelling diffusive phenomena using non-integer derivatives: application Ni-mH batteries, Eur. Phys. J. Appl. Phys., Vol. 25, Issue 3, March 2004, s. 183–190.

5. Podlubny I., Fractional Differential Equations, Mathematics in Science and Engineering, Vol. 198, London, Academic Press, 1999.

6. Racewicz S. i in., Identyfikacja parame-trów maszyny synchronicznej z magne-sami trwałymi metodą częstotliwo-ściową, Przegląd Elektrotechniczny 2006, nr 11, s. 68–71.

7. Racewicz S., Modélisation d’ordre non entier des machines synchrones. Modèle fréquentiel non linéaire, identification des paramètres, calcul de la réponse temporelle, Éditions Universitaires Européennes, March 2011.

8. Racewicz S. i in., Half-order modelling of ferromagnetic sheet, ISIE 2011, 27–30 June 2011, Gdansk, Poland.

9. Racewicz S. i in., Half-order modelling of turboalternators – An adapted method of parameter identification, ICEM 2006, Chania, Crete Island, September 2006.

10. Racewicz S. i in., Non linear half-order modeling of synchronous machine, IEMDC 2009, Miami, Florida, 3–6 May 2009, s. 778–783.

11. Riu D., Modélisation des courants induits dans les machines électriques

par des systèmes d’ordre un demi, Thèse de doctorat de l’INPG, Décembre 2001.

12. Riu D., Retière N., Ivanes M., Induced currents modeling by half-order systems application to hydro- and turbo--alternators, IEEE Trans. On Energy Conversion, March 2003, Vol. 18, Issue 1, s. 94–99.

13. Usman Ifthikar M. i in., Dynamic model-ling of proton exchange membrane fuel cell using noninteger derivatives, Journal of Power Sources, October 2006, Vol. 160, Issue 2, s. 1170–1182.

Publikacja pokonkursowaArtykuł został nagrodzony pierwszą nagrodą Prezesa Zarządu spółki ENERGA SA w konkursie na najlepsze rozprawy doktor-skie obronione w roku akademickim 2010/2011.

Szymon Racewiczdr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] w Katedrze Energoelektroniki i Maszyn Elektrycznych Politechniki Gdańskiej. Jego zainteresowania naukowe skupione są wokół modelowania matematycznego maszyn elektrycznych z wykorzystaniem teorii pochodnych rzędów niecałkowitych.


85

Electrical energy in the future. A vision of 2050

AuthorsSławomir KrólikowskiBłażej WalczakAdrian Wójciktutor: Andrzej Aftański

Keywordselectrical energy, energetics, elektrical power, renewable energy sources, future of ener-getics, power grids, environmental protection, smart systems, energy transfer, thermo-nuclear power plants, energy security, pro-environmental attitudes, energy crisis

AbstractThe article contains scenarios for the power sector’s development until 2050, as proposed by students of Electrical High School No. 4 in Wloclawek. Many current trends in the development of technology have led the authors to attribute the verisimilitude to their selected visions of the future. The growing demand for energy, while fossil fuel resources and traditional methods of processing them are shrinking, will cause disse-mination of the use of so-called environment-friendly sources of energy, such as wind or biomass. Energy will be commonly converted in domestic power stations equipped with energy storage capabilities and integrated with the grid by smart controllers for two-way energy transfer. The power grid role will change, and the existing energy consu-mers will become its prosumers. In the opinion of the authors the only alternative for this power sector development vision may be thermonuclear generation, which requires, however, incredibly high capital expenditures and level of technological development. However, launching thermonuclear power plants would free humanity from the fear of a future predominated by energy crisis.

It is diffi cult not to agree with the statement that energy - in its various forms - is one of the most important drivers of life on Earth. We all need it. Plants use solar energy to grow and bear fruit. Animals need food to live, build nests and dens, to seek new pastures and game areas. People need energy for cooking and heating. Each of us lives in a house illuminated and equipped with appliances which require electricity to operate1. So it might be asked – is there anybody in the world today, who would envisage life without electricity? Without a computer, TV, tele-phone, washing machine, radio set, and refrigerator? Perhaps there might be such individuals, who would support their point by referring to the population of the poor regions of Africa, or to ecology or environmental science fanatics2. However, most people would fi nd giving up electrically powered things diffi cult.

We all need secure energy supply

The modern world is very dependent on energy supplies – this refers to every industry and every household. A power outage not only deprives us of lighting, but also stops water pumps, central heating, monitoring and control, and communication. With the development of civilization humans become ever more depen-dent on their own inventions. A large power system failure can have very dangerous consequences - as evidenced, for example, by events in North America at the beginning of this century.August 2003 saw the largest power outage in American history. Power supply to several East Coast US states was interrupted, as well as to the Canadian province of Quebec. Around 50 million people suff ered the electricity shortage. The failure resulted in the outage of over 100 power plants, also including nuclear plants. Fortunately, none of them were damaged3, but events

1 Based on the study by Agnieszka Kardasz “Renewable energy sources as an energy security element”, publication No. 7708 for school year 2009/2010, source: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708.

2 Environmental science, in a broad generalization, is a science of active environmental protection, dealing with environmental protection issues, causes and conse-quences of adverse changes resulting from the development of civilization and occurring in the structure and functioning of natural systems, source: http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | 85–93

86

such as blackout, as this type of failure is commonly called, always threaten to destabilize social life, and are an excellent opportunity for the emergence of large-scale crimes, robberies, assaults and other acts of violence. In Poland the last major acci-dent took place in Szczecin in 2008 and fortunately did not lead to serious consequences. However, ensuring the power systems’ reliable operation, and developing solutions that provide full energy supply in an emergency, should be a priority for those responsible for the energy sector in every country.

The diffi cult game of divination

In an Acta Energetica article Prof. Jan Popczyk presented a likely vision of the Polish power system at the turn of the eras of the knowledge society and hydrogen4. The image outlined by the author is dominated by a signifi cant share of stand-alone power generation systems, the development of wind farms, and it also features the power system’s fl exibility, competitiveness, and a distributed energy supply off ering. As the author argues, appa-rently neither the power grids nor the number of large energy sources in the form of power units, will be signifi cantly modi-fi ed. However, alternative energy sources will be launched on a massive scale, leading to the development of energy agricul-ture and stand-alone domestic mini power plants. The profes-sor’s vision refers to 2030, but we’d rather focus on a likely image of electric energy in 2050.The year 2050 will arrive in 38 years. Just look back 38 years, to see how diffi cult it is to imagine possible changes around us. In 1974, the Polish public television broadcast two channels only, which our parents viewed mostly in black and white5. Only scien-tists had heard about computers, nay, even manufacturing of the small Fiat, which is today hardly seen on the streets anymore, had only then begun. Bill Gates said in 1981, referring to the need for personal computers, that ”640 kB storage should be enough for everybody”. Today free mailbox capacities exceed 20 GB, and the home computer hard drive sizes are expressed in TB.So how will the power world look in 2050? Trying to answer this question, it is worth considering the following issues:1. demand for electricity2. massive electricity generation from renewable sources3. smart power system made up of a network of autonomous

subsystems4. modern transmission grids5. development of thermonuclear generation.

We need more and more electricity

The development of civilization and growth of consumer needs cause an increase in demand for energy. The scale of this pheno-menon can be better illustrated by data published by the Central

Statistical Offi ce. In 2007 electricity consumption in Poland amounted to 136,261 GWh, and in 2010 – to 141,637 GWh.

As common sense logic dictates, the demand for electricity will keep growing in the future. This is not only because the number of consumer goods and industry needs will grow. The quality of life is changing, as well as the usage of already known and widely enjoyed goods, such as cars, for instance. Probably more and more often we’ll drive electric-powered cars, which today can be freely driven around city centres, with their batteries recharged at night in the drivers’ own garages. On the other hand, the tendency will increase for the manufac-turing of energy-effi cient goods, and demographic processes indicate a stagnation in the development of highly developed societies. So maybe individual households’ demand, with the introduction of solutions such as smart homes, will not be so high. Anyway, the overall human energy needs will remain high, and the conventional energy sources, which, according

3 http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html.4 J. Popczyk, Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, issue 1, source: http://actaenergetica.

org/pl/wp-content/uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGETYKA.-Kontekst-ekologiczno-energetyczny1.pdf.5 http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska.

Region Total consumption

Voivodeship

dolnośląskie 12 370

kujawsko-pomorskie 7 350

lubelskie 5 190

lubuskie 3 255

łódzkie 11 096

małopolskie 12 129

mazowieckie 21 258

opolskie 5 005

podkarpackie 4 967

podlaskie 2 675

pomorskie 7 104

śląskie 24 712

świętokrzyskie 4 711

warmińsko-mazurskie 3 430

wielkopolskie 11 024

zachodniopomorskie 5 361

Poland 141 637 GWh

Tab. 1. Electricity consumption [GWh] in Poland in 2010 by region (voivodeships)Source: Own study based on CSO data, http://www.stat.gov.pl


87

to various estimates, will deplete in the second part of the 21st century, may not be able to cope with the market expectations in this respect6. Therefore, international talks are underway on the rational use of the Earth’s natural resources, and the implementation of projects that use alternative energy sources. Also increasingly heard about are the threats to the environment, the ozone hole, the greenhouse eff ect, and the attempts to prevent these adverse phenomena through protection of the natural environment.

Water and wind, and biomass perhaps?

Analysing electricity generation from renewable sources, it is necessary to consider aspects such as: social and political condi-tions, cost of energy generation from non-standard sources, geographical location, as well as the issues of energy security and energy storage.The interest in renewable energy sources in recent years is not only associated with the increased energy demand, but also with excessive pollution7. Now the share of renewable energy sources in the world’s fuel and energy balance sheet is about 18%. It is, however, very small. Promoting the development of renewable energy sources has therefore become an important objective of European Union policy. The fi rst major document which provided the basis for action at the EU level was ”Strategy for the deve-lopment of renewable energy sources in the European Union Member States of 1997”8. Many documents have been drafted

to date closely linked to the issues of renewable energy sources and the associated environmental concerns.In the framework of its environmental obligations the EU has set quantitative targets for the year 2020, so-called 3x20%, i.e.: reduction of greenhouse gas emissions by 20% compared to 1990, reduction of energy consumption by 20% compared to the forecasts for 2020, and increase in the share of renewable energy to 20% of total energy consumption in the European Union. In December 2008 the European Union adopted the climate and energy package, which specifi es the legal tools to be used to achieve these goals9.Also in Poland, since we are obliged to comply with the Community regulations, legislative initiatives are undertaken and concepts are devised in line with the aforementioned package. And so in November 2009, the Council of Ministers adopted ”Polish energy policy until 2030”10. It indicates, among other issues, undertaking eff orts to develop nuclear power gene-ration, increase the share of renewable energy in the domestic energy balance, and to energy effi ciency.The most interesting document that addresses the need to deci-sively turn towards renewable energy sources is a report by the European Climate Foundation, the so called ”Roadmap 2050”, a declaration to implement the vision of the European power sector 100% based on renewable energy by 205011. This docu-ment is currently endorsed by dozens of organizations and institutions, but the European Union decision-making bodies have not yet granted it binding force. The declaration mainly addresses the fact that because of the climate threats, rising commodity prices, and political dependence related to their import, Europe urgently needs to implement a comprehensive energy system based entirely on renewable energy sources. As the authors point out, it does not go beyond the current capa-bilities of Europeans; however, it requires wise decisions, eff ec-tive use of the current potential, and changes in the awareness of energy producers and consumers12. The available renewable energy resources theoretically signifi cantly exceed our needs. For example, the Sun provides the Earth every day with as much energy as its residents consume in eight years. There is a lot of evidence that we are able to develop by 2050 a coherent system of energy generation entirely from renewable sources. All that is necessary is European leaders’ serious involvement in the imple-mentation of this vision, and above all, compliance with the EU directives already issued in the matters of energy management.These directives strongly support the idea of environmental protection, for instance by imposing heavy penalties for envi-ronmental pollution. That’s why Poland will pay more and more

7 http://energiaodnawialna.republika.pl/.8 R. Tytko, Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Dimikor, 2009.9 ”Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, attachment to Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/

fi les/upload/8134/Polityka%20energetyczna%20ost.pdf.10 Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A-

7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf.11 http://www.100percentrenewables.eu.12 http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050___ku_dostatniej__niskoemisyjnej_europie.

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Final energy 111.0 104.6 115.2 130.8 152.7 171.6

Energy sector 11.6 11.3 11.6 12.1 12.7 13.3

Transmission and distribu-tion losses 14.1 12.9 13.2 13.2 15.0 16.8

Net demand 136.6 128.7 140.0 156.1 180.4 201.7

Own auxiliaries 14.1 12.3 12.8 13.2 14.2 15.7

Gross demand 150.7 141.0 152.8 169.3 194.6 217.4

Tab. 2. Domestic demand for electricity [TWh]Source: „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik 2 do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, http://www.mg.gov.pl/fi les/upload/8134/Prognoza%20zapotrze--bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf


88

severe penalties for the environmental pollution with opera-tional substrates of its obsolete, ineffi cient, and environmentally unfriendly power plants, the maintaining of which will therefore become uneconomical13. On the other hand, the existing envi-ronmentally friendly (hydro, wind or solar) power plants today operating in the global power system account for a drop in the ocean of needs. An interesting solution seems to be the power system’s distribution and development of individual, renewable energy sources-based mini power plants, which can generate energy for single households14.Therefore, all elements of the Polish power system will likely be upgraded by 2050. Electricity will be generated from sources, and that means the following specifi c benefi ts: greater degree of independence from external energy suppliers, increased local energy security (due to generation units’ locations close to consu-mers), and reduced transmission losses. The renewable energy generation development will also contribute to the economic development of regions less industrially developed, but rich in renewable energy resources15.Poland’s climatic conditions determine that we may mainly rely on the exploitation of the following green energy sources: water, wind, solar, biomass and geothermal. At this point, it seems appropriate to briefl y characterize these energy sources dominant in the future.Water energy – enables electricity generation due to the diff e-rence in water levels. The problem is capital intensive power plant development. Such projects also involve changes in aquatic environment, and interference with the natural course of rivers and with aquatic animal life. Despite this, the potential of Polish rivers and lakes will probably be utilised better in the future than today16.Wind energy – perhaps in a dozen or so years windmills will become just as important parts of the household, as domestic sewage treatment plants are today. Wind power generation is, of course, constrained by windless weather. However, this problem will be solved by batteries, which allow for storing excess electri-city generated in favourable weather conditions. Solar energy – in the future solar power plants, like windmills, will be parts of households. It is true that photovoltaic cells are expensive to manufacture, but they are less expensive to operate than conventional power plants. Electricity generation depends, of course, on the time of day and the weather, but in adverse conditions the same solutions will be used as for wind farms17. Moreover, solar and wind farms will be developed together and complement each other. Biomass energy – the energy generated by organisms in the

environment, and its source can be straw, paper, organic waste, vegetable oils, specially grown energy crops or biogas from landfi lls or from fermentation. Biomass is available everywhere, so cities will utilise biogas from municipal landfi lls and sewage treatment plants, and in the countryside farmers will enjoy cheap energy from burning waste straw or sawdust18. Geothermal energy – is a natural and inexhaustible source of heat from the Earth’s interior. In certain geographic regions of the world geysers are already utilised for heating buildings, such as in Iceland and New Zealand. In Poland geothermal energy is harder to use, but due to the rapid technological development, in the mid- twenty-fi rst century geothermal power plants may be on the agenda here. Today building them is very expensive, but in a few decades such investment is likely to be cost-eff ective.All of these sources will be used increasingly, and to an equal extent developed in Poland and other developed countries, because only the diversifi cation of energy sources and the deve-lopment of small domestic power plants seems to be the future of green energy.

Modern networking systems

No environmental objectives can be achieved without changes in power grids. If large-scale investments are to be made in renewable resources or, for instance, in electric vehicles, this will require an infrastructure capable of active integration of energy producers’ and consumers’ operations. An issue appears here, however, that the traditional network structure has been developed with the aim of one-way fl ow of energy. Whereas the presence of multiple small distributed sources will reverse the energy fl ow direction. As regards the existing and insuffi ciently upgraded networks, it will certainly lead to serious technical problems in the safety and reliability of the system operation19. Therefore, today a priority is the introduction of a new quality to power grids through the deployment of intelligent power supply systems commonly referred to as Smart Grids. This is a response to the threat due to the defi cit of energy resources, but also to the very low effi ciency of energy generation, trans-mission, distribution, and use. The term Smart Grid means the provision of energy services to customers with the use of infor-mation technology, which reduces the cost and increases the effi ciency and the integration of distributed energy sources, including renewable energy20. Factors contributing to the smart grids concept development include21:1. assurance of energy security, which will be enabled by better,

smarter, and faster control and diagnostic systems

13 Such power plants are deployed mainly in the south of Poland in the Upper Silesian Industrial District. 14 http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozliwosci-zastapienia.html.15 http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-polski.html.16 A. Kardasz, Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publication No 7708 for school year 2009/2010, source: http://www.publikacje.

edu.pl/publikacje.php?nr=7708.17 Ibidem.18 Ibidem.19 A. Cieśla, Z. Hanzelka, Inteligentne systemy elektroenergetyczne, source: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgrid-rozne/104-inteligentne-systemy-

elektroenergetyczne-ang-smart-grid.20 Ibidem.21 Ibidem.


89

2. minimisation of the costs of power services through constant integration of environment-friendly, local energy resources

3. assurance of diff erentiated and individualised levels of power supply quality, according to the client’s needs, through the use of advanced electronic systems, among other measures

4. extension of the functionality of services provided by supplier to customer, i.e. smart energy management and power supply conditions monitoring. This is necessary to provide customers with the possibility to generate their own energy controlled, which in turn is associated with the integration of autono-mous generation systems with the power grid.

According to experts, the introduction of smart grids is inevi-table. EU Member States agreed to provide 80% of consumers with smart energy meters, and hence to lay the smart grid foun-dations22. It should be emphasized that together with the smart grid concept development gaining popularity is the idea of microgrids, which may be a single household, a separate area, or a group of customers with a balanced consumption and local energy generation. Such microgrids would create the sub-base for macro-scale operation of a modern power system.

Smart homes

With the ability to generate electricity on a small scale using photovoltaic panels, small wind turbines, or small hydro power plants, fully integrable with the power grid and connected to it using plug-and-play, the smart home notion will change alto-gether. So far, using this term, we meant a user-friendly house in which certain tasks, such as lowering blinds at dusk or turning on lights on the property, were executed automatically, hence releasing the residents from thinking about these tasks. Now the

smart home concept us extended by the aspect of energy auto-nomy - such a house not only has its own power sources, but is also able to output its excess power, and treats the power grid as a reserve source. The hitherto traditional, passive electricity consumer assumes therefore the role of prosumer, i.e. an active consumer capable not only of energy consumption, but also of its generation23.An active energy co-generator will be using modern techno-logies, such as wireless charging of car and other household appliance batteries, but the development of technology will require no specialist expertise. A market will emerge instead, of specialists operating the distributed energy system – the demand for staff in the fi eld of electrical engineering will there-fore certainly keep growing.In the context of mini power plants and autonomous prosumer systems there appears, however, a major problem: how to solve the issue of electricity storage? Electricity is easy to acquire, process, and use, but it is diffi cult to store. In the large-scale power systems this inconvenience is solved by the deployment of pumped storage plants, for instance. Individually, such initia-tives are not economically viable, but they constitute an impor-tant factor in ensuring the power system’s stability and a kind of energy reservoir in the event of a sudden increase in the demand for electricity, such as during mass events, like Euro 2012 football

22 http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych__technologiczny_przelom_.html.23 The term prosumer was coined in 1980 by American social writer and futurist Alvin Toffl er. Prosumer is someone who has extensive knowledge about products and

services, and wants to actively participate in their development. Prosumer is an active consumer who is a partner of the manufacturer, and communication with whom is like a constant dialogue, source: http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument.

Fig. 1. An artist’s vision of Smart GridSource: http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid/

Fig. 2. The smart home concept in the future will not be limited to the control of household appliances Source: http://telbit24.pl/public/images/editor/image/Obrazki%20rozne/inteligentny%20dom.pngSource: http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid/


90

matches. Perhaps in the future the energy storage problem will be solved by supercapacitors. Perhaps entire supercapacitor or superbattery farms will be developed?Transmission grids

Managing electricity is not only its generation and storage, but fi rst of all distribution, which in the future must be carried out with minimal losses. This will certainly be enabled by massively deployed HVDC high voltage direct current lines24. However, this will require a more common use of power electronic devices than now. However, the development of power electronics will allow managing energy better and to respond to such needs as: 1. power system fl exibility to accommodate energy consumer

needs2. power system stability associated with the balancing of

energy resources from various sources and at diff erent periods of time, such as time of year and time of day

3. energy sourcing reliability and effi ciency.

It should be noted that studies are also currently being carried out on wireless energy transfer by electromagnetic fi eld and resonance.

Devices such as a laptop or television set can be wirelessly powered, and in the future it may be possible over longer distances and on a larger scale. A problem which scientists have to solve is the impact of a magnetic fi eld with such a high inten-sity on living organisms, including the human body, of course25.

Thermonuclear energy

This vision of the power sector seems to be very technically complex, since it requires operation of many diff erent types of power plants, and complex power management and distribution. It is possible that the power sector’s future will be much simpler – perhaps it will be based on thermonuclear energy, well reco-gnised by engineering science but still very capital intensive. The basic requirement for thermonuclear fusion is suffi ciently high temperature. A fuel for the fusion may be deuterium, a heavy hydrogen isotope. The most serious problem of thermonuclear energy generation is mastering of the fusion reactions occurring managed by man. Resolving this issue has encountered great diffi culties26. Opponents of investing in thermonuclear energy development argue against its meaninglessness and the huge economic costs. However, data on electricity generation from diff erent sources is very telling: • 1 kg of carbon produces up to 7 kWh of energy• 1 kg of uranium produces from 70,000 kWh up to 12,000 000

kWh of energy• 1 kg of deuterium in a fusion reaction could produce

24,000,000 kWh (sic!).

It is estimated that the carbon resources are suffi cient for about 100 years. A similar situation exist is with oil deposits. Uranium resources are suffi cient for several decades. Compared to this data

24 There is only one such line today in Poland, connecting Ustka with Karlshamn in Sweden, source: http://pl.wikipedia.org/wiki/Linia_wysokiego_napi%C4%99cia_pr%C4%85du_sta%C5%82ego.

25 http://technologie.gazeta.pl/technologie/1,94881,7496870,Bezprzewodowe_przesylanie_pradu.html.26 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html.27 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html.

Fig. 3. Wirelessly powered light bulb in an Intel labSource: http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/image_preview

Fig. 4. A single fusion reaction of deuterium and tritium, which produces helium, a neutron, and 17.6 MeV of energy Source: http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuterium-tritium_fusion.svg&fi letimestamp=20091128202729


91

deuterium resources are virtually inexhaustible. They amount to approx. 1017 kg, which corresponds to energy resources in the order of 1024 kWh. If we assume that energy consumption will remain as it is today, a simple calculation shows that deuterium resources should suffi ce for around 20 billion years (sic!)27.So, thermonuclear power generation is an alluring technology. In the European Union by the end of the twentieth century nearly 10 billion EUR had been invested in it, and the newest experi-mental ITER reactor will cost a similar amount28. An important advantage of thermonuclear energy is that the generation cost will not grow along with installed capacity29. So perhaps thermo-nuclear energy is the solution to the problems of humankind?

Is the future dark or bright?

The future of electricity will certainly depend on the wisdom of the people using it. Already today we are witnessing confl icting options and views, the supporters of which are trying to argue their case stating views recognizing or denying the negative impact of human activities on the face of the Earth. The best known threat is global warming that leads to the melting of glaciers, and development of massive hurricanes and other destructive natural disasters. Although it has not been proven that the main culprits of this process are human beings, it does not change the fact that changes observed in nature are highly dangerous to human development. According to Stephen Hawking, one of the greatest physicists of our time, ”global is now (...) a threat (...) greater even than all nuclear arsenals combined”30.If the power sector’s pessimistic vision, which assumes mankind’s passivity to challenges posed by nature, are proven right in the future, we would probably live through times, when, following the crude oil sources’ depletion, coal to gasoline processing

plants would be launched on a massive scale. Other energy sources would be used marginally. As a result of huge carbon dioxide emissions the climate would change at a very fast pace, bringing about more and more natural disasters such as fl oods, tsunamis and catastrophic droughts, even in regions not directly responsible for these changes.In this pessimistic vision the world would experience not only climatic catastrophes, perhaps on the scale of continents, but also confl icts and wars for access to energy resources, and it would mean destruction and millions of refugees31. No vision of the future so pessimistic is bound to happen, of course, but we must be aware that the available conventional energy sources known to mankind, such as coal and oil, may soon come to an end, or access to them may be seriously impeded, which will signifi cantly increase energy prices, and will entail a change in public attitudes and awareness with regard to the use of energy, including electricity. So more work is needed on energy gene-ration from the new sources that today may not be considered wonderful alternatives because of their costs, but the exploita-tion of which is feasible.

Mother Earth’s children

In the power sector future’s optimistic scenario all concepts discussed here will certainly be fulfi lled. In 2050 many of us will be living in smart homes, which not only aff ord dwelling comfort, but also enable rational management of energy, which can be generated in a backyard plant. We will use wirelessly powered devices, without worrying about recharging them. Even if we move through open spaces, once back home we’ll recharge our devices from home charging stations. A computer system will take care of such energy management, which is consistent with our needs and lifestyles.The social mind frame will change - the attitude of the passive energy consumer will give way to a proactive attitude of a parti-cipant in the process of its generation, and, above all, of its distri-bution management. A sense of responsibility for the fate of the environment will fi nally fi nd its true dimension. Mass education will be needed in this area and training of personnel in new professions, such as specialist in the fi eld of renewable energy and infrastructure services integrator.The landscape of our country and of other countries, not only in Europe and America, will change beyond recognition. There will be windmill forests and solar panels seen everywhere, energy crops will mature in fi elds, and power transmission lines will more subtly blend into the environment. Our surroundings will be cleaner and less contaminated by carbon dioxide, so that we, and animals, will feel better on our Mother Earth. Maybe it’s just a dream, but it is dreams that drove mankind to go beyond the reaches of its abilities. It is owing to the dreams of fl ying that we can now travel around the world in modern aircraft, these were dreams that have

Fig. 5. Tsunami in the Japanese prefecture of Fukushima in March 2011Source: http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kata-klizm-w-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/duze,1432027

28 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64.29 Ibidem.30 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl.31 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64.


92

enabled the development of space exploration and fl ights to the moon, and in the near future will allow a man to stand on Mars. And at the end of the day, the great visions of people like Steve Jobs have revolutionized electronics and computer science. So, therefore, dreaming pays off – perhaps the world in 2050 will be nothing like today – it will simply be better and more beautiful.

REFERENCES

1. Cieśla A., Hanzelka Z., Inteligentne systemy elektroenergetyczne, source: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgrid-rozne/104-inteligentne-systemy-elektroenergetyczne-ang-smart-grid.

2. Kardasz A., Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publication No 7708 for school year 2009/2010, source: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708.

3. Kop J., Kucharska M., Szkurłat E., Geografi a, part 2, Zakres podsta-wowy, Warsaw 2007.

4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, attachment to resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009, source: http://www.mg.gov.pl/fi les/upload/8134/Polityka%20energetyc-zna%20ost.pdf.

5. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-ener-getyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, Issue 1, source: http://actaenergetica.org/pl/wp-content/uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGE-TYKA.-Kontekst-ekologiczno-energetyczny1.pdf.

6. Presentation of Polish Economic Chamber of Renewable Energy ”Energetyka odnawialna. Czy Polska posiada odpowiednie zasoby i infrastrukturę?”, source: http://change.kig.pl/energia_ odnawialna.php#k2.

7. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, at-tachment 2 to Polish energy policy until 2030, source: http://www.mg.gov.pl/fi les/upload/8134/Prognoza%20zapotrze-bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf.

8. Tytko R., Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Dimikor, 2009.

9. Resolution 202/2009 of the Council of Ministers of 10 November 2009.

10. http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A-7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf.

11. http://energiaodnawialna.republika.pl/.12. http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-sa-

mozliwosci-zastapienia.html.13. http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm-w-japonii/galerie/kataklizm-

w-japonii/fukushima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/duze,1432027.

14. http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuteriumtritium_fu-sion.svg&fi letimestamp=20091128202729.

15. http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument.16. http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.

17. http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska.18. http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid.19. http://telbit24.pl/public/images/editor/image/Obrazki%20rozne/

inteligentny%20dom.png.20. http://www.100percentrenewables.eu.21. http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html.22. http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/

image_preview.23. http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-

energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050___ku_dostatniej__niskoemisyjnej_europie.

24. http://www.cire.pl/rynekenergii/podstawa.php?smid=207.25. http://www.edf.com/html/panorama/medias/images/durable/solid/

reacteur_iter.jpg.26. http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-

polski.html.27. http://www.indexmundi.com/g/g.aspx?v=81&c=xx&l=en.28. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl.29. http://www.stat.gov.pl.30. http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html.31. http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_in-

teligentnych_sieci_energetycznych_technologiczny_przelom_.html.32. http://ziemianarozdrozu.pl/artykul/1987/niemiecka-produkcja-

pradu-z-paneli-slonecznych-wzrosla-w-2011-roku-o-60-procent.

Publication of post-contestThis article was awarded fi rst prize in the ”Electrical energy in the future. A vision of 2050” contest, organised by ENERGA SA.


93

Sławomir Królikowski

Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku


A IV grade student at the Electrical High School in Wloclawek. Finalist of the Professional Career Planning and Management Knowledge National Contest (2011) and

participant of numerous professional and thematic competitions.

Błażej Walczak

Politechnika Gdańska


A graduate of the Electrical High School in Wloclawek (2012), now a student at Gdańsk University of Technology. Participant and winner of national knowledge

contests, and of MiniSumo robot competitions.

Adrian Wójcik

Politechnika Gdańska


A graduate of the Electrical High School in Wloclawek (2012), now a student at Gdańsk University of Technology. Finalist and participant of national knowledge and

professional contests, scholar.

Andrzej Aftański

Zespół Szkół Elektrycznych we Włocławku


A certifi ed teacher of theoretical vocational subjects at the Electrical High School in Wloclawek, MSc. in electronics and telecommunications, Doctor of Humanities in

education, initiator and organizer of a municipal engineering competition for youth, tutor of fi nalists and winners of many national contests.


94

Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050

AutorzySławomir KrólikowskiBłażej WalczakAdrian Wójcikopiekun: Andrzej Aftański

Słowa kluczoweenergia elektryczna, elektroenergetyka, odnawialne źródła energii, przyszłość energetyki, sieci elektroenergetyczne, ochrona środo-wiska, systemy inteligentne, przesyłanie energii, energetyka termojądrowa, bezpieczeństwo energetyczne, postawy proekologiczne, kryzys energetyczny

StreszczenieUczniowie Technikum nr 4 w Zespole Szkół Elektrycznych we Włocławku przedstawiają scenariusze rozwoju elektroenerge-tyki do 2050 roku. Wiele aktualnych tendencji w rozwoju techniki skłoniło autorów do nadania wybranym wizjom przyszłości cech prawdopodobieństwa. Rosnące zapotrzebowanie na energię, przy jednoczesnym kurczeniu się zasobów paliw kopalnych i tradycyjnych metod ich przetwarzania, spowoduje rozpowszechnienie wykorzystania tzw. źródeł ekologicznych energii, takich jak wiatr lub biomasa. Przetwarzanie energii będzie się odbywało powszechnie w przydomowych stacjach energetycznych wyposażonych w możliwość gromadzenia energii i zintegrowanych z siecią energetyczną za pomocą inteligentnych sterowników służących do dwukierunkowego transferu energii. Zmieni się rola sieci elektroenergetycznej, a dotychczasowi odbiorcy energii będą się stawali jej prosumentami. W odczuciu autorów artykułu alternatywą dla takiej wizji rozwoju elektroenergetyki może być jedynie energetyka termojądrowa, która wymaga jednak nieprawdopodobnie wysokich nakładów i poziomu rozwoju technolo-gicznego. Uruchomienie elektrowni termojądrowych uwolniłoby jednak ludzkość od obaw o przyszłość zdominowaną kryzysem energetycznym.

PL

Trudno nie zgodzić się ze stwierdzeniem, że energia – w różnych postaciach – jest jednym z najważniejszych czynników życia na Ziemi. Potrzebujemy jej wszyscy. Rośliny korzystają z energii słonecznej, aby rosnąć i owocować. Zwierzęta potrzebują pożywienia, aby żyć, budować gniazda i legowiska, poszukiwać nowych pastwisk i terenów łownych. Ludzie potrzebują energii do gotowania i ogrzewania. Każdy z nas mieszka w domu oświetlanym i wypo-sażonym w urządzenia, które do działania wymagają energii elektrycznej1. Można byłoby więc zapytać – czy znalazłby się dziś na świecie człowiek, który wyobrażałby sobie życie bez energii elektrycznej? Bez kompu-tera, telewizora, telefonu, pralki, radia, lodówki? Zapewne znaleźliby się tacy ludzie, a na poparcie swej tezy wskazaliby ludność z biednych rejonów Afryki albo fanatyków ekologii lub sozologii2. Jednak większości z nas trudno byłoby zrezygnować z przed-miotów zasilanych energią elektryczną.

Wszyscy potrzebujemy bezpiecznej energiiWspółczesny świat jest bardzo uzależniony od dostaw energii elektrycznej – dotyczy to każdej gałęzi przemysłu, a także każdego gospodarstwa domowego. Brak prądu to nie tylko brak światła, to także zatrzy-manie pomp wody, przerwa w pracy insta-lacji centralnego ogrzewania, niedziałające systemy dozoru i sterowania, brak łączności. Wraz z rozwojem cywilizacyjnym człowiek

coraz bardziej uzależnia się od własnych wynalazków. Duża awaria systemu ener-goelektrycznego może być bardzo groźna w skutkach – świadczą o tym na przy-kład wydarzenia w Ameryce Północnej z początku obecnego stulecia.W sierpniu 2003 roku miała miejsce największa awaria sieci elektroenergetycznej w historii Ameryki. Przerwa w dostawie energii elektrycznej objęła kilka stanów wschodniego wybrzeża USA, a także kana-dyjską prowincję Quebec. Brak energii elek-trycznej dotknął ok. 50 mln ludzi. W wyniku awarii wyłączonych zostało ponad 100 elek-trowni, w tym również nuklearne. Na szczę-ście żadna z nich nie uległa uszkodzeniu3, ale zdarzenia takie jak blackout, bo tak zwykło się nazywać tego typu awarie, zawsze grożą destabilizacją życia społecznego i są dosko-nałą okazją do pojawienia się przestępstw na masową skalę, rabunków, napadów i innych aktów przemocy. W naszym kraju ostatnia poważna awaria miała miejsce w Szczecinie w 2008 roku i na szczęście nie doprowadziła do poważnych konsekwencji. Jednak zapewnienie niezawodności w dzia-łaniu systemów elektroenergetycznych, tworzenie takich rozwiązań, które zapewnią pełne podtrzymanie dostaw energii w stanach awaryjnych powinno być priory-tetem dla osób odpowiedzialnych za sektor energetyczny w każdym kraju.

Trudna zabawa we wróżaW jednym z artykułów w Acta Energetica prof. Jan Popczyk przedstawił prawdopo-dobną wizję polskiego systemu energe-tycznego na przełomie epok społeczeństwa wiedzy i wodorowego4. W nakreślonym przez autora obrazie dominuje znaczący udział autonomicznych systemów wytwa-rzania energii elektrycznej, rozwój farm wiatrowych, widoczna jest też elastyczność systemu energetycznego, konkurencyj-ność i rozproszona oferta dostaw energii. Jak przekonuje autor, sieci energetyczne pozornie nie ulegną znaczącym zmianom, podobnie liczba wielkoformatowych źródeł energii w postaci bloków energetycznych. Na masową skalę wprowadzone będą jednak alternatywne źródła energii, prowadząc do rozwoju rolnictwa energetycznego oraz przydomowych, autonomicznych minielek-trowni. Wizja profesora dotyczy roku 2030, my jednak chcemy skupić się na możliwym obrazie energii elektrycznej w roku 2050.Rok 2050 nadejdzie za 38 lat. Wystarczy spojrzeć wstecz również 38 lat, aby prze-konać się, jak trudno wyobrazić sobie możliwe zmiany wokół nas. W 1974 roku w Polsce telewizja publiczna nadawała tylko na dwóch kanałach, które nasi rodzice oglą-dali przeważnie w wersji czarno-białej5.O komputerach słyszeli tylko naukowcy; ba, nawet produkcja małego Fiata, którego trudno dzisiaj dostrzec na ulicach, dopiero wówczas się rozpoczęła. Bill Gates


1 Na podstawie pracy Agnieszki Kardasz pt. „Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego”, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010, źródło: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708.

2 Sozologia, ujmując problem w dużym uogólnieniu, to nauka o czynnej ochronie środowiska naturalnego, zajmująca się problemami ochrony środowiska, przyczynami i następ-stwami niekorzystnych zmian wynikających z rozwoju cywilizacji i zachodzących w strukturze i funkcjonowaniu układów przyrodniczych, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.

3 http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiadomosc.html.4 J. Popczyk, Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, nr 1, źródło: http://actaenergetica.org/pl/wp-content/

uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGETYKA.-Kontekst-ekologiczno-energetyczny1.pdf.5 http://pl.wikipedia.org/wiki/Telewizja_Polska.

S. Królikowski et al. | Acta Energetica 3/12 (2012) | translation 85–93

95

powiedział w 1981 roku, mając na myśli potrzeby komputerów osobistych, że „640 kB wystarczy każdemu”. Dzisiaj pojemności darmowych skrzynek pocztowych przekra-czają 20 GB, a rozmiary dysków twardych komputerów domowych wyraża się w TB.Jak więc będzie wyglądał świat energe-tyki w 2050 roku? Próbując odpowiedzieć na to pytanie, warto rozpatrzyć następujące zagadnienia:1. zapotrzebowanie na energię elektryczną2. pozyskiwanie energii elektrycznej

na masową skalę z odnawialnych źródeł energii

3. inteligentny system elektroenerge-tyczny oparty na sieci autonomicznych podsystemów

4. nowoczesne sieci przesyłowe5. rozwój energetyki termojądrowej.

Potrzebujemy coraz więcej energii elektrycznejRozwój cywilizacyjny i wzrost potrzeb konsu-menckich powodują wzrost zapotrzebowania na energię. Skalę tego zjawiska mogą przy-bliżyć dane opublikowane przez Główny Urząd Statystyczny. W 2007 roku w Polsce zużycie energii elektrycznej wyniosło 136 261 GWh, a w 2010 – już 141 637 GWh.

Jak przekonuje zdroworozsądkowa logika, zapotrzebowanie na energię elektryczną będzie w przyszłości rosło. Wynika to nie tylko ze wzrostu liczby dóbr konsumpcyj-nych i potrzeb przemysłu. Zmienia się jakość życia, ale także wykorzystanie znanych już i masowo stosowanych dóbr, takich jak np. samochody. Prawdopodobnie coraz częściej będziemy korzystać z aut o napędzie elektrycznym, którymi już dzisiaj można swobodnie poruszać się po centrach miast, ładując akumulatory samochodowe w nocy we własnym garażu. Z drugiej strony nasilać się będzie tendencja do produkcji dóbr energoosz-czędnych, a procesy demograficzne wska-zują na stagnację w rozwoju społeczeństw wysoko rozwiniętych. Być może więc indywidualne zapotrzebowanie gospo-darstw domowych, dzięki wprowadzeniu takich rozwiązań jak inteligentne domy, nie będzie tak wysokie. Mimo wszystko ogólne potrzeby energetyczne człowieka pozostaną duże, a oczekiwaniom rynku w tym zakresie mogą nie podołać konwencjonalne źródła energii elektrycznej, które według różnych szacunków wyczerpią się w drugiej połowie XXI wieku6.

Dlatego prowadzone są międzynarodowe rozmowy na temat racjonalnego wykorzy-stania zasobów naturalnych Ziemi i wdro-żenia projektów wykorzystujących alterna-tywne źródła energii. Coraz częściej słychać też o zagrożeniach dla środowiska, dziurze ozonowej, efekcie cieplarnianym oraz o próbach zapobiegania tym niekorzystnym zjawiskom poprzez ochronę środowiska naturalnego człowieka.

Woda i wiatr, a może biomasa?Analizując pozyskiwanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, trzeba rozpa-trzyć takie aspekty, jak: uwarunkowania społeczne i polityczne, koszty produkcji energii z niestandardowych źródeł, poło-żenie geograficzne, a także bezpieczeństwo energetyczne i kwestię magazynowania energii.Widoczne w ostatnich latach zaintereso-wanie odnawialnymi źródłami energii zwią-zane jest nie tylko ze wzrostem zapotrzebo-wania na energię, ale również z nadmiernym zanieczyszczeniem środowiska7. Obecnie udział odnawialnych źródeł energii w bilansie paliwowo-energetycznym świata wynosi ok. 18%. To jednak bardzo mało. Wspieranie rozwoju odnawialnych źródeł energii stało się więc ważnym celem polityki Unii Europejskiej. Pierwszym poważnym dokumentem stanowiącym podstawę działań na poziomie unijnym była „Strategia rozwoju odnawialnych źródeł energii w krajach Unii Europejskiej z 1997 roku”8. Opracowano dotąd wiele dokumentów ściśle związanych z problematyką odnawial-nych źródeł energii i ze związanymi z nimi kwestiami ekologicznymi.Na 2020 rok w ramach zobowiązań ekolo-gicznych Unia Europejska wyznaczyła cele ilościowe, tzw. 3x20%, tj.: zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych o 20% w stosunku do roku 1990, zmniejszenie zużycia energii o 20% w porównaniu z prognozami dla roku 2020 oraz zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii do 20% całkowitego zużycia energii w Unii Europejskiej. W grudniu 2008 roku został przyjęty przez Unię Europejską pakiet klimatyczno-energetyczny, w którym zawarte są konkretne narzędzia prawne służące do realizacji tych celów9.W naszym kraju, ponieważ jesteśmy zobo-wiązani do przestrzegania regulacji wspól-noty, również podejmowane są inicjatywy legislacyjne i koncepcje zgodne z wymie-nionym pakietem. I tak w listopadzie 2009 roku Rada Ministrów uchwaliła „Politykę energetyczną Polski do 2030 roku”10. Zwraca się w niej uwagę m.in. na podjęcie prac nad rozwojem energetyki jądrowej, na zwięk-szenie udziału odnawialnych źródeł energii w bilansie energetycznym naszego kraju oraz na efektywność energetyczną.Najciekawszym dokumentem podejmu-jącym kwestię konieczności zdecydowanego zwrócenia się w stronę odnawialnych źródeł energii jest raport Europejskiej Fundacji Klimatycznej, tzw. Energetyczna mapa drogowa „Roadmap 2050”, będący dekla-racją na rzecz realizacji wizji energetyki w Europie opartej w 100% na odnawialnych źródłach energii do 2050 roku11. Dokument ten popierany jest obecnie przez dziesiątki organizacji i instytucji, jednak organy decy-zyjne Unii Europejskiej nie nadały mu jeszcze rangi obowiązującego. W deklaracji mowa jest głównie o tym, że z uwagi na zagro-żenia klimatyczne, rosnące ceny surowców

6 J. Kop, M. Kucharska, E. Szkurłat, Geografi a, część 2, Zakres podstawowy, Warszawa 2007.7 http://energiaodnawialna.republika.pl/.8 R. Tytko, Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcących się w zawodzie technik elektryk, Wydawnictwo Dimikor, 2009.9 „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/fi les/upload/8134/

Polityka%20energetyczna%20ost.pdf.10 Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku, źródło: http://www.mg.gov.pl/NR/rdonlyres/5474D2C2-2306-42B0-B15A-7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf.11 http://www.100percentrenewables.eu.

Tab. 1. Zużycie energii elektrycznej [GWh] w Polsce w 2010 roku w poszczególnych województwach PolskiŹródło: Opracowanie własne na podstawie danych GUS, http://www.stat.gov.pl

Region Zużycie ogółem

Wo

jew

ód

ztw

o

dolnośląskie 12 370

kujawsko-pomorskie 7 350

lubelskie 5 190

lubuskie 3 255

łódzkie 11 096

małopolskie 12 129

mazowieckie 21 258

opolskie 5 005

podkarpackie 4 967

podlaskie 2 675

pomorskie 7 104

śląskie 24 712

świętokrzyskie 4 711

warmińsko-mazurskie 3 430

wielkopolskie 11 024

zachodniopomorskie 5 361

Kraj141 637

GWh

Tab. 2. Krajowe zapotrzebowanie na energię elektryczną [TWh] Źródło: „Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku”, załącznik 2 do „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”, http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Prognoza%20zapo-trze-bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf

2006 2010 2015 2020 2025 2030

Energia fi nalna 111,0 104,6 115,2 130,8 152,7 171,6

Sektor energii 11,6 11,3 11,6 12,1 12,7 13,3

Straty przesyłu i dystrybucji

14,1 12,9 13,2 13,2 15,0 16,8

Zapotrzebo-wanie netto 136,6 128,7 140,0 156,1 180,4 201,7

Potrzeby własne 14,1 12,3 12,8 13,2 14,2 15,7

Zapotrzebo-wanie brutto

150,7 141,0 152,8 169,3 194,6 217,4


96

oraz uzależnienie polityczne związane z ich importem, Europa pilnie potrzebuje wdro-żenia kompleksowego systemu energetycz-nego całkowicie opartego na odnawialnych źródłach energii. Jak wskazują autorzy deklaracji, nie wykracza to poza obecne możliwości Europejczyków, jednak wymaga mądrych decyzji, efektywnego wykorzy-stania obecnego potencjału oraz przemian w świadomości producentów i konsu-mentów energii12. Dostępność energii odna-wialnej jest przecież teoretycznie znacznie przekraczająca nasze zapotrzebowanie. Na przykład Słońce codziennie dostarcza Ziemi tyle energii, ile potrzeba jej miesz-kańcom przez osiem lat. Wiele dowodów potwierdza, że jesteśmy w stanie opracować do 2050 roku spójny system pozyskiwania energii całkowicie ze źródeł odnawialnych. Konieczne jest tylko poważne zaangażo-wanie liderów europejskich we wdrażanie tej wizji, a przede wszystkim przestrzeganie dotychczas wydanych dyrektyw unijnych dotyczących gospodarki energetycznej.Dyrektywy te silnie wspierają idee ochrony środowiska, np. nakładając wysokie kary za skażenie środowiska naturalnego. Dlatego też nasz kraj będzie płacił coraz bardziej dotkliwe kary z powodu zanieczyszczania środowiska funkcjonowaniem starych, niewydajnych i nieekologicznych elektrowni, których utrzymywanie stanie się w związku z tym nieopłacalne13. Z drugiej strony istnie-jące dziś elektrownie ekologiczne, funkcjo-nujące w ogólnym systemie energetycznym (wodne, wiatrowe lub solarne) to kropla w morzu potrzeb. Ciekawym rozwiąza-niem wydaje się więc rozproszenie systemu energetycznego i tworzenie indywidual-nych minielektrowni opartych na odna-wialnych źródłach energii, dzięki którym można byłoby produkować tanią energię na potrzeby pojedynczych gospodarstw domowych14.Do 2050 roku prawdopodobnie nastąpi w związku z tym całkowita modernizacja wszystkich elementów polskiego systemu energetycznego. Energia elektryczna wytwa-rzana będzie dzięki źródłom odnawialnym, a to oznacza konkretne korzyści: większy stopień niezależności od zewnętrznych dostawców energii, podniesienie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego (ze względu na lokalizację jednostek wytwórczych blisko odbiorcy) i zmniejszenie strat przesyłowych. Rozwój energetyki odnawialnej przyczyni się również do rozwoju gospodarczego słabiej rozwiniętych przemysłowo regionów, ale bogatych w zasoby energii odnawialnej15.Uwarunkowania klimatyczne Polski decy-dują, że możemy liczyć na wykorzysty-wanie głównie następujących źródeł zielonej energii: wody, wiatru, słońca, biomasy i geotermii.

W tym miejscu zasadne wydaje się krótkie scharakteryzowanie tych dominujących w przyszłości źródeł energii.Energia wody – pozwala na wytwarzanie energii elektrycznej dzięki różnicy poziomu wód. Problemem jest kosztowna budowa elektrowni. Takie przedsięwzięcie wiąże się też ze zmianą środowiska wodnego, zakłóce-niem naturalnego biegu rzeki i życia zwierząt wodnych. Mimo to w przyszłości potencjał polskich rzek i jezior będzie prawdopo-dobnie wykorzystany lepiej niż obecnie16.Energia wiatru – być może za kilkanaście lat wiatraki staną się tak samo ważnym elementem gospodarstw domowych jak dzisiaj przydomowe oczyszczalnie ścieków. Ograniczeniem elektrowni wiatrowych jest oczywiście bezwietrzna pogoda. Problem ten jednak będzie rozwiązywany za pomocą akumulatorów, które pozwolą na maga-zynowanie nadmiaru energii elektrycznej wytworzonej w korzystnych warunkach pogodowych. Energia słoneczna – w przyszłości elek-trownie słoneczne, podobnie jak wiatrowe, będą częścią gospodarstw domowych. Co prawda, produkcja ogniw fotowoltaicznych jest kosztowna, ale ich eksploatacja jest tańsza niż zwykłych elektrowni. Wytwarzanie elek-tryczności oczywiście zależne jest od pory dnia i pogody, ale w niesprzyjających warunkach stosowane będą rozwiązania analogiczne jak na farmach wiatrowych17. Co więcej, farmy słoneczne i wiatrowe będą występowały razem i wzajemnie się uzupełniały. Energia biomasy – to energia powstająca dzięki organizmom danego środowiska, a jej źródłem może być słoma, makula-tura, odpady biologiczne, oleje roślinne, specjalnie hodowane rośliny energetyczne albo biogaz z wysypisk komunalnych lub z fermentacji. Biomasa dostępna jest wszę-dzie, dlatego miasta będą wykorzystywać biogaz z wysypisk komunalnych i oczysz-czalni ścieków, a na wsiach rolnicy będą cieszyć się tanią energią ze spalania odpa-dowej słomy lub trocin18. Energia geotermiczna – jest naturalnym i niewyczerpalnym źródłem ciepła pocho-dzącego z wnętrza Ziemi. W niektórych regionach geograficznych świata już teraz gejzery wykorzystywane są do ogrzewania budynków, np. w Islandii i Nowej Zelandii. W Polsce trudniej jest korzystać z energii geotermicznej, ale dzięki szybkiemu rozwo-jowi technologicznemu w połowie XXI wieku elektrownie geotermiczne będą być może na porządku dziennym. Dzisiaj ich budowa jest bardzo kosztowna, ale za kilka-dziesiąt lat inwestycje takie będą jednak prawdopodobnie opłacalne.Wszystkie wymienione źródła będą wykorzystywane w coraz większym stopniu i w równym zakresie będą rozwi-jane w naszym kraju i innych krajach

rozwiniętych, ponieważ tylko dywersyfi-kacja źródeł energii i rozwój małych elek-trowni przydomowych wydaje się być przy-szłością energetyki ekologicznej.

Nowoczesne systemy siecioweCele ochrony środowiska nie mogą być osią-gnięte bez zmian sieci elektroenergetycz-nych. Jeśli na szeroką skalę mają być prowa-dzone inwestycje w zasoby odnawialne lub np. w pojazdy elektryczne, to wymaga to infrastruktury, która zdolna będzie aktywnie integrować działania wytwórców i konsumentów. Pojawia się tu jednak problem polegający na tym, że tradycyjne struktury sieci konstruowane były z myślą o jednokierunkowym przepływie energii. Tymczasem obecność wielu małych źródeł rozproszonych spowoduje odwrócenie kierunku rozpływu energii. W przypadku istniejących, niezmodernizowanych dosta-tecznie sieci na pewno prowadzić to będzie do poważnych problemów technicznych w zakresie bezpieczeństwa i niezawodności pracy systemu19. Dlatego priorytetem jest już dzisiaj wpro-wadzenie nowej jakości do sieci elek-troenergetycznych poprzez stworzenie inteligentnych systemów dostawy energii określanych potocznie jako Smart Grid. Jest to odpowiedź na zagrożenia z powodu deficytu zasobów energii, ale także zbyt niskiej efektywności jej wytwarzania, prze-syłu, rozdziału i użytkowania. Termin Smart Grid oznacza dostarczanie odbiorcom usług energetycznych z wykorzystaniem środków technologii informatycznych, dzięki czemu obniża się koszty i zwiększa efektywność oraz integrację rozproszonych źródeł energii, także odnawialnej20. Czynniki sprzyjające rozwojowi koncepcji inteligentnych systemów elektroenergetycz-nych to21:1. zapewnienie bezpieczeństwa energe-

tycznego, które ma być możliwe dzięki lepszym, mądrzejszym i szybszym układom sterowania i diagnostyki

2. minimalizacja kosztów usług elektroener-getycznych przez ciągłą integrację przy-jaznych środowisku lokalnych zasobów energii

3. zapewnienie zróżnicowania i zindywidu-alizowania poziomów jakości dostarczanej energii, zgodnie z potrzebami klienta, m.in. dzięki stosowaniu zaawansowanych układów energoelektronicznych

4. rozszerzenie funkcjonalności usług świadczonych przez dostawcę na rzecz odbiorcy, a więc inteligentnego zarzą-dzania energią oraz monitorowania warunków jej dostawy. Jest to konieczne do zapewnienia odbiorcom możliwości kontrolowanego generowania własnej energii, a to z kolei wiąże się z integracją autonomicznych systemów produkcji energii z siecią elektroenergetyczną.

12 http://www.chronmyklimat.pl/energetyka/polityka-energetyczna/9191-energetyczna_mapa_drogowa_2050_ku_dostatniej_niskoemisyjnej_europie.13 Takie elektrownie znajdują się głównie na południu Polski w Górnośląskim Okręgu Przemysłowym.14 http://energiealternatywne.blogspot.com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozliwosci-zastapienia.html.15 http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-polski.html.16 A. Kardasz, Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energetycznego, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010, źródło: http://www.publikacje.edu.pl/publi-

kacje.php?nr=7708.17 Ibidem.18 Ibidem.19 A. Cieśla, Z. Hanzelka, Inteligentne systemy elektroenergetyczne, źródło: http://www.smartgrid.agh.edu.pl/index.php/84-smgrid-rozne/104-inteligentne-systemy-

elektroenergetyczne-ang-smart-grid.20 Ibidem.21 Ibidem.


97

Jak twierdzą specjaliści, wprowadzanie inteligentnych sieci energetycznych jest nieuniknione. Unia Europejska zobowiązała państwa członkowskie, aby do 2020 roku wyposażyły 80% odbiorców w inteligentne liczniki zużycia energii, a więc tworzyły zręby sieci inteligentnych22. Trzeba podkre-ślić, że wraz z rozwojem koncepcji tych sieci na popularności zyskuje koncepcja mikro-sieci, którą może być pojedyncze gospodar-stwo domowe, wydzielony obszar lub grupa odbiorców o zbilansowanej konsumpcji i lokalnej generacji energii. Takie mikrosieci tworzyłyby podbudowę do funkcjonowania nowoczesnego systemu działającego w skali makro.

Inteligentne domyDzięki możliwości wytwarzania energii elektrycznej na małą skalę za pomocą paneli fotowoltaicznych, małych turbin wiatrowych lub małych elektrowni wodnych, w pełni integrowalnych z siecią elektroenergetyczną i łączonych z nią na zasadzie plug-and-play,

zmieni się zupełnie pojęcie inteligentnego domu. Dotychczas używając tego terminu, mieliśmy na myśli przyjazny użytkowni-kowi dom, w którym pewne czynności, takie jak opuszczanie rolet wraz z zapadnięciem zmierzchu czy zapalanie świateł na posesji, odbywają się automatycznie, zwalniając domownika od myślenia o tych czynno-ściach. Obecnie pojęcie inteligentnego domu poszerza się o aspekt autonomii ener-getycznej – taki dom nie tylko ma własne źródła zasilania, ale też zdolny jest do prze-kazywania nadmiaru wytwarzanej energii, a sieć elektroenergetyczną traktuje jako źródło rezerwowe. Dotychczasowy trady-cyjny, bierny konsument energii elektrycznej zaczyna więc pełnić rolę prosumenta, czyli aktywnego konsumenta, zdolnego nie tylko do konsumowania, ale także do wytwa-rzania energii elektrycznej23.Aktywny współtwórca energii będzie się posługiwał nowoczesnymi technologiami, takimi jak bezprzewodowe ładowanie akumulatorów zasilających samochód i inne

urządzenia domowe, ale rozwój techniki nie będzie wymagał od niego specjalistycznej wiedzy. Pojawi się za to rynek specjali-stów obsługujących rozproszony system energetyczny – zapotrzebowanie na kadry z zakresu elektryczności będzie więc z pewnością rosło.

W kontekście minielektrowni i auto-nomicznych systemów prosumenckich pojawia się jednak istotny problem: jak rozwiązać kwestię magazynowania energii elektrycznej? Energię elektryczną łatwo jest pozyskiwać, przetwarzać, użytkować, ale trudno magazynować. W skali dużych systemów elektroenergetycznych rozwią-zywano tę niedogodność, budując np. elek-trownie szczytowo-pompowe. Jednostkowo takie inicjatywy są nieopłacalne ekono-micznie, ale stanowią ważny czynnik zapewnienia stabilności systemu elektro-energetycznego i swego rodzaju rezerwuar energii w sytuacjach nagłego zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną, np. podczas masowych imprez, takich jak mecze w ramach Euro 2012. Być może w przy-szłości problem magazynowania energii elektrycznej rozwiążą superkondensatory. Być może budowane będą całe farmy super-kondensatorów lub superakumulatorów?

Sieci przesyłoweZarządzanie energią elektryczną to nie tylko jej wytwarzanie i przechowywanie, ale przede wszystkim dystrybucja, która w przy-szłości musi być prowadzona przy minimal-nych stratach. Pozwolą na to z pewnością masowo budowane linie wysokiego napięcia stałego HVDC24. Będzie to jednak wyma-gało zastosowania w większej niż dotych-czas skali urządzeń energoelektronicznych. Rozwój energoelektroniki pozwoli jednak lepiej gospodarować energią i odpowiadać na takie potrzeby, jak:

1. elastyczność systemu energetycznego pod kątem potrzeb konsumentów energii

2. stabilność systemu energetycznego zwią-zana z bilansowaniem się zasobów energii z różnych źródeł oraz w różnych okresach czasowych, takich jak pora roku lub pora dnia

3. niezawodność i sprawność źródeł energii.

Warto zauważyć, że współcześnie prowadzi się też badania nad przesyłaniem energii w formie bezprzewodowej za pomocą pola elektromagnetycznego i zjawiska rezonansu.Możliwe jest przekazywanie energii do takich urządzeń, jak laptop czy telewizor, a w przy-szłości być może będzie możliwe na większe odległości i w większej skali. Problem, który mają do rozwiązania naukowcy, to wpływ pola magnetycznego o tak dużym natężeniu na organizmy żywe, w tym również oczywi-ście na organizm człowieka25.

Energetyka termojądrowaPrzedstawiona wizja elektroenergetyki wydaje się bardzo skomplikowana tech-nicznie, wymaga bowiem funkcjono-wania wielu różnych typów elektrowni, skomplikowanego zarządzania i dystry-bucji energii. Niewykluczone, że przy-szłość elektroenergetyki będzie znacznie prostsza – być może opierać się ona będzie na znanej nauce, ale wymagającej wielkich nakładów finansowych, energetyce termo-jądrowej. Podstawowym warunkiem reali-zacji reakcji syntezy termojądrowej jest wytworzenie odpowiednio wysokiej tempe-ratury. Paliwem do reakcji termojądro-wych jest np. deuter, ciężki izotop wodoru. Najpoważniejszym problemem w energe-tyce termojądrowej jest opanowanie reakcji termojądrowych przebiegających w sposób kontrolowany przez człowieka. Rozwiązanie tej kwestii napotyka duże trudności26. Przeciwnicy inwestowania w rozwój energetyki termojądrowej argu-mentują brak celowości zajmowania się tą

Rys. 1. Artystyczna wizja Smart GridŹródło: http://svtechtalk.com/cleantech/smart-grid/

Rys. 3. Żarówka zasilana bezprzewodowo w laborato-rium firmy IntelŹródło: http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/image_preview

Rys. 2. Koncepcja inteligentnego domu, który w przyszłości nie będzie się ograniczał do sterowania urządzeniami domowymiźródło: http://telbit24.pl/public/images/editor/image/Obrazki%20rozne/inteligentny%20dom.png

22 http://www.ure.gov.pl/portal/pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych__ technologiczny_przelom_.html.23 Termin prosument został wprowadzony w 1980 roku przez amerykańskiego pisarza społecznego i futurystę Alvina Toffl era. Prosument to osoba, która ma szeroką wiedzę

o produktach i usługach, i chce mieć udział w aktywnym tworzeniu produktów i usług. Prosument to aktywny konsument, który jest partnerem producenta, a komunikacja z nim przypomina nieustanny dialog, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument.

24 Dziś w Polsce jest tylko jedna taka linia łącząca Ustkę z Karlshamn w Szwecji, źródło: http://pl.wikipedia.org/wiki/Linia_wysokiego_napi%C4%99cia_pr%C4%85du_sta%C5%82ego.25 http://technologie.gazeta.pl/technologie/1,94881,7496870,Bezprzewodowe_przesylanie_pradu.html.


98

dziedziną energetyki ogromnymi kosztami ekonomicznymi. Jednak dane dotyczące produkcji energii z różnych źródeł są bardzo wymowne: • 1 kg węgla daje do 7 kWh energii• 1 kg uranu daje od 70 000 kWh do

12 000 000 kWh energii• 1 kg deuteru w reakcjach syntezy mógłby

wytworzyć 24 000 000 kWh (sic!).Ocenia się, że zasoby węgla są wystar-czające na ok. 100 lat. Podobna sytuacja jest ze złożami ropy naftowej. Zasoby uranu mogą wystarczyć na kilkadziesiąt lat. W porównaniu z tymi danymi zapasy deuteru są właściwie niewyczerpalne. Wynoszą one około 1017 kg, co odpowiada zapasom energetycznym rzędu 1024 kWh. Jeśli przyjmiemy, że zużycie energii utrzyma się na poziomie dzisiejszym, to prosty rachunek wskazuje, że deuteru powinno starczyć na ok. 20 miliardów lat (sic!)27.

Energetyka termojądrowa jest więc kuszącą technologią. W Unii Europejskiej do końca XX wieku zainwestowano w nią blisko 10 miliardów euro, a najnowszy eksperymen-talny reaktor ITER będzie kosztował zbli-żoną sumę28. Istotnym plusem energetyki termojądrowej jest fakt, że koszt pozyski-wania energii nie będzie rósł wraz z instalo-waną mocą29. Może więc energetyka termo-jądrowa jest rozwiązaniem problemów ludzkości?

Przyszłość w ciemnych czy jasnych barwach?To, jak będzie wyglądała przyszłość energii

elektrycznej, z pewnością będzie zależało od mądrości korzystających z niej ludzi. Już dzisiaj jesteśmy świadkami ścierają-cych się opcji i poglądów, których zwolen-nicy starają się przekonać do swoich racji, głosząc poglądy uznające lub przeczące wpływowi działalności człowieka na oblicze Ziemi. Najbardziej znanym zagrożeniem jest globalne ocieplenie prowadzące do topnienia lodowców, powstawania ogromnych hura-ganów i innych niszczycielskich klęsk żywiołowych. Co prawda, nie dowiedziono, że głównym sprawcą tego procesu jest czło-wiek, ale nie zmienia to faktu, że obserwo-wane w przyrodzie zmiany stanowią dla rozwoju człowieka wielkie niebezpieczeń-stwo. Według Stephena Hawkinga, jednego z najwybitniejszych fizyków naszych czasów, „globalne ocieplenie jest obecnie (...) zagro-żeniem (...) większym nawet od wszystkich arsenałów jądrowych razem wziętych”30.Gdyby w przyszłości sprawdziła się pesymi-styczna wizja energetyki, zakładająca bier-ność człowieka wobec wyzwań, jakie stawia natura, dożylibyśmy prawdopodobnie czasów, w których po wyczerpaniu się źródeł ropy naftowej masowo uruchamiane byłyby zakłady przetwarzające węgiel na benzynę. Pozostałe źródła energii byłyby wykorzy-stywane marginalnie. Na skutek olbrzymiej emisji dwutlenku węgla, w bardzo szybkim tempie zmieniałby się klimat, przynosząc coraz więcej klęsk żywiołowych, takich jak powodzie, tsunami lub katastrofalne susze, również w regionach nieodpowiedzialnych bezpośrednio za te zmiany.

W tej pesymistycznej wizji świat przeżywałby nie tylko katastrofy klimatyczne, być może na skalę kontynentów, ale także konflikty i wojny na tle dostępu do surowców ener-getycznych, a to oznaczałoby zniszczenia i miliony uchodźców31. Tak pesymistyczna wizja przyszłości oczywiście nie musi się spełnić, jednak trzeba mieć świadomość,

że dostępne i znane ludziom konwencjo-nalne źródła energii, takie jak węgiel i ropa naftowa, mogą niedługo się skończyć lub dostęp do nich może być w poważnym stopniu utrudniony, co znacznie podniesie ceny energii i będzie oznaczało zmianę postaw i świadomości społeczeństw wobec korzy-stania z energii, także elektrycznej. Trzeba więc pracować nad pozyskiwaniem energii z nowych źródeł, które być może dzisiaj nie stanowią cudownej alternatywy ze względu na koszty, ale są możliwe do realizacji.

Dzieci Matki-ZiemiW optymistycznym scenariuszu przyszłości elektroenergetyki spełnią się z pewno-ścią wszystkie omówione w tym tekście koncepcje. W 2050 roku wielu z nas będzie mieszkać w inteligentnych domach, które nie tylko pozwolą na komfort przebywania w nich, ale też umożliwią racjonalne gospo-darowanie energią, która będzie mogła być wytwarzana w przydomowej elektrowni. Będziemy posługiwać się bezprzewodowo zasilanymi urządzeniami, nie martwiąc się o ich ładowanie. Nawet jeśli przemieszczać się będziemy na otwartych przestrzeniach, to wracając do domu, naładujemy nasze urządzenia w stacjach ładujących. System informatyczny zatroszczy się o taki sposób zarządzania energią, który będzie zgodny z naszymi potrzebami i trybem życia.Zmieni się świadomość społeczna – postawę biernego odbiorcy energii zastąpi aktywna postawa uczestnika procesu jej wytwarzania i przede wszystkim zarządzania jej dystry-bucją. Poczucie współodpowiedzialności za losy środowiska naturalnego będzie miało wreszcie swój prawdziwy wymiar. Potrzebna będzie masowa edukacja w tym zakresie oraz przygotowanie kadr w nowych zawo-dach, takich jak specjalista w dziedzinie energetyki odnawialnej i integrator usług infrastrukturalnych.Krajobraz naszego kraju i innych państw, nie tylko Europy i Ameryki, zmieni się nie do poznania. Wszędzie będziemy widzieli lasy wiatraków i paneli słonecz-nych, na polach dojrzewać będą rośliny energetyczne, a linie przesyłowe energii elektrycznej będą subtelniej wtapiać się w środowisko. Nasze otoczenie będzie czystsze, mniej skażone dwutlenkiem węgla, dzięki czemu i my, i zwierzęta, będziemy czuli się na naszej Matce-Ziemi lepiej. Być może to tylko marzenie, ale to dzięki marze-niom człowiek wspinał się na wyżyny swych możliwości. To dzięki marzeniom o lataniu możemy dzisiaj podróżować po świecie nowoczesnymi samolotami, to właśnie marzenia umożliwiły rozwój astronau-tyki i loty na Księżyc, a już w niedalekiej przyszłości pozwolą człowiekowi stanąć na Marsie. To w końcu wielkie wizje takich ludzi jak Steve Jobs zrewolucjonizowały elek-tronikę i informatykę. Dlatego warto marzyć

Rys. 4. Pojedyncza reakcja fuzji deuteru i trytu, w której powstaje hel, neutron i wydzielana jest energia 17,6 MeV Źródło: http://pl.wikipedia.org/w/index.php?title=Plik:Deuterium-tritium_fusion.svg&filetimestamp=20091128202729

Rys. 5. Fala tsunami w japońskiej prefekturze Fukushima w marcu 2011 rokuŹródło: http://fakty.interia.pl/raport/kataklizm--w-japonii/galerie/kataklizm-w-japonii/fuku-shima-zalana-przez-14-metrowa-fale/zdjecie/duze,1432027

26 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html.27 http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/term.html.28 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64.29 Ibidem.30 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl.31 http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?lng=pl&id=64.


99

– być może świat roku 2050 w niczym nie będzie przypominał dzisiejszego – będzie po prostu lepszy i piękniejszy.

Bibliografia 1. Cieśla A., Hanzelka Z., Inteligentne

systemy elektroenergetyczne, źródło: http://www.smartgrid.agh.e du . p l / i n d e x . php / 8 4 - s mg r i d - r-ozne/104- inte l igentne-systemy-elektroenergetyczne-ang-smart-grid.

2. Kardasz A., Odnawialne źródła energii jako element bezpieczeństwa energe-tycznego, publikacja nr 7708 na rok szkolny 2009/2010,

źródło: http://www.publikacje.edu.pl/publikacje.php?nr=7708.

3. Kop J., Kucharska M., Szkurłat E., Geografia, część 2, Zakres podstawowy, Warszawa 2007.

4. Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, załącznik do uchwały nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku,

źródło: http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Polityka%20energe-tyczna%20ost.pdf.

5. Popczyk J., Innowacyjna energetyka. Kontekst ekologiczno-energetyczny i ekonomiczno-cywilizacyjny, Acta Energetica 2009, nr 1,

źródło: http://actaenergetica.org/pl/wp-content/uploads/2011/11/str.-7-22-J.Popczyk-INNOWACYJNA-ENERGE-T Y K A . - Ko nt e k s t - e k o l o g i c z n o -energetyczny1.pdf.

6. Prezentacja Polskiej Izby Gospodarczej Energii Odnawialnej pt. „Energetyka odnawialna. Czy Polska posiada odpo-wiednie zasoby i infrastrukturę?”, źródło: http://change.kig.pl/energia_ odnawialna.php#k2.

7. Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku, załącznik 2 do Polityki energetycznej Polski do 2030 roku,

źródło: http://www.mg.gov.pl/files/upload/8134/Prognoza%20zapotrze--bowania%20na%20paliwa%20i%20energie-ost.pdf.

8. Tytko R., Odnawialne źródła energii: wybrane zagadnienia. Podręcznik dla uczniów i słuchaczy kształcą-cych się w zawodzie technik elektryk, Wydawnictwo Dimikor, 2009.

9. Uchwała nr 202/2009 Rady Ministrów z dnia 10 listopada 2009 roku.

10. http://www.mg.gov.pl/NR/rdonly-res/5474D2C2-2306-42B0-B15A--7D3E4E61D1D8/58593/uchwala.pdf.

11. http://energiaodnawialna.republika.pl/.12. http://energiealternatywne.blogspot.

com/2011/09/jak-wielkie-sa-mozli-wosci-zastapienia.html.

13. http://fakty.interia.pl/raport/kata-klizm-w-japonii/galerie/kataklizm-- w - j a p o n i i / f u k u s h i m a - z a l a n a --przez-14-metrowa-fale/zdjecie/duze,1432027.

14. http://pl.wikipedia.org/w/index.php?ti-tle=Plik:Deuteriumtritium_fusion.svg&filetimestamp=20091128202729.

15. http://pl.wikipedia.org/wiki/Prosument.16. http://pl.wikipedia.org/wiki/Sozologia.17. h t t p : / / p l . w i k i p e d i a . o r g / w i k i /

Telewizja_Polska.18. http://svtechtalk.com/cleantech/

smart-grid.19. http://telbit24.pl/public/images/

editor/image/Obrazki%20rozne/inteli-gentny%20dom.png.

20. http://www.100percentrenewables.eu.21. http://www.1lo.suwalki.pl/energ/doc/

term.html.

22. http://www.chip.pl/images/sprzet/WRELLightbulb1.jpg/image_preview.

23. http://www.chronmyklimat.pl/energe-tyka/polityka-energetyczna/9191-ener-getyczna_mapa_drogowa_2050___ku_dostatniej__niskoemisyjnej_europie.

24. http://www.cire.pl/r ynekenergii/podstawa.php?smid=207.

25. http://www.edf.com/html/panorama/medias/images/durable/solid/reacteur_iter.jpg.

26. http://www.energie-odnawialne.net/index.php/plany-energetyczne-polski.html.

27. http://www.indexmundi.com/g/g.aspx?v=81&c=xx&l=en.

28. http://www.klimatdlaziemi.pl/index.php?id=185&lng=pl.

29. http://www.stat.gov.pl.30. http://www.tvn24.pl/0,1545231,wiado-

mosc.html.31. h t t p : / / w w w. u r e . g o v. p l / p o r t a l /

pl/424/3322/Perspektywy_rozwoju_inteligentnych_sieci_energetycznych_technologiczny_przelom_.html.

32. h t t p : / / z i e m i a n a r o z d r o z u . p l /artykul/1987/niemiecka-produkcja-pradu-z-paneli-slonecznych-wzrosla-w-2011-roku-o-60-procent.

Publikacja pokonkursowaArtykuł został wyróżniony pierwszą nagrodą w konkursie „Energia elektryczna w przyszłości. Wizja roku 2050”, zorganizo-wanego przez spółkę ENERGA SA.

Sławomir KrólikowskiZespół Szkół Elektrycznych we Włocławkue-mail: [email protected]ń klasy IV Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku. Finalista Olimpiady Wiedzy o Planowaniu i Zarządzaniu Karierą Zawodową (2011) oraz uczestnik wielu konkursów zawodowych i tematycznych.

Błażej WalczakPolitechnika Gdańskae-mail: [email protected] Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku (2012), obecnie student Politechniki Gdańskiej. Uczestnik i laureat konkursów oraz olimpiad, a także zawodów robotów MiniSumo.

Adrian WójcikPolitechnika Gdańskae-mail: [email protected] Zespołu Szkół Elektrycznych we Włocławku (2012), obecnie student Politechniki Gdańskiej. Finalista olimpiad i uczestnik wielu konkursów tematycznych i zawodowych, stypendysta.

Andrzej Aftańskimgr inż. i dr nauk humanistycznychZespół Szkół Elektrycznych we Włocławkue-mail: [email protected] dyplomowany teoretycznych przedmiotów zawodowych w Zespole Szkół Elektrycznych we Włocławku, mgr inż. elektroniki i telekomunikacji, dr nauk humanistycznych w zakresie pedagogiki, pomysłodawca i organizator miejskiego konkursu technicznego dla młodzieży, opiekun finalistów i laureatów wielu olimpiad.


100

OK.indd 2 2013-05-09 00:21:57

101

OK.indd 2 2013-05-09 00:21:57

102

Power EngineeringQuarterly

OK.indd 1 2013-05-09 00:21:37

Acta Energetica Power Engineering Quarterly 3/12 (September 2012)

Documents

Transcript of Acta Energetica Power Engineering Quarterly 3/12 (September 2012)