AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ...AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ Optymalizacja pracy sieci...

POLITECHNIKA ŁÓDZKA

WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I

AUTOMATYKI

INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI

AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ

Optymalizacja pracy sieci rozdzielczej w nowoczesnych

systemach elektroenergetycznych

(org. Optimization of distribution electrical networks in the

modern power systems)

mgr inż. Michał Wierzbowski

Promotor: prof. dr hab. inż. Władysław Mielczarski

ŁÓDŹ, POLSKA

CZERWIEC 2013

1

SPIS TREŚCI

1. WSTĘP ...................................................................................................................... 3

1.1. Cel i uzasadnienie rozprawy ............................................................................. 6

1.2. Teza rozprawy ................................................................................................ 12

1.3. Struktura rozprawy ......................................................................................... 14

2. DEFINICJA PROBLEMU .................................................................................... 15

2.1. Wstęp .............................................................................................................. 15

2.2. System bilansowania lokalnego...................................................................... 16

2.2.1. Określenie zadań dla lokalnych obszarów bilansowych .................... 19

2.2.2. Operator Koordynacyjny Sieci ........................................................... 21

2.3. Testowy model sieci dystrybucyjnej SN ........................................................ 22

2.4. Nieliniowa optymalizacja z ograniczeniami ................................................... 26

2.4.1. Funkcja celu ........................................................................................ 27

2.4.2. Ograniczenia ....................................................................................... 29

2.5. Metody Optymalizacji .................................................................................... 30

3. WYNIKI SYMULACJI ......................................................................................... 32

3.1. Określenie scenariuszy ................................................................................... 32

3.2. Zbiorcze zestawienie wyników ...................................................................... 34

4. WNIOSKI KOŃCOWE I REKOMENDACJE .................................................. 40

4.1. Wnioski końcowe ........................................................................................... 40

4.2. Rekomendacje ................................................................................................ 44

5. STRESZCZENIE (ANG) ...................................................................................... 46

6. STRESZCZENIE (PL) .......................................................................................... 48

7. LISTA RYSUNKÓW ............................................................................................. 50

8. LISTA TABEL ....................................................................................................... 51

9. LISTA PUBLIKACJI ............................................................................................ 52

2

10. UCZESTNICTWO W KONFERENCJACH ...................................................... 55

11. BIBLIOGRAFIA .................................................................................................... 56

Optimization in the modern power systems – Autoreferat – Michał Wierzbowski Rozdział 1- Wstęp

3

1 . WSTĘ P

Optymalizacja, jako ogólna koncepcja pozwala na zmniejszenie kosztów działania

systemu, w którym jest zastosowana. Ze względu na korzyści, jakie niesie ze sobą

zastosowanie optymalizacji jest ona również z powodzeniem stosowana w odniesieniu

do systemu elektroenergetycznego. Wprowadzenie optymalizacji wymaga określenia

funkcji celu, będącej jednocześnie funkcją kosztu oraz ograniczeń reprezentujących

techniczne cechy procesu poddanego optymalizacji.

Nowoczesne systemy elektroenergetyczne działają w oparciu o zasady narzucone przez

przepisy prawne Unii Europejskiej (UE), w szczególności przez Dyrektywę 2003/54/EC

oraz 2009/72/EC. Dwie podstawowe zasady określone przez wspomniane dyrektywy to

unbundling i Third Party Access. Pierwsza oznacza konieczność rozdziału przesyłu

energii i zarządzania siecią, jako działalności będącej naturalnym monopolem, od

produkcji i sprzedaży energii na rynku konkurencyjnym. Wdrożenie zasady unbundling

może być przeprowadzone w trzech poziomach: rozdział organizacyjny, prawny oraz

własnościowy, który rozdział własnościowy jest docelową koncepcją organizacyjną

wymaganą przez UE. Zasada unbundlingu zapewnia możliwość wolnego handlu energią

elektryczną wspólnie z drugą zasadą, którą jest Third Party Access (TPA). TPA

umożliwia „dostęp do sieci podmiotom trzecim”, co bezpośrednio przekłada się na

ułatwienie wolnego handlu oraz umożliwienie odbiorcom zawierania umów o dostawę

energii elektrycznej z dowolnym przedsiębiorstwem handlowym.

System elektroenergetyczny jest bardzo złożoną strukturą, na którą składają się źródła

energii elektrycznej, sieci przesyłowe i rozdzielcze oraz urządzenia wykorzystujące

energię. Dodatkowo energia elektryczna jest wyjątkowym towarem pośród dóbr,

będących przedmiotem handlu na rynkach towarowych, ze względu na brak możliwości

magazynowania. To z kolei wymusza bilansowanie produkcji i zużycia w każdej chwili

pracy systemu. Dodatkowo podmioty funkcjonujące na rynku mogą działać na różnych

poziomach napięć, poczynając od wysokich napięć 220kV i 400kV (sieci przesyłowe),


4

poprzez 110kV, 30kV, 15kV (sieci dystrybucyjne średniego napięcia) aż do 0,4kV

(sieci dystrybucyjne niskiego napięcia). Pierwsze zastosowanie optymalizacji

obejmowało jedynie obszar sieci przesyłowych, gdzie narzędzie optymalizacji zostało

wykorzystane do ekonomicznego rozdziału obciążeń w systemie (ang. Commitment and

Dispatch). Następnie optymalizację wykorzystano jeszcze do zarządzania pracą sieci

oraz do planowania jej rozwoju. Niemniej jednak nie była stosowana w systemach

dystrybucyjnych. Sieć przesyłowa jest zarządzana przez Operatora Systemu

Przesyłowego (OSP), powołanego zgodnie z wymaganiami wspomnianych wcześniej

dyrektyw rynkowych. OSP jest odpowiedzialny za zapewnienie bezpieczeństwa pracy

systemu elektroenergetycznego w obszarze, do którego jest przypisany. Operator jest

także odpowiedzialny za prowadzenie rynku bilansującego, działającego zwykle jako

Rynek Dnia Następnego i nieraz dodatkowo Rynek Dnia Bieżącego. Rynek bilansujący

jest narzędziem pozwalającym na zapewnienie bilansu mocy w systemie w warunkach

swobodnego handlu energią. Mechanizm rynku bilansującego składa się między innymi

z ekonomicznego rozdziału obciążeń, zatem jest oparty o proces optymalizacji.

Rynki bilansujące na poziomie wysokiego napięcia zostały utworzone we wszystkich

krajach członkowskich Unii Europejskiej i obecnie z powodzeniem funkcjonują w całej

Wspólnocie. Pomimo zadowalającego sposobu pracy tych rynków w systemach

przesyłowych, systemy dystrybucyjne średniego i niskiego napięcia w dalszym ciągu

pełnią jedynie pasywną rolę w systemie elektroenergetycznym. W obrębie systemów

rozdzielczych przedsiębiorstwa obrotu oraz wytwórcy energii nie mogą zgłaszać ofert

bilansujących na Rynkach Dnia Następnego czy Bieżącego. Operatorzy Systemów

Dystrybucyjnych (OSD) nie zarządzają lokalnymi rynkami, na których mieliby

możliwość koordynowania bilansowania systemów lokalnych wraz z zarządzaniem

przepływami mocy i redukcją strat sieciowych. Niemniej rozwój i promocja sieci

inteligentnych zwanych „Smart Grid” mogą w znacznym stopniu przyczynić się do

powstania lokalnych rynków bilansujących, najpierw na poziomie sieci

dystrybucyjnych średniego napięcia, a następnie na poziomie sieci dystrybucyjnych

niskiego napięcia. Tempo zmian jest dodatkowo mocno uzależnione od tempa rozwoju


5

źródeł energii elektrycznej przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnych, czyli

tak zwanych Źródeł Energetyki Rozproszonej.

Rynki bilansujące, które mogłyby zostać wprowadzone w systemach rozdzielczych

muszą być spójne z rynkami działającymi na wyższych poziomach napięć. W związku z

czym, muszą działać w oparciu o te same zasady prawne i rynkowe co rynki zarządzane

przez Operatorów Systemów Przesyłowych.

Plany Unii Europejskiej w zakresie rozwoju sektora energetycznego zakładające

promocję Generacji Rozproszonej, łącznie z Odnawialnymi Źródłami Energii pośrednio

wymuszają potrzebę aktywnego zarządzania generacją i zużyciem energii w sieciach

średniego i niskiego napięcia. Bez wprowadzenia odpowiednich rozwiązań i

implementacji lokalnych rynków bilansujących, poziom penetracji Generacji

Rozproszonej oraz Odnawialnych Źródeł Energii będzie ograniczony.

Zaprezentowana rozprawa doktorska wprowadza koncepcję aktywnego zarządzania

produkcją energii elektrycznej, rozpływami mocy oraz zużyciem tej energii w

dystrybucyjnych sieciach średniego napięcia poprzez odpowiednią optymalizację

bilansowania energii, mocy biernej, przepływów mocy i strat mocy powstających

podczas pracy systemu dystrybucyjnego. Energia elektryczna w prezentowanej

koncepcji jest traktowana, jako towar handlowy, zaś generacja mocy biernej, jako

usługa systemowa. Założono, że wszelkie działania i systemy w obszarze sieci

dystrybucyjnych muszą być spójne z postanowieniami Trzeciej Dyrektywy Elektrycznej

(Dyrektywa 2009/72/EC), co bezpośrednio oznacza konieczność przestrzegania zasad

unbundling i TPA.

Ponadto, optymalizacja musi być prowadzona z uwzględnieniem parametrów sieci oraz

norm dotyczących dostaw energii elektrycznej, przede wszystkim w odniesieniu do

jakości energii elektrycznej oraz bezpieczeństwa dostaw energii. Proponowana

optymalizacja nie może być prowadzona w oderwaniu od rozdziału obciążeń

prowadzonego przez OSP, ze względu na połączenia sieciowe i wzajemną zależność.


6

Podstawowym celem stosowanej optymalizacji jest wyznaczenie planów pracy

jednostek wytwórczych w sieci lokalnej dla mocy czynnej i biernej, traktowanej, jako

świadczenie usługi systemowej dla operatora sieci. Plan pracy musi zapewniać ciągłe

bilansowanie produkcji i zużycia energii elektrycznej.

W chwili obecnej podejście do projektowania sieci dystrybucyjnych oraz planowania

ich pracy oparte jest na założonym zapotrzebowaniu szczytowym oraz scenariuszu

najgorszego przypadku. Przekształcenie sieci dystrybucyjnych w aktywnie zarządzane

nowoczesne systemy zwane „sieciami inteligentnymi” lub „Smart Grids”, ze

świadomością konieczności poprawienia elastyczności pracy systemów

elektroenergetycznych oraz możliwościami wprowadzenia nowych usług systemowych

może zmienić kierunek rozwoju systemów, który funkcjonuje obecnie. Wprowadzenie

aktywnego zarządzania wymaga odpowiedniego systemu monitorowania pracy sieci,

zapewniającego informację o aktualnych przepływach mocy oraz zmiennym zużyciu

energii. Informacje dostarczane przez system są potrzebne dla systemu optymalizacji,

który w oparciu o otrzymane dane potrafi określić sygnały sterujące pracą źródeł

energii, magazynów i aktywnych odbiorców. Tylko takie działanie pozwoli na dalszy

rozwój Generacji Rozproszonej oraz na właściwą ocenę opłacalności inwestycji,

zarówno w sieci dystrybucyjne oraz źródła energii, w tym również źródła odnawialne.

1.1. Cel i uzasadnienie rozprawy

Głównym celem przedstawionej rozprawy doktorskiej jest zaproponowanie i zbadanie

mechanizmu aktywnego zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, z

uwzględnieniem lokalnego bilansowania energii elektrycznej oraz optymalizacji pracy

systemu z zachowaniem wszystkich wymagań stawianych systemom

elektroenergetycznym w tym wymagań technicznych, ekonomicznych i prawnych.

Obecnie aktywne zarządzanie na szeroką skalę jest prowadzone tylko i wyłącznie przez

krajowych Operatorów Systemów Przesyłowych (OSP). Jednakże rozwój Generacji


7

Rozproszonej, w tym Odnawialnych Źródeł Energii, przynosi nowe wyzwania: W jaki

sposób kierować pracą systemu, gdy nowe źródła są przyłączane? Dodatkowo należy

podkreślić, iż przyłączanie nowych jednostek w systemie odbywa się w punktach gdzie

dotychczas miał miejsce jedynie pobór energii elektrycznej, nie zaś jej generacja.

Punkty przyłączenia i cała infrastruktura sieciowa w systemach dystrybucyjnych nie jest

zatem przystosowana do odbierania energii ze źródeł zlokalizowanych bezpośrednio w

węzłach tych sieci.

Obecnie udział Generacji Rozproszonej w produkcji energii elektrycznej jest

stosunkowo niewielki. Dlatego jest możliwe bilansowanie produkcji energii i jej

zużycia zapewniając bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, w oparciu o rynki

bilansujące, działające jedynie na poziomie sieci przesyłowych. Niemniej jednak, w

sytuacji, gdy poziom penetracji rośnie, jak na przykład w Niemczech, gdzie pod koniec

roku 2012 moc zainstalowana w źródłach fotowoltaicznych osiągnęła 32,5GW, a w

elektrowniach wiatrowych kolejne 30GW, stabilna i bezpieczna praca systemu

elektroenergetycznego staje się zagrożona (REN21, 2012), (Burger, 2013).

Rozwój Generacji Rozproszonej oraz wdrożenie liczników inteligentnych (ang. „smart

meters”) stworzy nowe możliwości poprawienia pracy systemów

elektroenergetycznych, w tym transformację pasywnych struktur w „inteligentne”

systemy. Niemniej jednak ważnym jest fakt, że koncentracja uwagi oraz wysiłków

jedynie na wdrożeniu urządzeń AMI (Advanced Metering Infrastructure) to za mało do

stworzenia w pełni „inteligentnych” systemów. Konieczny jest dalszy rozwój i

przebudowa sieci dystrybucyjnych w celu przystosowania ich do dwukierunkowego

przepływu mocy w sieciach promieniowych. Potrzebne są również odpowiednie

systemy zarządzania. Rosnąca liczba źródeł Generacji Rozproszonej wymusi w

przyszłości większy udział Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w

bilansowaniu systemu i w zachowaniu standardów pracy sieci. Ten kierunek prowadzi

do wdrożenia nowych narzędzi zarządzania, takich jak Lokalne Obszary Bilansowania

lub bezpośrednio Lokalne Rynki Bilansujące (Mielczarski et al., 2012; Wrocławski,

2012)


8

Każdy system zarządzania pracą systemu elektroenergetycznego musi rozwiązywać

problem ciągłego bilansowania energii produkowanej i zużywanej. Jest to kluczowy

element niezawodnej pracy systemu, w którym dodatkowo w każdej chwili muszą być

spełnione wymagania określone przez techniczne standardy. Ograniczenia

przepustowości połączeń sieciowych oraz szereg czynników wpływających na

pogorszenie jakości energii elektrycznej musi zostać wzięte pod uwagę na etapie

planowania pracy sieci.

RYSUNEK 1. ZARZĄDZANIE PRACĄ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ WEDŁUG ZASAD RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

ŹRÓDŁO: (MIELCZARSKI, OLEK, WIERZBOWSKI, 2012)

Zarządzanie siecią dystrybucyjną można podzielić na trzy zasadnicze etapy: (a)

monitorowanie z zastosowaniem elektronicznych mierników i liczników lub systemów

typu SCADA, (b) optymalizacja, (c) bilansowanie i kontrola aktywnych jednostek

poprzez sygnały sterujące wypracowane w etapie drugim (Rysunek 1) (Mielczarski et

al., 2012).

Obecnie Generacja Rozproszona nie jest opłacalna, zakładając brak dopłat i subsydiów.

Z tego powodu trudno jest wskazać korzyści za nią idące. Ponadto, podłączenie nowych

jednostek do sieci dystrybucyjnych jest związane ze skomplikowaną procedurą

formalną i niechęcią OSD wobec niestabilnej generacji w ich obszarze zarządzania.

Niemniej jednak potencjał tych źródeł powinien być wykorzystywany. Dlatego bardzo


9

ważne jest poszukiwanie nowych form rynku energii, który sprawiłyby, że wspomniane

jednostki staną się konkurencyjne i opłacalne dla inwestorów. Otworzenie rynku na

nowych uczestników spowodowałoby, że sam rynek stałby się bardziej konkurencyjny

oraz w ogólnym założeniu zapewniłby bardziej racjonalne ceny energii oraz

bezpieczeństwo dostaw energii, o odpowiednich parametrach jakości. Co więcej, rynek

może zwiększyć dochody podmiotów działających w sektorze elektroenergetycznym.

Zarządzanie pracą sieci według zasad rynkowych wraz z nowymi usługami

systemowymi zredukowałoby bariery inwestycyjne oraz zwiększyło konkurencyjność

rozproszonych źródeł energii.

Postulat rozwoju potencjału rynku w obszarze sektora elektroenergetycznego jest

uzasadniony, ponieważ obecnie cały sektor działa właśnie w oparciu o zasady rynkowe.

System ten ma wiele wad, jednakże jest prawdopodobnie najlepszym znanym

mechanizmem, prowadzącym do efektywnej pracy dowolnego przemysłu. Tworzy on

silne wytyczne i sygnały dla uczestników, zapewniając fundamenty do stabilnej

działalności. Rynek jest przewidywalny, stąd uczestnicy rynku są w stanie planować

przyszłą działalność i rozwój oraz szacować przychody i koszty. Dodatkowo rynek

energii elektrycznej posiada niespotykaną wśród innych rynków cechę: towaru, jakim

jest energia elektryczna, nie można przechowywać w znaczących wolumenach. Istnieje

zatem konieczność ciągłego bilansowania produkcji i zużycia energii (towaru), w

każdej chwili pracy systemu. Jest to również powód, dla którego rynek energii

elektrycznej funkcjonuje jednocześnie jako transakcje bilateralne, rynek giełdowy oraz

rynek bilansujący. Na pierwszych dwóch platformach handel energią elektryczną jest

nieograniczony ze względu na uwarunkowania techniczne. Natomiast zadaniem trzeciej

platformy jest zapewnienie bilansu energii w systemie, z uwzględnieniem ograniczeń

technicznych, według zasad rynkowych i z poszanowaniem potrzeb każdego aktywnego

uczestnika rynku (Anders, 2005).

Wzrastający poziom penetracji Generacji Rozproszonej powoduje poważne problemy w

pracy sieci dystrybucyjnych, ale jest również wyzwaniem dla systemów zarządzania.

Obecność dużej ilości niekontrolowanych źródeł produkujących zarówno moc czynną i


10

bierną powoduje powstanie bardzo dużej ilości zmiennych, podlegających optymalizacji

w modelu optymalizacyjnym. Dlatego, skala problemu, który ma zostać

zoptymalizowany rośnie i dla typowego fragmentu sieci dystrybucyjnej (jeden węzeł

systemu WN/SN) z 30% poziomem penetracji Generacji Rozproszonej liczba

zmiennych rośnie do kilkuset. Dodatkowo, sieci przesyłowe i dystrybucyjne posiadają

własną, odrębną specyfikę, dlatego koniecznym jest zastosowanie zmodyfikowanego

podejścia i różnych metod optymalizacji, dla każdego z nich. Zaprezentowana rozprawa

doktorska dotyczy weryfikacji metodologii optymalizacji dla sieci dystrybucyjnych,

uwzględniając bilansowanie mocy czynnej i biernej oraz biorąc pod uwagę przepływy

mocy, straty mocy oraz konieczność przestrzegania technicznych ograniczeń i wymagań

dotyczących jakości energii.

Niekontrolowana praca dużej ilości źródeł Generacji Rozproszonej poza negatywnym

wpływem na proces planowania pracy systemu niesie ze sobą wiele technicznych

problemów związanych z samą pracą sieci dystrybucyjnej, wpływając nawet na pracę

sieci przesyłowych. Problemy te dotyczą niekontrolowanych przepływów mocy,

przeciążeń linii czy naruszania technicznych parametrów pracy systemu (Rysunek 2).

Zastosowanie systemu lokalnego bilansowania opartego na zasadach rynkowych, czyli

Lokalnego Rynku Bilansującego, pozwala na kontrolę nad przepływami mocy w sieci

oraz innymi parametrami pracy sytemu, uwzględniając dopuszczalne obciążenia linii i

odchylenia napięcia w węzłach (Rysunek 3).

Rozprawa prezentuje również nowe podejście do śledzenia rozpływów mocy w sieci,

które pozwala na rozpoznanie „ścieżki” rozpływu mocy oraz na określenie, w jaki

sposób jednostki produkujące energię pokrywają zapotrzebowanie każdego odbiorcy

oraz straty mocy. Śledzenie rozpływów mocy może pozwolić na poprawę zarządzania

pracą sieci oraz zapewnić nowe narzędzia do przypisania kosztów bilansowania do

odbiorcy energii.


11

RYSUNEK 2. SIEĆ DYSTRYBUCYJNA Z NIEKONTROLOWANĄ PRACĄ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ

RYSUNEK 3. SIEĆ DYSTRYBUCYJNA ZE SKOORDYNOWANĄ PRACĄ ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ


12

1.2. Teza rozprawy

Możliwe jest zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej średniego napięcia z

generacją rozproszoną, w oparciu o koordynację przepływów mocy i usług

systemowych, prowadzonych przy wykorzystaniu metod optymalizacji nieliniowej,

z ograniczeniami w warunkach bilansującego rynku energii elektrycznej.

W szczególności możliwe jest:

przeprowadzenie ekonomicznego rozdziału obciążeń w sieci

dystrybucyjnej średniego napięcia, przy wykorzystaniu mechanizmu

rynku bilansującego

uwzględnienie usług systemowych w procesie ekonomicznego rozdziału

obciążeń w lokalnej sieci średniego napięcia, w postaci kontraktowania

mocy biernej

zapewnienie optymalnego rozpływu mocy w lokalnej sieci dystrybucyjnej

średniego napięcia (uwzględniając przepływy zarówno mocy czynnej i

biernej), prowadzącego do redukcji strat mocy w sieci oraz

pozwalającego na minimalizację kosztów operacyjnych pracy sieci

uwzględnienie w procesie rozdziału obciążeń nowych jednostek, takich

jak magazyny energii oraz odbiory aktywne (sterowalne) do

bilansowania zarówno mocy czynnej jak i biernej

wykorzystanie metod śledzenia rozpływów mocy (Power Flow Tracing) w

celu określenia cen energii na potrzeby bilansowania i wyznaczenia

rzeczywistych kosztów strat


13

Teza rozprawy zaprezentowana powyżej została udowodniona poprzez:

1. Analizę działania sieci elektroenergetycznych według zasad rynkowych, w

szczególności według zasad unbundling i Third Party Access. Przeprowadzona

analiza zawiera przegląd obecnego stanu rozwoju Europejskiego systemu

elektroenergetycznego wraz z uwarunkowaniami prawymi, a także stan wiedzy na

temat rynków energii elektrycznej i ekonomicznego rozdziału obciążeń w

systemach elektroenergetycznych. Zaproponowane podejście jest oparte na

koncepcjach metod śledzenia rozpływów mocy, sieci inteligentnych i mikrosieci

oraz na zasadach działania określonych dla Odnawialnych Źródeł Energii i

Generacji Rozproszonej. Dlatego zostały one również uwzględnione w analizie.

2. Przyjęcie modelu sieci testowej średniego napięcia z uwzględnieniem możliwości

kontroli oraz przyłączonych źródeł, w tym: generatorów, magazynów energii oraz

sterowalnych odbiorów (odbiorców aktywnych).

3. Sformułowanie zadań dla lokalnych obszarów bilansowania w węzłach sieci

WN/SN – koordynacja produkcji mocy czynnej i biernej, z jednoczesnym

zapewnieniem minimalizacji strat przesyłowych oraz określeniem zasad

bilansowania obszarowego.

4. Zdefiniowanie funkcji Operatora Koordynacyjnego Sieci oraz sposobu ich

realizacji, biorąc pod uwagę dostępne zasoby oraz regulacje prawne.

5. Określenie modeli optymalizacyjnych, w szczególności funkcji celu i ograniczeń.

6. Analizę metod optymalizacji, ze szczególnym uwzględnieniem metod

optymalizacji nieliniowej oraz wybór algorytmów optymalizacji w celu

przeprowadzenia symulacji.

7. Analizę metod Power Flow Tracing i implementację wybranej metody dla

określenia cen energii na potrzeby bilansowania.

8. Przygotowanie scenariuszy symulacyjnych.

9. Przeprowadzenie symulacji dla zdefiniowanych scenariuszy i przyjętych metod.

10. Analizę uzyskanych wyników i sformułowanie rekomendacji dla wdrożeń

praktycznych i dalszych prac badawczych.


14

Osiągnięcia przedstawione powyżej w dziesięciu etapach mogą być traktowane jako

główne osiągnięcia zaprezentowanej rozprawy doktorskiej.

1.3. Struktura rozprawy

Na przedstawioną rozprawę doktorską składa się dwanaście rozdziałów. Pierwszy

zawiera uzasadnienie wyboru tematu rozprawy, główne jej cele wraz z tezami oraz

strukturą dokumentu. Rozdział 2 zawiera analizę europejskich regulacji prawnych

determinujących działanie sektora energetycznego oraz opisuje dwie podstawowe

zasady prawne tj. unbundling i TPA. Rozdział 3 przedstawia opis stanu wiedzy w

zakresie głównego tematu rozprawy. Zawiera on analizę pracy systemów

elektroenergetycznych, ze szczególnym uwzględnieniem systemów dystrybucyjnych,

Generacji Rozproszonej, rynków energii elektrycznej, zagadnień bilansowania energii w

systemie oraz metod śledzenia rozpływów mocy. Rozdział 4 jest kluczową częścią

rozprawy, zawierającą definicje problemu do rozwiązania. W rozdziale tym jest zawarty

opis koncepcji lokalnego bilansowania energii w sieciach dystrybucyjnych średniego

napięcia oraz wszystkich przedsięwziętych środków służących tej koncepcji. Definicja

scenariuszy symulacji służących weryfikacji postawionej tezy oraz wyniki symulacji są

zaprezentowane w Rozdziale 5. Dodatkowo Rozdział 5.6 zawiera podsumowanie

wszystkich wyników oraz końcowe wnioski płynące z symulacji. Następnie Rozdział 6

opisuje końcowe wnioski z przeprowadzonych badań oraz wskazuje możliwe kierunki

przyszłych badań. Rozdziały 7 i 8 zawierają streszczenia rozprawy w języku angielskim

i polskim. Rozdział 9 jest dodatkiem. Rozdziały 10 i 11 przedstawiają spis rysunków i

tabel, a w Rozdziale 12 zamieszczona jest literatura rozprawy. Rozprawa doktorska

kończy się spisem opublikowanych podczas studiów doktorskich artykułów naukowych

oraz zestawieniem konferencji, w których autor brał udział.

Optimization in the modern power systems - Autoreferat Rozdział 2 – Definicja problemu

15

2 . DEFINICJA PROBLEMU

2.1. Wstęp

W chwili obecnej system elektroenergetyczny jest zaprojektowany i zbudowany

zgodnie z założeniem jednokierunkowego przepływu mocy od sieci wysokiego napięcia

do sieci niskiego napięcia. Europejski system elektroenergetyczny składa się z

poziomych struktur sieciowych – systemów przesyłowych działających w zamkniętych

układach oczkowych na napięciu powyżej 110 kV oraz pionowych struktur sieciowych

– systemów dystrybucyjnych działających jako sieci otwarte, promieniowe na

napięciach od 30 kV do 0,4 kV (Rozdział 3.2 Rozprawy Doktorskiej).

Modele hurtowego rynku energii elektrycznej stosowane w praktyce uwzględniają

obecną formę działania systemu elektroenergetycznego (Rozdział 3.3 i 3.4 Rozprawy

Doktorskiej). Moc płynie z sieci przesyłowych bezpośrednio od dużych jednostek

wytwórczych zwanych Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanymi

(JWCD) poprzez sieć dystrybucyjną aż do odbiorców końcowych. Doświadczając

zmian spowodowanych wzrastającą penetracją źródeł Generacji Rozproszonej

(Rozdział 3.5.2 Rozprawy Doktorskiej), funkcjonujące obecnie modele systemu

elektroenergetycznego i rynku energii stają się niewystarczające do zapewnienia

stabilnej, niezawodnej i bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego.

Główne obszary wyzwań dla systemu elektroenergetycznego na skutek rozwoju

Generacji Rozproszonej można opisać następująco: (Czyżewski & Wrocławski, 2012)

Obecny system jednokierunkowego przepływu mocy nie działa wystarczająco

dobrze w przypadku wielokrotnego zasilania systemu od poziomu niskich

napięć czyli od strony sieci dystrybucyjnych średnich i niskich napięć;

mogące się pojawić przepływy odwrotne w sieciach nieprzystosowanych do


16

takiej sytuacji mogą doprowadzić do poważnych awarii i braku możliwości

dotrzymania technicznych standardów pracy sieci,

Bilansowanie energii będące zadaniem Operatora Sytemu Przesyłowego

(OSP) (Rozdział 3.3.2.2 Rozprawy Doktorskiej) działa prawidłowo i

efektywnie tylko w obliczu niewielkiego wpływu Generacji Rozproszonej

(GR). Zwiększanie udziału GR spowoduje, że OSP nie będzie zdolny do

zarządzania swoim obszarem, ze względu na niestabilną pracę systemów

dystrybucyjnych.

Zainstalowana obecnie w systemach dystrybucyjnych automatyka

zabezpieczeniowa nie obejmuje wszystkich aspektów funkcjonowania sieci z

Generacją Rozproszoną – na skutek braku odpowiednich zabezpieczeń

istnieje duże ryzyko wystąpienia awarii.

2.2. System bilansowania lokalnego

Odpowiedzią na przedstawione powyżej problemy może być system bilansowania

lokalnego będący bezpośrednim tematem zaprezentowanej rozprawy doktorskiej.

Nowoczesne systemy elektroenergetyczne powinny umożliwiać integrację zarówno

dużych wielkoskalowych jednostek generacyjnych jak i małych źródeł Generacji

Rozproszonej. Konieczna integracja powinna ułatwiać wprowadzanie nowych

technologii, takich jak Odnawialne Źródła Energii, sieci inteligentne czy magazyny

energii. Wskazane jest, aby Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych byli zaangażowani

w bilansowanie produkcji energii elektrycznej z jej zużyciem, w sposób podobny do

tego, jak funkcjonują Operatorzy Systemów Przesyłowych. Ważne również, aby

rozważyć inne formy mechanizmów bilansowania, usług systemowych i działania

rynków energii w celu umożliwienia nowym potencjalnym uczestnikom runku

(Generacja Rozproszona, odbiory sterowalne, zasobniki energii) konkurowania na

wolnym rynku energii. Pomimo, że istniejące obecnie mechanizmy rynkowe nie są

idealne, prawdopodobnie ich modyfikacja i usprawnienie spowoduje w przyszłości


17

większe wykorzystanie rynków energii elektrycznej. Dlatego konieczne jest, aby

przewidzieć odpowiedni plan działania Generacji Rozproszonej w otoczeniu

rynkowym. Jest to szczególnie ważne, ze względu na widoczną na szeroką skalę

niekontrolowaną pracę tych źródeł, która w przyszłości będzie się jeszcze powiększać

(rosnąca penetracja Generacji Rozproszonej - Rozdział 3.5.2 Rozprawy Doktorskiej).

Jak to zostało już wcześniej nadmienione, obecnie bilansowanie systemu

elektroenergetycznego jest zadaniem Operatora Systemu Przesyłowego (Rozdział 3.3

Rozprawy Doktorskiej). OSP planuje pracę jednostek wytwórczych poprzez

ekonomiczny rozdział obciążeń w sieci na Rynku Dnia Następnego, bazując na

prognozach zapotrzebowania, informacjach o sprzedanej i zakupionej energii oraz

ofertach bilansujących, składanych przez jednostki. Gdy system jest przewidywalny,

czyli gdy nie ma w nim zlokalizowanych źródeł niestabilnych i niekontrolowanych,

działania OSP są efektywne i prowadzą do zapewnienia bilansu energii w systemie przy

stosunkowo niskich kosztach. Niemniej jednak, gdy OSP prowadzi swoją działalność w

warunkach dużej ilości źródeł niekontrolowanych i niestabilnych coraz częściej mogą

pojawiać się trudności w zbilansowaniu systemu. To z kolei prowadzi do zmian planów

pracy jednostek oraz w najgorszym wypadku do powtarzania procedury rozdziału

obciążeń (ang. re-dispatch). Działania tego typu są kosztowne. Zatem lepiej przenieść

część ciężaru bilansowania na jednostki dotychczas niesterowane – Generację

Rozproszoną. Wówczas Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych wykonywaliby

obowiązki zbliżone do tych, w które zaangażowani są Operatorzy Systemów

Przesyłowych (Rozdział 3.5 Rozprawy Doktorskiej).

Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania. przedstawia strukturę systemu

elektroenergetycznego bez Generacji Rozproszonej oraz jego przyszłą formę, kiedy

źródła tego typu staną się bardziej powszechne. Aby zniwelować skutki

niekontrolowanej i nadmiernej produkcji ze źródeł lokalnych należy zoptymalizować

sposób ich pracy. Może to zostać osiągnięte poprzez obowiązek narzucony na

Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, dotyczący zarządzania lokalnymi obszarami

bilansowania. Takie zadanie może być wypełniane przez Operatora Koordynacyjnego


18

Sieci (OKS). Nie musi on być niezależnym podmiotem prawnym, a jedynie

reprezentować zadania bilansowania, jako jedne z wielu realizowanych przez OSD.

Podstawowym obowiązkiem OKS jest nadzorowanie i zarządzanie Lokalnym Rynkiem

Bilansującym (LRB) na wyznaczonym obszarze sieci średniego napięcia. OKS działa

we współpracy z Operatorami Obszarów Węzłowych (OOW), którzy nadzorują pracę

sieci niskiego napięcia przyłączonych do obszaru OKS (Rysunek 4).

RYSUNEK 4. STRUKTURA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO BEZ GENERACJI ROZPROSZONEJ ORAZ Z

JEDNOSTKAMI PRZYŁĄCZONYMI DO SIECI DYSTRYBUCYJNYCH, CSO – COORDINATING SYSTEM OPERATOR

(OPERATOR KOORDYNACYJNEGO SIECI), NAO – NODAL AREA OPERATOR (OPERATOR OBSZARU

WĘZŁOWEGO) ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE

Każda aktywność prowadzona w sektorze elektroenergetycznym musi być prowadzona

zgodnie z zasadami unbundling (Rozdział 2.2.1 Rozprawy Doktorskiej) i TPA (Rozdział

2.2.2 Rozprawy Doktorskiej), będącymi prawnymi uwarunkowaniami narzuconymi

przez Prawo energetyczne (Rozdział 2.2.3, 3.3, i 3.4 Rozprawy Doktorskiej).

Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych realizujący zadania Operatora

Koordynacyjnego Sieci i Operatora Obszaru Węzłowego muszą posiadać licencję na

zarządzanie siecią i bilansowanie energii. Działalność związana z handlem i produkcją

energii musi być oddzielona od działalności sieciowej (Rysunek 5).


19

RYSUNEK 5. UNBUNDLING - CHIŃSKI MUR

ŹRÓDŁO: (SIEWIERSKI & MIELCZARSKI, 2011)

Lokalny Rynek Bilansujący prowadzony przez Operatora Koordynacyjnego Sieci musi

być spójny z obecnie działającym rynkiem bilansującym zarządzanym przez Operatora

Systemu Przesyłowego. Dodatkowo, szybki rozwój Generacji Rozproszonej wskazuje

na potrzebę wielopoziomowego bilansowania systemu. Wolny handel energią powinien

być prowadzony pomiędzy użytkownikami i producentami przyłączonymi do lokalnych

obszarów bilansowania i lokalnych systemów dystrybucyjnych tak samo jak pomiędzy

podmiotami przyłączonymi do systemów przesyłowych. Handel energią powinien być

dodatkowo prowadzony bez żadnych ograniczeń, podczas gdy Operatorzy Systemów

Dystrybucyjnych działający poprzez Operatorów Koordynacyjnych Sieci i Operatorów

Obszarów Węzłowych zapewnialiby fizyczne bilansowanie energii produkowanej i

zużywanej. Takie podejście pozwala zapewnić wolny handel energii oraz stabilną i

bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego.

2.2.1. Określenie zadań dla lokalnych obszarów bilansowych

Głównym zadaniem bilansowania lokalnego jest zapewnienie bilansu w sieci lokalnej

poprzez wykorzystanie istniejących narzędzi planowania pracy jednostek i zarządzania

odbiorami (Demand Side Management). Prowadzi to do ograniczenia przepływów


20

mocy z sieci wysokich napięć i strat mocy poprzez zmniejszenie dystansu pomiędzy

jednostkami produkującymi energię a odbiorcami, którzy ją zużywają. Dodatkowo,

poprzez specyfikę przyłączania źródeł Generacji Rozproszonej do sieci (zazwyczaj za

pomocą w pełni sterowalnych przekładników mocy) -, rozszerza się zakres usług

systemowych, które mogą być świadczone na rzecz operatora w celu wspomagania

pracy sieci.

Do potencjalnych usług systemowych, możliwych do wprowadzenia dla Generacji

Rozproszonej w systemach dystrybucyjnych należą:

Kompensacja mocy biernej

Redukcja asymetrii

Redukcja harmonicznych

Przedstawiona praca doktorska dotyczy systemu dystrybucyjnego średniego napięcia.

Założono, że większość zaburzeń jakości energii jest transformowana do sieci SN z

sieci nN. Z tego względu w koncepcji lokalnego obszaru bilansowania na poziomie

średniego napięcia uwzględniono jedynie kompensację mocy biernej. Natomiast

pozostałe usługi są analizowane na poziomie sieci niskiego napięcia (Olek &

Wierzbowski, 2013), co nie jest przedmiotem przedstawionej rozprawy.

Podsumowując, zadania bilansowania lokalnego obejmują:

Utrzymanie dopuszczalnych wartości napięcia w węzłach

Bilans nie tylko mocy czynnej, ale i biernej w sieci, z uwzględnieniem

przepływów mocy i strat

Zapewnienie pracy sieci w granicach ustalonych przez ograniczenia

techniczne za pomocą optymalizacji przepływów mocy

Koordynację działania i przepływów mocy w węzłach SN/nN


21

Powyższe zadania muszą być prowadzone zgodnie z postanowieniami prawa oraz

zasadami rynku energii elektrycznej.

Zaprezentowana rozprawa doktorska zawiera analizę środków i narzędzi

obliczeniowych, niezbędnych dla lokalnych rynków bilansujących i systemów

zarządzania siecią, zapewniających pracę zgodnie ze standardami technicznymi,

dotyczącymi systemów dystrybucyjnych.

2.2.2. Operator Koordynacyjny Sieci

Operator Koordynacyjny Sieci zarządza pracą określonego obszaru sieci dystrybucyjnej

średniego napięcia, z uwzględnieniem rynku bilansującego na poziomie systemu

średniego napięcia (Wierzbowski, 2013; Wierzbowski & Olek, 2013a, 20013b). OKS

prowadzi optymalizację pracy aktywnych jednostek w sieci biorąc pod uwagę: moc

czynną i bierną, przepływy mocy wewnątrz sieci, moc wymiany z zewnętrznym

systemem oraz straty mocy. Bilans mocy czynnej jest zachowany przy użyciu typowych

reguł pochodzących z rynku bilansującego. Moc bierna jest traktowana, jako nowa

forma usługi systemowej i zarządzana w oparciu o oferty składane przez uczestników

rynku lokalnego. Proponowana optymalizacja zapewnia nie tylko optymalny rozdział

obciążeń pomiędzy jednostki, ale także optymalny rozpływ mocy w sieci prowadzący

do minimalizacji strat mocy (Rozdział 4.5 Rozprawy Doktorskiej).

Lokalne bilansowanie uwzględnia aktywnych użytkowników, zdolnych do zgłaszania

ofert bilansujących na moc czynną oraz na usługi systemowe (Rozdział 4.4 Rozprawy

Doktorskiej). Użytkownicy pasywni zużywają energię i nie są częścią lokalnego rynku

bilansującego. Rozliczenie za energię elektryczną odbywa się dla nich według taryf za

energię elektryczną ustalanych przez Urząd Regulacji Energetyki (regulator lokalny).

Podmioty takie jak: generatory, zasobniki energii oraz odbiory sterowane są

rozpatrywane, jako grupa aktywnych uczestników rynku. Na podstawie ofert

bilansujących oraz ofert na świadczenie usług systemowych, Operator Koordynacyjny

Sieci przeprowadza optymalizację (Rozdział 4.6 Rozprawy Doktorskiej), której wyniki


22

pozwalają na przygotowanie Planów Koordynacyjnych Dobowych na dzień dostawy dla

jednostek biorących udział w lokalnym rynku bilansującym. Plan jest przygotowywany

na cały dzień dostawy z godzinnym interwałem czasowym. Uszczegółowiony Plan

Koordynacyjny Dobowy może być również przewidziany na potrzeby bardziej

dokładnej kontroli i zapewnienia bilansu w sieci (Mielczarski et al., 2012).

Działalność Operatora Koordynacyjnego Sieci na lokalnym rynku bilansującym jest

przedstawiona na rysunku poniżej (Rysunek 6).

RYSUNEK 6. OPERATOR KOORDYNACYJNY SIECI NA LOKALNYM RYNKI BILANSUJĄCYM

2.3. Testowy model sieci dystrybucyjnej SN

Aby przeprowadzić dokładne symulacje weryfikujące słuszność postawionej w

rozprawie doktorskiej tezy, niezbędne jest określenie modelu systemu

elektroenergetycznego, w którym możliwe jest zastosowanie proponowanej w

rozprawie koncepcji bilansowania lokalnego. Taki model jest potrzebny do określenia


23

funkcji celu, zmiennych poddawanych optymalizacji oraz ograniczeń technicznych.

Dodatkowo, podczas każdego kroku optymalizacji, są obliczane rozpływy mocy do

określenia wartości zmiennych funkcji celu i ograniczeń technicznych.

Przyjęty model sieci testowej jest zaprezentowany poniżej (Rysunek 7). Jest to sieć

dystrybucyjna średniego napięcia, powstała na podstawie badań prowadzonych przez

grupę CIGRE (Rudion et al., 2006 ; Styczynski et al., 2006a ; 2006b). Zaprezentowana

sieć jest izolowaną siecią 3-fazową, 3-przewodową działającą na napięciu 20kV. Składa

się z dwóch głównych ciągów gałęzi, zasilanych przez osobne transformatory. Zasilają

one w sumie 14 węzłów połączonych za pomocą 14 linii. Połączenie WN –SN za

pomocą transformatora jest w przyjętym modelu traktowane, jako linia. Napięciem

odniesienia, niezbędnym do obliczenia rozpływów mocy jest napięcie węzła „0” –

punkt przyłączenia sieci lokalnej do systemu przesyłowego. Wszelkie modyfikacje sieci

CIGRE na potrzeby dostosowania do proponowanego modelu są wynikiem wiedzy

zdobytej podczas doświadczeń w Laboratorium Generacji Rozproszonej Instytutu

Elektroenergetyki Politechniki Łódzkiej (DER Laboratory). Dokładne omówienie

parametrów sieci i przyłączonych urządzeń znajduje się w Rozdziale 4.3 Rozprawy

Doktorskiej.


24

RYSUNEK 7. MODEL TESTOWEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE NA PODSTAWIE: (RUDION ET AL., 2006; STYCZYNSKI ET AL., 2006A; 2006B)

Sieć jest zasilana poprzez dwa transformatory, jednakże pomimo różnej konfiguracji

połączeń całkowite obciążenie obu gałęzi jest zbliżone. Szczytowe zapotrzebowanie dla

prezentowanego lokalnego obszaru bilansowania wynosi 47 MW. Każdy odbiór jest

zamodelowany za pomocą odpowiednich 24h profili obciążenia, udostępnionych dzięki

uprzejmości PTPIREE1.

Całkowita moc zainstalowana urządzeń generacyjnych w sieci to ponad 10 MW dla

mocy czynnej i ponad 3MVAr dla mocy biernej, co daje poziomy penetracji takie jak

przedstawione w Tabela 1.

1 PTPIREE – Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej


25

TABELA 1. PENETRACJA ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ W SIECI TESTOWEJ

Active power Reactive power

Total penetration – area of TR1 29 % 36 %

Total penetration – area of TR2 14 % 13 %

Total penetration for areas of TR1 and TR2 22 % 26 %

Niemniej jednak wartości w tabeli uwzględniają jedynie generację stałą, czyli bez

potencjału zasobników energii oraz odbiorów sterowalnych. Zdolności generacyjne

magazynów energii w sieci to 3,2 MW, zaś maksymalne możliwości redukcji

zapotrzebowania przez odbiory sterowalne to 1 MW. Wartość dla odbiorów aktywnych

jest stosunkowo niska w porównaniu do całkowitego zapotrzebowania w sieci i

dostępna tylko w niektórych okresach dnia dostawy. Niemniej jednak, redukcja

zapotrzebowania (DSM) wspomaga lokalnie pracę sieci.

Jednostki aktywne biorące udział w lokalnym rynku bilansującym są w pełni

kontrolowalne zarówno w odniesieniu do produkcji mocy czynnej i biernej. Każda

jednostka jest, zatem przedstawiona w modelu za pomocą dwóch parametrów P i Q. Na

rynku bilansującym na poziomie sieci przesyłowych jednostki aktywne zgłaszają oferty

bilansujące w 10 pasmach. Jednak w sieci dystrybucyjnej, moc znamionowa jednostek

jest znacznie mniejsza, a ponadto można założyć, że są one zdolne do bardzo szybkiego

rozruchu w normalnym trybie nadzorowania pracy. Założenie wynika z przyjętych

modeli Generacji Rozproszonej, które zakładają jednostki bardzo elastyczne,

dodatkowo przyłączane do systemu poprzez elektroniczne przekształtniki mocy.

Dlatego, koszt rozruchu jednostek nie musi być uwzględniany w ofertach bilansujących.

Stąd, w proponowanym modelu liczba pasm ofert bilansujących została zmniejszona do

dwóch, określanych jako pasmo wysokie i pasmo niskie. Dokładne omówienie

modelowania aktywnych jednostek w zaproponowanej koncepcji bilansowania

lokalnego jest zawarty w Rozdziale 4.4 Rozprawy Doktorskiej.


26

2.4. Nieliniowa optymalizacja z ograniczeniami

Jednym z celów proponowanego systemu bilansowania lokalnego jest również budowa

narzędzia, pozwalającego zapewnić lokalny bilans produkcji i zużycia energii w sieci

dystrybucyjnej. Takie narzędzie musi łączyć dwa podstawowe aspekty pracy systemu

elektroenergetycznego: część techniczną i część finansową. Powszechnie jest przyjęte,

że najlepsze rezultaty bilansowania są uzyskiwane, gdy funkcja celu będąca trzonem

modelu optymalizacyjnego, przedstawia całkowity koszt pracy sieci. To znaczy, gdy

funkcja celu zawiera w sobie koszt generacji mocy w rozpatrywanej sieci.

Optymalizacja tak określonej funkcji celu z przestrzeganiem ograniczeń prowadzi do

ustalenia planów pracy jednostek w obszarze bilansowania, dla każdego interwału

czasowego dnia dostawy.

Problem lokalnego bilansowania, pomimo podobieństw jest różny niż ten na poziomie

sieci przesyłowych, dlatego konieczne jest rozważenie innego podejścia. Po pierwsze w

prezentowanej koncepcji, usługi systemowe w formie zgłoszonych ofert są

uwzględnione bezpośrednio w funkcji celu. Redukcja strat mocy również jest jednym z

celów optymalizacji funkcji celu. Dlatego, rozpływy mocy są liczone w każdej iteracji

procesu optymalizacji oraz wartości strat są elementem funkcji celu, jako wielkość

mocy, która musi zostać pokryta przez generację lokalną albo sieć zewnętrzną. Postać

funkcji celu jest silnie nieliniowa ze względu na obliczane rozpływy i straty mocy oraz

aproksymację ofert bilansujących. Rozdział obciążeń jest obliczany dla każdego

interwału czasowego (1h) w horyzoncie 24h. Zmienne w optymalizacji zostały

zamodelowane dla każdego interwału osobno. Zatem całkowita ilość zmiennych to

wynik mnożenia zmiennych dla interwału 1h przez ilość interwałów – 24. Zestawienie

ilości zmiennych podlegających optymalizacji jest przedstawione poniżej (Tabela 2).

TABELA 2. ZESTAWIENIE ZMIENNYCH PODLEGAJĄCYCH OPTYMALIZACJI

Category of

unit type

Number of active

units subjected to

the local balancing

system

Number of

parameters of the

units subjected to

the optimization in

single hour

Time period of the

power dispatch [h]

Number of variables

indicating to the unit

type in the whole 24h

period


27

Generators 7 2 (P,Q)

24 h

336

Controllable

loads 5 1 (P) 120

Energy storage 5 2 (P,Q) 240

Total number of variables 696

2.4.1. Funkcja celu

Funkcja celu użyta w optymalizacji prowadzonej przez Operatora Koordynacyjnego

Sieci określa całkowity koszt pracy danego obszaru sieci dystrybucyjnej średniego

napięcia. Zawiera ona koszty generacji mocy czynnej i biernej, zatem minimalizowany

jest całkowity koszt generacji zapewniając jednocześnie bilans mocy w sieci oraz

zmniejszając pobór mocy z sieci zewnętrznej i redukując straty mocy. Elementami

wejściowymi do funkcji celu są oferty bilansujące na generację mocy czynnej oraz na

usługę systemową – generację mocy biernej.

Bezpośrednia postać funkcji celu zaimplementowana w modelu jest zaprezentowana

poniżej:

𝐹(𝑥) = ∑(𝐾𝑃𝐺+ 𝐾𝑃𝑆

+ 𝐾𝑃𝐶𝐿+ 𝐾𝑃𝐸𝑋

) + ∑ (𝐾𝑄𝐺+ 𝐾𝑄𝑆

+ 𝐾𝑄𝐸𝑋)

24

𝑡=1

24

𝑡=1

2.1

Gdzie:

𝑡 ilość interwałów czasowych

𝐾𝑃𝐺 koszt mocy czynnej generowanej przez generatory w okresie “t”,

zależny od poziomu produkcji oraz wynikający z ofert bilansujących

𝐾𝑃𝑆 koszt mocy czynnej generowanej lub pobieranej zasobniki

w okresie “t”, zależny od poziomu generacji lub poboru oraz wynikający

z ofert bilansujących

𝐾𝑃𝐶𝐿 koszy redukcji mocy czynnej przez odbiory sterowalne w okresie “t”,

zależny od poziomu redukcji oraz wynikający z ofert bilansujących

𝐾𝑃𝐸𝑋 koszt wymiany mocy czynnej z siecią zewnętrzną WN w okresie “t”,

𝐾𝑄𝐺 koszt mocy biernej generowanej przez generatory w okresie “t”,


28

zależny od poziomu produkcji oraz wynikający z ofert bilansujących

𝐾𝑄𝑆 koszt mocy biernej generowanej przez zasobniki w okresie “t”,

zależny od poziomu generacji oraz wynikający z ofert

bilansujących

𝐾𝑄𝐸𝑋 koszt wymiany mocy biernej z siecią zewnętrzną WN w okresie “t”,

W prowadzonych obliczeniach punkt przyłączenia sieci lokalnej do systemu

przesyłowego jest traktowany, jako węzeł bilansujący, a system zewnętrzny jest

traktowany, jako “generator bilansujący” dla lokalnej sieci dystrybucyjnej. Energia

zużywana jest w każdej chwili pokrywana przez energię produkowaną przez źródła

lokalne i przepływ z sieci zewnętrznej, w przypadku, gdy generacja lokalna jest zbyt

niska. Dlatego przepływ mocy czynnej i biernej w każdej godzinie musi być obliczony

zgodnie z poniższymi zależnościami:

𝑃𝐸𝑋𝑡 = ∑ 𝑃𝐺

𝑡𝑖

7

𝑖=1

+ ∑ 𝑃𝑆𝑡

𝑗+ ∑(𝑃𝐿𝑜𝑎𝑑

𝑡 + 𝛥𝑃𝐿𝑖𝑛𝑒𝑠𝑡 ) − ∑ 𝑃𝐶𝐿

𝑡𝑙

5

𝑙=1

5

𝑗=1

2.2

𝑄𝐸𝑋𝑡 = ∑ 𝑄𝐺

𝑡𝑖

7

𝑖=1

+ ∑ 𝑄𝑆𝑡

𝑗+ ∑(𝑄𝐿𝑜𝑎𝑑

𝑡 + 𝛥𝑄𝐿𝑖𝑛𝑒𝑠𝑡 )

5

𝑗=1

2.3

Gdzie:

𝑃𝐸𝑋𝑡 wymiana mocy czynnej z siecią zewnętrzną WN w okresie “t”

𝑡 ilość interwałów czasowych

𝑖 ilość generatorów

𝑃𝐺𝑡

𝑖 moc czynna generowana przez “i”-generator w okresie “t”

𝑗 ilość zasobników energii

𝑃𝑆𝑡

𝑗 moc czynna generowana lub pobierana przez “j”-zasobnik w okresie “t”

𝑃𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡 moc czynna zapotrzebowana w sieci lokalnej w okresie “t”

𝛥𝑃𝐿𝑖𝑛𝑒𝑠𝑡 straty mocy czynnej w sieci lokalnej w okresie “t”

𝑃𝐶𝐿𝑡

𝑙 moc czynna zredukowana przez “l”- odbiór sterowalny w okresie “t”

𝑄𝐸𝑋𝑡 wymiana mocy biernej z siecią zewnętrzną WN w okresie “t”

𝑄𝐺𝑡

𝑖 moc bierna generowana przez “i”-generator w okresie “t”

𝑄𝑆𝑡

𝑗 moc bierna generowana przez “j”-zasobnik w okresie “t”

𝑄𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡 moc bierna pobierana przez odbiory w sieci lokalnej w okresie “t”

𝛥𝑄𝐿𝑖𝑛𝑒𝑠𝑡 straty mocy biernej w sieci lokalnej w okresie “t”


29

2.4.2. Ograniczenia

Ograniczenia zaimplementowane w modelu optymalizacyjnym przedstawione są

poniżej:

Dopuszczalne zmiany napięcia w węzłach sieci

Dopuszczalne obciążenie linii

Dolny i górny zakres generacji lub poboru mocy czynnej dla jednostek

aktywnych – dodatkowo dla źródeł odnawialnych, takich jak turbiny

wiatrowe dostępne poziomy generacji są zmienne i zależą od prognozy siły

wiatru

Dolny i górny zakres generacji mocy biernej dla jednostek aktywnych – dla

źródeł odnawialnych zakresy zmienne jw.

Dopuszczalne współczynniki mocy dla jednostek aktywnych

Maksymalna pojemność zasobników energii

Sprawność zasobników energii

Jednokierunkowy przepływ mocy czynnej i biernej w celu zapewnienia

poprawnej pracy sieci (Styczynski et al., 2006a) i niedopuszczenia do zmian

charakteru linii z indukcyjnego na pojemnościowy, co może zagrażać pracy

sieci

Tabela 3 prezentuje podsumowanie założonych ograniczeń w modelu

optymalizacyjnym.

TABELA 3. ZESTAWIENIE ILOŚCI OGRANICZEŃ W MODELU OPTYMALIZACYJNYM

Constraint type

Number of parameters

in the benchmark

network in single hour

Time period of the

power dispatch [h]

Number of constraints

indicating to the single

parameter in the

whole 24h period

Node voltage 14 24 h 336


30

Connection line capacity 14 336

Available active power (lower) 17 408

Available active power (upper) 17 408

Available reactive power (lower) 12 288

Available reactive power (upper) 12 288

One-direction active power flow 14 336

One-direction reactive power flow 14 336

Storage energy capacity 5 120

Total number of constraints 2856

2.5. Metody Optymalizacji

Problem optymalizacyjny można rozwiązać stosując wiele metod. Ich wybór zależy od

przyjętego podejścia, postaci funkcji celu oraz ograniczeń. Pełna analiza metod

optymalizacji i wybór końcowej metody została zwarta w Rozprawie Doktorskiej w

Rozdziale 4.6.

Zestawienie kategorii optymalizacji jest zawarte na rysunku poniżej (Rysunek 8). Ze

względu na specyfikę problemu oraz silnie nieliniową postać funkcji celu i ograniczeń

do dalszej analizy zostały wybrane metody optymalizacji nieliniowej.

OPTYMALIZACJA

STATYCZNA

Programowanie liniowe

Programowanie/optymalizacja nieliniowa

DYNAMICZNA

Programowanie dynamiczne

Sterowanie Optymalne


31

RYSUNEK 8. GRUPY METOD OPTYMALIZACYJNYCH ZALEŻNE OD RODZAJU SFORMUŁOWANEGO PROBLEMU ŹRÓDŁO: OPRACOWANIE WŁASNE NA PODSTAWIE: (FINDEISEN ET AL., 1980)

Zestawienie dostępnych dla autora algorytmów optymalizacji nieliniowej z

ograniczeniami jest zaprezentowane poniżej (Rysunek 9). Dokładna analiza metod jest

zawarta w rozprawie, zaś końcowym wyborem były metody oparte o Sekwencyjne

Programowanie Kwadratowe (Sequential Quadratic Programming) zawarte w pakiecie

obliczeniowym MATLAB. Wybrane metody są zaznaczone na rysunku (Rysunek 9).

RYSUNEK 9. ZESTAWIENIE DOSTĘPNYCH DLA AUTORA ALGORYTMÓW OPTYMALIZACYJNYCH,

ROZWIĄZUJĄCYCH PROBLEM OPTYMALIZACJI NIELINIOWEJ Z OGRANICZENIAMI

Algorytmy optymalizacji

nieliniowej

MATLAB OPTIMIZATION

TOOLBOX

Optymalizacja nieliniowa z

ograniczeniami

Interior point

Active-set

SQP

TOMLAB

Moduł bazowynlpSolve

conSolve

Tomlab Knitro

Interior/Direct

Interior/CG

Active-set SLQP

Systems Optimization

Laboratory (SOL)

MINOS

SNOPT

NPSOL

Optimization in the modern power systems - Autoreferat Rozdział 3- Wyniki symulacji

32

3 . WYNIKI SYMULACJI

Niniejszy rozdział autoreferatu zawiera prezentację oraz opis scenariuszy symulacji,

które zostały przygotowane na potrzeby weryfikacji słuszności postawionej w

rozprawie doktorskiej tezy. Dodatkowo zostały również opisane końcowe wnioski z

przeprowadzonych symulacji oraz zbiorcze zestawienie wyników.

3.1. Określenie scenariuszy

Pierwszy scenariusz przyjęty do symulacji stanowi tzw. scenariusz bazowy. Przedstawia

on typowe warunki pracy sieci dystrybucyjnej średniego napięcia. W scenariuszu tym

sieć jest całkowicie pasywna oraz nie jest uwzględniona żadna lokalna generacja energii

elektrycznej. Zapotrzebowanie na energię jest pokrywane przez zewnętrzną sieć

przesyłową. Drugi scenariusz zakłada działanie źródeł Generacji Rozproszonej

zamodelowanych w sieci testowej. Jednakże ich działanie nie jest skoordynowane, a

moce i okresy generacji zależą całkowicie od właścicieli jednostek, bez uwzględnienia

warunków technicznych pracy sieci, pozostałych urządzeń generacyjnych oraz

aktualnego zapotrzebowania na energię w sieci. Scenariusz trzeci zakłada

wprowadzenie lokalnego bilansowania w systemie, opisanego w rozprawie doktorskiej.

Jednakże w tym scenariuszu zakres działania systemu jest ograniczony tylko do mocy

czynnej. Scenariusz posiada dwie wersje „a” i „b”. W wersji „a” udział w bilansowaniu

lokalnym biorą jedynie typowe źródła wytwórcze (generatory), podczas gdy w wersja

„b” uwzględnia również magazyny energii oraz odbiory sterowalne, jako uczestników

lokalnego rynku bilansującego. Czwarty scenariusz to weryfikacja najbardziej

rozbudowanego mechanizmu lokalnego bilansowania uwzględniającego zarówno moc

czynną jak i moc bierną. Moc bierna jest traktowana, jako usługa systemowa


33

świadczona przez uczestników rynku, na rzecz Operatora Koordynacyjnego Sieci.

Zarządzanie mocą czynną i bierną odbywa się jednocześnie. Podobnie jak w

scenariuszu trzecim były rozpatrywane dwie wersje „4a” (tylko generatory) oraz

„4b”(generatory, magazyny energii, odbiory sterowalne). Zestawienie wszystkich

scenariuszy jest przedstawione poniżej.

1. Scenariusz 1 – sieć lokalna jest zasilana całkowicie przez zewnętrzny system

przesyłowy. Nie są uwzględnione źródła Generacji Rozproszonej i usługi

systemowe. Sieć dystrybucyjna działa w tradycyjny sposób, jako pasywny

element systemu elektroenergetycznego.

2. Scenariusz 2 – sieć lokalna zawiera działające źródła Generacji Rozproszonej,

ale żaden system bilansowania nie jest zastosowany. Źródła pracują niezależnie.

3. Scenariusz 3 – sieć lokalna zawiera działające źródła Generacji Rozproszonej.

Zastosowany jest mechanizm bilansowania lokalnego, w odniesieniu do

generacji i poboru mocy czynnej.

a. Scenariusz 3a – tylko generatory uczestniczą w lokalnym rynku

bilansującym

b. Scenariusz 3b – wszystkie jednostki, w tym magazyny energii oraz

odbiory sterowalne uczestniczą w bilansowaniu lokalnym

4. Scenariusz 4 - sieć lokalna zawiera działające źródła Generacji Rozproszonej.

Zastosowany jest mechanizm bilansowania lokalnego w odniesieniu do

generacji i poboru mocy czynnej oraz generacji mocy biernej.

a. Scenariusz 4a – tylko generatory uczestniczą w lokalnym rynku

bilansującym

b. Scenariusz 4b – wszystkie jednostki, w tym magazyny energii oraz

odbiory sterowalne uczestniczą w bilansowaniu lokalnym


34

3.2. Zbiorcze zestawienie wyników

Wnioski oraz komentarze dotyczące wyników symulacji wraz z ilustracją graficzną

wyników każdego scenariusza są zawarte w Rozdziałach od 5.3 do 5.6 rozprawy

doktorskiej. Niemniej jednak, ważna część przeprowadzonych analiz dotyczyła

porównania wszystkich symulowanych przypadków, które pozwala na wyciągnięcie

wniosków ogólnych. Ze względu na język oryginalny rozprawy, jakim jest język

angielski, wszystkie zestawienia zostały zaprezentowane w oryginale.

Obszary analizy porównawczej wyników poszczególnych scenariuszy można

przedstawić następująco:

Przepływy energii oraz produkcja energii, uwzględniając moce czynne i

bierne

Produkcja i przepływy mocy czynnej

Produkcja i przepływy mocy biernej

Parametry pracy sieci testowej, z uwzględnieniem naruszenia ograniczeń

Ceny dla bilansowania energii i usług systemowych

Najważniejsze wyniki dla wszystkich przeprowadzonych symulacji są przedstawione w

tabelach od Tabela 4 do Tabela 7.

Tabela 4 zawiera podsumowanie mocy czynnej i biernej z punktu widzenia okresu 24h,

czyli całej doby dnia dostawy. Wyniki dla mocy P i Q są zaprezentowane osobno.

Całkowite zapotrzebowanie na energię w sieci wynosiło 749,1 MWh. Dodatkowo, w

zależności od symulowanego scenariusza, magazyny energii zwiększały

zapotrzebowanie na energię o 16-17 MWh.


35

TABELA 4. ZESTAWIENIE WYNIKÓW – MOC CZYNNA I BIERNA W OKRESIE 24H

Najważniejszym wskaźnikiem pokazującym stan bilansowania sieci lokalnej jest

przepływ energii z sieci zewnętrznej wysokiego napięcia. W Scenariuszu 1, całość

lokalnego zapotrzebowania została pokryta przez system zewnętrzny. Z tego powodu

uwzględniając straty sieciowe, przepływ energii z sieci WN wyniósł 755 MWh.

Pozostałe scenariusze prezentują zróżnicowane poziomy generacji lokalnej. Scenariusze

3a i 4a nie uwzględniają magazynów energii i odbiorów niesterowalnych. Stąd,

całkowite zużycie energii w sieci jest niższe niż w Scenariuszach 3b i 4b, kiedy to

dodatkowy wolumen energii jest zużywany na ładowanie magazynów. Wykorzystanie

zasobników energii zwiększa całkowite zapotrzebowanie ze względu na ograniczoną

sprawność ładowania i magazynowania energii. Sprawność zasobnika została założona

na poziomie 81%. Dlatego energia zużyta na ładowanie jest większa od energii

wygenerowanej.

Scenariusz 1 odnoszący się do przypadku, gdy całość energii na potrzeby sieci lokalnej

jest przesyłana z sieci zewnętrznej wysokiego napięcia traktowany jest, jako scenariusz

bazowy prezentujący główny problemy pasywnych sieci dystrybucyjnych. Po pierwsze,

straty mocy w systemie są wysokie zarówno dla mocy czynnej i biernej (Tabela 4).

Ponadto występują naruszenia ograniczeń technicznych parametrów pracy sieci. Spadki

napięć w sieci zasilanej „od góry” są znaczne i powodują naruszenie limitów

określonych w normach i przepisach w liczbie 127 razy (Tabela 5). Liczba 336 oznacza

całkowitą liczbę występujących ograniczeń dla wartości napięcia w węzłach sieci.

Wynika ona z pomnożenia ilości węzłów oraz ilości okresów czasowych w całkowitym

3A 3B 4A 4B

Flow from HV power system MWh 754,6 550,2 628,5 621,9 629,2 615,9

Local generation including energy stroage MWh 0,0 216,2 123,5 147,1 122,5 152,1

Local demand MWh

Energy storage consumption MWh 0,0 15,9 0,0 17,2 0,0 16,5

Power losses for 24 hours MWh 5,6 2,1 2,9 2,8 2,6 2,3

Total use MWh 754,7 767,1 752,0 769,1 751,7 767,9

Flow from HV power system MVArh 254,0 226,8 234,5 229,6 200,8 163,0

Local generation inculding energy storage MVArh 0,0 0,0 0,0 0,0 32,4 63,6

Local demand MVArh

Power losses for 24 hours MVArh 58,7 31,3 39,0 37,4 37,8 34,3

Total use MVArh 254,3 226,9 234,6 233,0 233,4 229,9

REACTIVE POWER

195,6

SCENARIO

UNITACTIVE AND REACTIVE POWER FOR 24 HOURS

749,1

2143

ACTIVE POWER


36

horyzoncie czasowym (24h). Napięcia obniżają się znacząco poniżej wartości

dopuszczalnych, które dla sieci testowej są określone na poziomie 18kV. Kolejną grupą

ograniczeń, które zostały naruszone są wartości maksymalnego prądu linii. Wartości

maksymalne długotrwałego obciążenia nie zostały zachowane w 28 przypadkach

(Tabela 5). Dodatkowo poziom przeciążenia osiągnął wartość 150% dla dwóch linii w

sieci testowej. W rzeczywistym systemie, linie te zostałyby odłączone, aby zapobiec ich

uszkodzeniu. Pozytywnym aspektem zasilania sieci lokalnej przez sieć zewnętrzną jest

wykorzystanie linii, kształtujące się na poziomie 49%.

TABELA 5. ZESTAWIENIE WYNIKÓW – PARAMETRY PRACY SIECI

Wszystkie scenariusze poza scenariuszem bazowym zakładają działanie źródeł

Generacji Rozproszonej. Jednakże poziom mocy, z jakim pracują oraz sposób ich pracy

różnią się wśród scenariuszy. Najwięcej energii produkowane jest ze źródeł lokalnych w

Scenariuszu 2 (Tabela 4). Wynika to z wysokiej generacji podczas nocy i zwiększa

całkowity współczynnik produkcji. Niemniej jednak taka praca nie jest optymalna. W

Scenariuszu 2 za plan pracy odpowiadają właściciele jednostek. Nie jest zatem brana

pod uwagę cena energii podczas określania sposobu pracy źródeł. Cena energii z sieci

zewnętrznej znacznie spada w godzinach nocnych, dlatego w tym okresie przy

obniżonym zapotrzebowaniu w sieci, generacja lokalna powinna być ograniczana.

Wysoki poziom produkcji lokalnej powoduje zmniejszenie strat mocy w każdym

scenariuszu. Nieograniczona praca źródeł (Scenariusz 2) jest opłacalna dla właścicieli

jednostek, ponieważ energia przez nich wyprodukowana jest opłacana według

ustalonych taryf. Stąd zwiększenie generacji powoduje wzrost przychodów. Niemniej

jednak wysoka produkcja i niskie zapotrzebowanie w sieci mogą powodować

powstawanie zagrożeń, dla bezpiecznej i stabilnej pracy systemu. Problem wysokiej

generacji i niskiego zużycia jest groźny nie tylko dla całego systemu przesyłowego, ale

3A 3B 4A 4B

Voltage constraints violation - 127/336 0/336 3/336 3/336 0/336 0/336

Maximum line current limits violation - 28/336 0/336 0/336 0/336 0/336 0/336

Reversed power flow in network links - 0 8/336 0/336 0/336 0/336 0/336

Average network usage % 49 34 39 37 37 34

NETWORK PARAMETERS

NETWORK PARAMETERS UNIT

SCENARIO

1 23 4


37

także dla sieci lokalnych, pomimo zysków właścicieli źródeł Generacji Rozproszonej.

Podstawowym niebezpieczeństwem jest odwrócony przepływ mocy czynnej w liniach

sieci, przy niezmienionym kierunku przepływu mocy biernej. Taka sytuacja ma miejsce

w Scenariuszu 2, kiedy to w niektórych liniach w kilku okresach dnia dostawy nastąpił

przepływ odwrotny (Tabela 5). Zmienia to charakter linii z indukcyjnego na

pojemnościowy i powoduje wzrost napięć w węzłach sieci na skutek zmiany kierunku

straty napięcia. W ogólnym przypadku wzrost napięć w sieci promieniowej, zwłaszcza

na końcach ciągów liniowych mógłby być rozpatrywany, jako pozytywny. Niemniej

jednak wzrost napięć ponad wartości nominalne w sieci powoduje zwiększenie zużycia

energii elektrycznej przez odbiory oraz negatywnie wpływa na sprzęt elektryczny.

Dodatkowo, w sieci dystrybucyjnej średniego napięcia, poziom napięcia jest

regulowany poprzez przełączniki zaczepów w transformatorze WN/SN. Jeśli napięcia w

sieci na skutek przepływu odwrotnego mocy wzrosną, pozycja przełącznika zaczepów

powinna zostać zmieniona w sposób powodujący zmniejszenie napięcia. W takiej

sytuacji, gdy przepływ odwrotny nagle zaniknie, na skutek zmniejszenia generacji lub

załączenia odbioru, napięcie gwałtownie spada. Zagraża to pracy sieci oraz stabilności

napięciowej, przez brak koordynacji napięć (Tabela 5). Ponadto odwrotne przepływy

zagrażają również koordynacji zabezpieczeń w sieciach promieniowych średniego

napięcia.

Inny problem związany z wysokim poziomem produkcji ze źródeł lokalnych to

wykorzystanie linii. W Scenariuszu 1, gdy całość zapotrzebowania była pokryta przez

system zewnętrzny, średnie wykorzystanie linii wynosiło 49% (Tabela 5). W

Scenariuszu 2, gdy generacja lokalna została ustawiona na poziomie zbliżonym do

stałego, podczas wszystkich okresów dnia dostawy, wykorzystanie linii spadło do 34%.

Zakładając, że przyszłe stawki sieciowe będą obliczane na podstawie wykorzystania

linii, niskie wykorzystanie połączeń sieciowych nie zapewni pokrycia kosztów

utrzymania sieci oraz kosztów inwestycyjnych. Może to doprowadzić do powstawania

kosztów osieroconych w sieciach dystrybucyjnych.


38

Scenariusze 3 i 4 zakładają działanie lokalnego mechanizmu bilansowania. Scenariusz 3

zakłada, że system bilansowania będzie zastosowany jedynie do mocy czynnej, zaś

Scenariusz 4 zakłada rozszerzenie systemu jeszcze o kompensację mocy biernej, jako

rodzaj usługi systemowej. Wersja „a” scenariusza uwzględnia jedynie generatory, zaś w

wersji „b” wzięte pod uwagę są również magazyny energii oraz odbiory sterowalne.

Pomimo, że optymalizacja w Scenariuszu 3 zapewnia akceptowalne rezultaty dla

przepływów energii oraz ograniczenia strat, widoczne jest, że lokalne bilansowanie nie

jest wystarczające do zapewnienia całkowicie prawidłowej koordynacji napięć.

Oczywiście, nie jest to wadą użytego algorytmu, ale rezultatem założonej konfiguracji

sieciowej. Maksymalne wartości prądów linii nie są naruszone, ale średnie

wykorzystanie linii spada w stosunku do scenariusza bazowego, do wartości 39% w

Scenariuszu 3a i 37% w Scenariuszu 3b (Tabela 5).

W Scenariuszu 4 w obu przypadkach 4a i 4b, lokalny system bilansowania, mając do

dyspozycji oferty na generację mocy czynnej i biernej zapewnił idealne działanie

systemu. Zredukował straty mocy oraz pobór energii z sieci wysokiego napięcia,

przestrzegając wszystkich założonych ograniczeń. Wartości napięć w węzłach zostały

prawidłowo ustawione nawet bez regulacji zaczepów transformatora. Jedyny poważny

problem to dalsze zredukowanie wykorzystania połączeń sieciowych. Wartości średnie

osiągnęły 37% (Scenariusz 4a) oraz 34% (Scenariusz 4b) (Tabela 5). Wartość

wykorzystania linii w Scenariuszu 4b jest identyczna z wartością uzyskaną w

Scenariuszu 2. Przyszłe badania powinny uwzględnić analizę stawek sieciowych,

określanych w oparciu o wykorzystanie połączeń sieciowych.

Najniższe straty mocy zarówno czynnej jak i biernej zostały uzyskane w Scenariuszu 2

(Tabela 5 i Tabela 6) i są one niższe niż w Scenariuszu 4, który zakłada zarządzanie

mocami. Jednak nie jest to dowodem na zastosowanie błędnego podejścia. Przede

wszystkim, w Scenariuszu 2, jak to zostało opisane, nie były zachowane ograniczenia

wynikające z technicznych parametrów pracy sieci. Stąd wszelkie wyniki tego

scenariusza są nieakceptowalne. Ponadto, straty mocy zależą od produkcji lokalnej,

która w Scenariuszu 4 jest zależna od oferowanych cen energii. Te ceny powinny być


39

konkurencyjne do cen na hurtowym rynku energii elektrycznej. Tabela 6 przedstawia

koszt strat mocy w sieci.

TABELA 6. ZESTAWIENIE WYNIKÓW – KOSZTY STRAT

Tabela 7 przedstawia zestawienie parametrów dla mocy czynnej i biernej w

jednostkowych okresach dnia dostawy. Analizując ją, szczególnie dla szczytowego i

minimalnego zapotrzebowania na moc z sieci zewnętrznej oraz uwzględniając wyniki

zawarte w tabelach od Tabela 4 do Tabela 6, można stwierdzić, że najlepsze warunki

pracy sieci są zapewnione przez lokalny mechanizm bilansowania, zastosowany łącznie

z usługami systemowymi oraz możliwie największą liczbą jednostek aktywnych.

TABELA 7. ZESTAWIENIE WYNIKÓW – MOC CZYNNA I BIERNA W OKRESIE 1H

3A 3B 4A 4B

Total daily power losses MWh 5,6 2,1 2,9 2,8 2,6 2,3

Total annual power losses MWh 2044,0 766,5 1058,5 1022,0 949,0 839,5

Average energy price zł/MWh

Total cost of power losses thousands zł 552 207 286 276 256 227

Total daily power losses MVArh 58,7 31,3 39,0 37,4 37,8 34,3

Total annual power losses MVArh 21425,5 11424,5 14235,0 13651,0 13797,0 12519,5

Average energy price zł/MVArh

Total cost of power losses thousands zł 2 357 1 257 1 566 1 502 1 518 1 377

ACTIVE POWER

REACTIVE POWER

270

110

PARAMETERS COMPARED UNIT

SCENARIO

1 23 4

3A 3B 4A 4B

Peak flow from HV power system supply MWh-h 41,8 32,1 33,4 33,6 33,7 33,8

Minimum flow from HV power system supply MWh-h 13,4 7,4 11,6 14,2 11,3 15,2

Variation of flow from HV power system MWh-h 28,4 24,7 21,8 19,4 22,4 18,6

Peak local generation MWh-h 0,0 11,2 9,6 12,6 9,3 12,6

Minimum local generation MWh-h 0,0 8,1 0,4 0,4 1,7 1,0

Variation of local generation MWh-h 0,0 3,1 9,2 12,2 7,6 11,6

Peak energy storage consumption MWh-h 0,0 2,2 0,0 3,2 0,0 3,2

Peak local use MWh-h

Minimum local use MWh-h

Variation of local demand MWh-h

Peak flow from HV power system supply MVArh-h 15,2 13,4 13,4 13,0 11,9 10,0

Minimum flow from HV power system supply MVArh-h 4,0 3,8 3,9 4,1 3,9 4,1

Variation of flow from HV power system MVArh-h 11,2 9,6 9,5 8,9 8,0 5,9

Peak local generation MVArh-h 0,0 0,0 0,0 0,0 2,7 4,1

Minimum local generation MVArh-h 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Variation of local generation MVArh-h 0,0 0,0 0,0 0,0 2,7 4,1

Peak local use MVArh-h

Minimum local use MVArh-h

Variation of local demand MVArh-h

41,4

13,4

28,0

11,0

3,6

7,4

ACTIVE POWER

ACTIVE AND REACTIVE POWER FOR 1 HOUR UNIT

SCENARIO

1 23 4

REACTIVE POWER

Optimization in the modern power systems - Autoreferat Rozdział 4 – Wnioski końcowe

40

4 . WNIOSKI KOŃCOWE I REKOMENDACJE

4.1. Wnioski końcowe

Zestawienie wyników podsumowanych scenariuszy jest zaprezentowane w Tabela 8.

Parametry są porównane w trzech głównych kategoriach

Moc czynna dla całego dnia dostawy (24h) oraz dla pojedynczego okresu

dnia dostawy (1h)

Moc bierna dla całego dnia dostawy (24h) oraz dla pojedynczego okresu dnia

dostawy (1h)

Parametry pracy sieci

Dodatkowo wszystkie scenariusze, które zostały zasymulowane zostały ocenione ze

względu na możliwość akceptacji wyników.

Wariant referencyjny został przygotowany w oparciu o sieć testową CIGRE,

zmodyfikowaną na potrzeby prowadzonych badań. Zastosowane modyfikacje

spowodowały naruszenia wartości napięć w węzłach oraz dopuszczalnych obciążeń

połączeń sieciowych. Naruszenia zostały zachowane celowo, ponieważ pokazują, że

przyłączanie nowych odbiorów do niemodernizowanej sieci, prowadzi do

nieprzestrzegania odchyleń napięć w węzłach, zapisanych w odpowiednich normach i

przepisach oraz dopuszczalnych obciążeń linii. Mając sieć z silnymi naruszeniami

parametrów pracy, Generacja Rozproszona oraz mechanizm lokalnego bilansowania

stanowią środki pozwalające rozwiązać problemy i zredukować przekroczenia

dopuszczalnych parametrów.


41

TABELA 8. ZBIORCZE ZESTAWIENIE WYNIKÓW DLA SYMULOWANYCH SCENARIUSZY (WARTOŚCI W TABELI DLA SCENARIUSZY 2-4 SĄ PREZENTOWANE W ODNIESIENIU DO SCENARIUSZA

BAZOWEGO

Scenariusz 2 przedstawiający niekontrolowaną pracę źródeł Generacji Rozproszonej

pomimo naruszenia kilku ograniczeń posiada niezaprzeczalne zalety. Wysoki poziom

lokalnej produkcji powoduje obniżenie przepływu energii z sieci zewnętrznej o 27%,

podczas gdy w najlepszym Scenariuszu 4b przepływ obniżony jest jedynie o 18,4%.

Lokalna generacja w Scenariuszu 2 prezentuje najwyższy poziom pośród wszystkich

scenariuszy i wynosi 28,9% w stosunku do całkowitego zapotrzebowania na energię w

sieci. Produkcja lokalna energii w Scenariuszu 4b to 20,3% w stosunku do całkowitego

zapotrzebowania w sieci. Scenariusz 2 charakteryzuje się również największą redukcją

SCENARIO

3A 3B 4A 4B

Flow from HV power system 754,6 MWh -27,1% -16,7% -17,6% -16,6% -18,4%

Local generation including energy stroage (in relation

to total demand)0,0 MWh 28,9% 16,5% 19,6% 16,4% 20,3%

Total energy use including storage consumption and

power losses754,7 MWh 1,6% -0,4% 1,9% -0,4% 1,7%

Power losses for 24 hours 5,6 MWh -62,5% -48,2% -50,0% -53,6% -58,9%

Flow from HV power system 254,0 MVArh -10,7% -7,7% -9,6% -20,9% -35,8%

Local generation including energy stroage (in relation

to total demand)0,0 MVArh 0,0% 0,0% 0,0% 16,6% 32,5%

Total use including power losses 254,3 MVArh -10,8% -7,7% -8,4% -8,2% -9,6%

Power losses for 24 hours 58,7 MVArh -46,7% -33,6% -36,3% -35,6% -41,6%

Peak flow from HV power system supply 41,8 MWh-h -23,2% -20,1% -19,6% -19,4% -19,1%

Minimum flow from HV power system supply 13,4 MWh-h -44,8% -13,4% 6,0% -15,7% 13,4%

Variation of flow from HV power system 28,4 MWh-h -13,0% -23,2% -31,7% -21,1% -34,5%

Peak flow from HV power system supply 15,2 MVArh-h -11,8% -11,8% -14,5% -21,7% -34,2%

Minimum flow from HV power system supply 4,0 MVArh-h -5,0% -2,5% 2,5% -2,5% 2,5%

Variation of flow from HV power system 11,2 MVArh-h -14,3% -15,2% -20,5% -28,6% -47,3%

Voltage constraints (number of violations) 127/336 - 0/336 3/336 3/336 0/336 0/336

Maximum line current limits violation 28/336 - 0/336 0/336 0/336 0/336 0/336

Reversed power flow in network links 0/336 - 8/336 0/336 0/336 0/336 0/336

Average network utilizaton 49,0 % -30,6% -20,4% -24,5% -24,5% -30,6%

FINAL EVALUATIONReference

case- N/A N/A N/A *** ****

BEST

AVERAGE

WORST

N/A

LEGEND

SCENARIO

FINAL RESULTS2

3 4

ACTIVE POWER FOR 24 HOURS

NETWORK PARAMETERS

REACTIVE POWER FOR 1 HOUR

ACTIVE POWER FOR 1 HOUR

REACTIVE POWER FOR 24 HOURS

NOT ACCEPTABLE

1 (base

scenario)

UNIT


42

strat mocy czynnej – 62,5%. Niemniej jednak, Scenariusz 2, ze względu na wysoką i

niekontrolowaną generację lokalną powoduje powstanie odwróconych przepływów

mocy w sieci testowej, które w przedstawionych badaniach, w wyniku założenia zostały

uznane za niedopuszczalne. Odwrotne przepływy mogą powodować przeciążanie

transformatorów oraz niewłaściwe działanie urządzań zabezpieczających, które nie były

projektowane, jako dwukierunkowe. Pojawia się również problem odpowiedniej

koordynacji zabezpieczeń w sieciach dystrybucyjnych średniego napięcia.

Scenariusze 3a i 3b prezentujące pracę sieci z lokalnym bilansowaniem energii nie

zapewniają akceptowalnych wyników. Ze względu na zarządzanie jedynie mocą

czynną, system nie zdołał uniknąć naruszeń ograniczeń napięciowych w węzłach.

Najlepsze rezultaty zostały otrzymane w przypadku Scenariusza 4a i 4b, gdy

bilansowanie energii zostało połączone z zarządzaniem generacją mocy biernej.

Najbardziej akceptowalne wyniki zostały uzyskane dla Scenariusza 4b, w którym

wszystkie aktywne jednostki były wykorzystane do lokalnego bilansowania energii, a

dodatkowo generatory i magazyny energii oferowały usługę generacji mocy biernej.

Ogólne końcowe podsumowanie symulowanych scenariuszy jest zaprezentowane w

Tabela 9. Przeprowadzone badania potwierdziły, że wzrastającemu udziałowi Generacji

Rozproszonej, szczególnie Odnawialnych Źródeł Energii powinien towarzyszyć rozwój

lokalnych systemów bilansowania energii, które dodatkowo pozwoliłyby na

wprowadzenie nowych usług systemowych, takich jak lokalna generacja mocy biernej.


43

TABELA 9. PODSUMOWANIE SCENARIUSZY

W oparciu o przeprowadzone badania zaprezentowane w rozprawie doktorskiej,

możliwym jest stwierdzenie:

Możliwe jest zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej średniego napięcia z generacją

rozproszoną, w oparciu o koordynację przepływów mocy i usług systemowych

prowadzonych przy wykorzystaniu metod optymalizacji nieliniowej z ograniczeniami

w warunkach bilansującego rynku energii elektrycznej.

Sce

nari

o

DESCRIPTIONBALANCING

(generators only)

ENERGY

STORAGEACTIVE LOAD

REACTIVE

POWER

MANAGEMENT

OVERALL

EVALUATION

1

Local area is supplied with

electricity only by the external

system. There is no Distributed

Generation and no management

system

NO NO NO NOReference

case

2

Network supply is supported by

Distributed Generation, but no

management system is applied.

NO YES NO NONot

acceptable

3A

It embraces Distributed

Generation (only generators) and

local balancing system applied for

active power generation and

consumption

YES NO NO NONot

acceptable

3B

It embraces Distributed

Generation (generators, energy

storages, controllable loads) and


active power generation and

consumption

YES YES YES NONot

acceptable

4A

It includes Distirbuted

Generation (only generators) and


active and reactive power

generaion. Reactive power is

considered as Ancillary Service

YES NO NO YES ***

4B

It includes Distirbuted

Generation (generators, energy

stroages, controllable loads) and


active and reactive power

generaion. Reactive power is

considered as Ancillary Service

YES YES YES YES ****


44

4.2. Rekomendacje

Głównym celem zaprezentowanej rozprawy doktorskiej była weryfikacja koncepcji

zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej z Generacją Rozproszoną i Odnawialnymi

Źródłami Energii, poprzez zastosowanie zasad rynku bilansującego w obszarze sieci

średnich napięć. Wprowadzane zasady w obszarze sieci dystrybucyjnych muszą być

spójne z zasadami stosowanymi na centralnym rynku bilansującym,

zaimplementowanym na poziomie sieci przesyłowych. Lokalny rynek bilansujący

działa w oparciu o kontraktowanie produkcji mocy czynnej i biernej za pomocą ofert

bilansujących, składanych przez jednostki generacyjne, magazyny energii i odbiory

sterowalne. Nieliniowa optymalizacja z ograniczeniami, zastosowana do

ekonomicznego rozdziału obciążeń wśród aktywnych jednostek potwierdziła, że lokalne

bilansowanie może działać efektywnie, redukując straty mocy i zmniejszając przepływ

energii z zewnętrznego systemu, przy zachowaniu technicznych ograniczeń pracy sieci.

Niemniej jednak, podczas prac zostało zidentyfikowanych wiele elementów i

problemów wymagających dalszych badań. Główne obszary dalszych badań są

przedstawione poniżej:

Optymalne planowanie działania i rozwoju sieci dystrybucyjnych, w celu

umożliwienia dalszego wzrostu źródeł Generacji Rozproszonej

Modyfikacja zasad lokalnego bilansowania, w celu określania sygnałów do

odpowiedniej konfiguracji sieci

Uzupełnienie zasad lokalnego bilansowania, w celu uwzględnienia

wykorzystania linii elektroenergetycznych oraz kosztów ich budowy i

utrzymania

Implementacja metod śledzenia rozpływów mocy, w celu określenia domen

odbiorów i jednostek wytwórczych, dla lepszego wykorzystania lokalnego

systemu dystrybucyjnego oraz dla ulepszenia metod rozliczeń za energię

elektryczną


45

Badanie strategii składania ofert na lokalnym rynku bilansującym przez

aktywne jednostki, a szczególnie przez magazyny energii

Przypisanie kosztów sieciowych oraz kosztów strat do odbiorcy energii,

poprzez wykorzystanie metod śledzenia rozpływów mocy

Analiza kosztów usług systemowych dla niewielkich jednostek Generacji

Rozproszonej oraz poszukiwanie możliwości rozszerzenia zakresu

stosowanych usług

Implementacja innych metod optymalnego rozdziału obciążeń na lokalnym

rynku bilansującym, takich jak programowanie całkowito-liczbowe lub

programowanie dynamiczne

Autor zaprezentowanej rozprawy doktorskiej planuje w przyszłości kontynuować

badania nad kilkoma wymienionymi powyżej zagadnieniami.

Optimization in the modern power systems - Autoreferat STRESZCZENIE

46

5 . STRE SZCZENIE (ANG)

The growing penetration of Distributed Generation and Renewable Energy Sources

causes serious problems for distribution system operation. Majority of problems results

from the variations of generation caused by weather conditions and uncontrolled

operation. The current legal regulations do not allow for the adjustment of generation of

renewables. Thus, Transmission System Operator is responsible not only for energy

balancing in the entire power system, but also for providing adequate power reserve due

to uncontrolled operation of renewables and all Distributed Generation. Such approach

is effective solution only for low penetration of RES. Large installations of DG without

dedicated management systems can cause serious problems for network operation and

in some cases outages. The active management of distribution networks is an essential

part for Smart Grid development. The energy balancing allows for the integration of

more Distribution Generation units in traditional networks.

The dissertation describes analysis of power system and provides a new concept of the

active management for distribution network operation, under market rules. It provides

solution coherent with major legal arrangements such as Third Party Access,

unbundling and all electricity market rules. Moreover, it considers both technical and

economic aspects of power system operation. A tool allowing for balanced solution

considering both aspects is optimization.

Local balancing of active power, being a main part of the concept proposed, is

performed by Distribution System Operator. Additionally, the system allows for

ancillary services provided by active units. Ancillary services serve for Distribution

System Operator and support network operation. Reactive power balancing is obtained

within ancillary services. The objective function implemented in optimization model is


47

a cost function, including directly costs of active and reactive power generation or

consumption and exchange with “higher” network. Indirectly, power losses are also

included. Local balancing concept requires power flow computation in each

optimization step. Static, nonlinear and constrained optimization algorithms are used to

solve the problem given.

Next to the concept, dissertation provides essential assumptions for optimization and

findings of the conducted simulations. Additionally, it proposes a new way of power

prices calculation for end-user, based on Power Flow Tracing methods and indicates to

the further development of such an option.


48

6 . STRE SZCZENIE (P L)

Rosnący udział źródeł generacji rozproszonej i odnawialnych źródeł energii powoduje

poważne problemy w odniesieniu do pracy systemu elektroenergetycznego. Główna ich

część wynika ze zmienności produkcji energii elektrycznej, na skutek warunków

pogodowych, determinujących prace źródeł odnawialnych oraz ich niekontrolowanej

pracy. Obecne rozwiązania prawne nie pozwalają na dostosowanie generacji ze źródeł

odnawialnych do warunków sieciowych. Dlatego Operator Systemu Przesyłowego jest

odpowiedzialny nie tylko za bilansowanie systemu, które zakłada koordynację

generacji, w celu pokrycia zapotrzebowania, ale również za zapewnienie

odpowiedniego poziomu rezerw, ze względu na niekontrolowaną pracę źródeł

odnawialnych i Generacji Rozproszonej. Obecne podejście jest efektywne tylko w

obliczu niskiego udziału źródeł rozproszonych. Ze względu na rosnącą liczbę źródeł

instalowanych bezpośrednio w sieci dystrybucyjnej, musi być ona uwzględniona w

zarządzaniu pracą systemu. Aktywne zarządzanie sieciami dystrybucyjnymi jest

podstawową częścią koncepcji sieci inteligentnych tzw. Smart Grids i pozwala na

integrację większej ilości źródeł generacji rozproszonej w istniejącej sieci.

Przedstawiona rozprawa zawiera analizę pracy systemu elektroenergetycznego i

przedstawia nową formę aktywnego zarządzania pracą sieci dystrybucyjnej średniego

napięcia, według zasad rynkowych. Przedstawione rozwiązanie jest spójne z

podstawowymi prawnymi zasadami funkcjonowania energetyki, takimi jak Third Party

Access oraz unbundling, a także ze wszystkimi zasadami rynku energii. Przedstawiona

koncepcja uwzględnia aspekt techniczny i ekonomiczny pracy systemu. Narzędziem

pozwalającym na uzyskanie zbilansowanego wyniku dla obu aspektów jest

optymalizacja.


49

Lokalne bilansowanie mocy czynnej, będące podstawową częścią zaprezentowanej

koncepcji jest prowadzone przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego. Dodatkowo

uwzględniono usługi systemowe świadczone przez aktywne jednostki w sieci. Usługi te

są wykorzystywane przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego do celów zarządzania

pracą sieci. Za usługę systemową przyjęto generację mocy biernej.

Funkcja celu zaimplementowana w modelu optymalizacyjnym jest funkcją kosztów,

uwzględniającą bezpośrednio koszty generacji i konsumpcji mocy czynnej i biernej, a

także koszty wymiany energii z siecią nadrzędną. Pośrednio, w funkcji celu zostały

również zawarte koszty strat sieciowych. Koncepcja bilansowania lokalnego wymaga

obliczeń rozpływów mocy w sieci, w każdym kroku optymalizacji. Do rozwiązania

problemu przyjęte zostały metody nieliniowej optymalizacji statycznej z

ograniczeniami.

Obok koncepcji lokalnego bilansowania, w rozprawie został zawarty opis

podstawowych założeń dla proponowanej optymalizacji oraz wnioski z

przeprowadzonych symulacji. Ponadto, została zaprezentowana nowa metoda

obliczania cen bilansowania dla użytkownika końcowego, oparta na metodzie śledzenia

rozpływów mocy w sieci elektroenergetycznej. Zostały również zidentyfikowane

obszary dalszych badań, w obrębie tematyki podjętej w rozprawie.

Optimization in the modern power systems - Autoreferat LISTA RYSUNKÓW

50

7 . LIST A RYSUNKÓW

Rysunek 1. Zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej według zasad rynku energii

elektrycznej Źródło: (Mielczarski, Olek, Wierzbowski, 2012) 8

Rysunek 2. Sieć dystrybucyjna z niekontrolowaną pracą źródeł

Generacji Rozproszonej 11

Rysunek 3. Sieć dystrybucyjna ze skoordynowaną pracą źródeł

Generacji Rozproszonej 11

Rysunek 4. Struktura systemu elektroenergetycznego bez generacji rozproszonej

oraz z jednostkami przyłączonymi do sieci dystrybucyjnych, CSO –

Coordinating System Operator (Operator Koordynacyjnego sieci),

NAO – Nodal Area Operator (Operator obszaru węzłowego) 18

Rysunek 5. Unbundling - Chiński Mur Źródło: (Siewierski & Mielczarski, 2011) 19

Rysunek 6. Operator koordynacyjny sieci na lokalnym rynki bilansującym 22

Rysunek 7. Model testowej sieci dystrybucyjnej średniego napięcia Źródło:

Opracowanie własne na podstawie: (Rudion et al., 2006; Styczynski et

al., 2006A; 2006b) 24

Rysunek 8. Grupy metod optymalizacyjnych zależne od rodzaju sformułowanego

problemu Źródło: opracowanie własne na podstawie: (Findeisen et al.,

1980) 31

Rysunek 9. Zestawienie dostępnych dla autora algorytmów optymalizacyjnych,

rozwiązujących problem optymalizacji nieliniowej z ograniczeniami 31

Optimization in the modern power systems - Autoreferat LISTA TABEL

51

8 . LIST A TABEL

Tabela 1. Penetracja źródeł Generacji Rozproszonej w sieci testowej 25

Tabela 2. Zestawienie zmiennych podlegających optymalizacji 26

Tabela 3. Zestawienie ilości ograniczeń w modelu optymalizacyjnym 29

Tabela 4. Zestawienie wyników – moc czynna i bierna w okresie 24h 35

Tabela 5. Zestawienie wyników – parametry pracy sieci 36

Tabela 6. Zestawienie wyników – koszty strat 39

Tabela 7. Zestawienie wyników – moc czynna i bierna w okresie 1h 39

Tabela 8. Zbiorcze zestawienie wyników dla symulowanych scenariuszy 41

Tabela 9. Podsumowanie scenariuszy 43

Optimization in the modern power systems - Autoreferat LISTA PUBLIKACJI

52

9 . LISTA PUBLIKACJI

1. Olek, B., Wierzbowski, M. (2012a). Optymalizacja sieci dystrybucyjnej z

generacją rozproszoną. Rynek Energii (ISSN 1425-5960), luty 2012,

2. Olek, B., Wierzbowski, M. (2012b). Optymalizacja pracy sieci dystrybucyjnej z

generacją rozproszoną. Zeszyt tematyczny nr I (VII) ,2012, str. 182-187 do

Rynek Energii nr 2 (99) (ISSN 1425-5960)

3. Mielczarski, W., Olek, B., Wierzbowski, M. (2012c) Market rules in optimization

of distributed generation. Materiały konferencji European Energy Market, IEEE

Database, E-ISBN : 978-1-4673-0832-8, Print ISBN: 978-1-4673-0834-2 ,

Florencja, 10-11 maj 2012.

4. Wierzbowski, M. (2012d). Energetyka jądrowa – stan obecny i perspektywy

rozwoju. Biuletyn Techniczno - Informacyjny Zarządu Oddziału Łódzkiego SEP

Nr 2/2012 (57), czerwiec 2012

5. Wierzbowski, M., Olek B. (2012e). Optymalizacja pracy odnawialnych źródeł

energii w sieci z lokalną generacją rozproszoną. VIII Konferencja Naukowo-

Techniczna „Optymalizacja w Elektroenergetyce” (OPE’12), 4 październik 2012,

Konstancin-Jeziorna

6. Wierzbowki, M., Olek, B. (2012f). Optymalizacja sieci dystrybucyjnej z lokalną

generacją rozproszoną. II Konferencja Naukowo-Techniczna PTPiREE:

Problematyka Mocy Biernej w Sieciach Dystrybucyjnych i Przesyłowych, 24-25

październik 2012, Wisła

7. Wierzbowski, M. (2013a). Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej SN.

Energia Elektryczna (ISSN 1897-3833), 2/2013, str 19-22

8. Olek, B., Wierzbowski, M. (2013b). Optymalizacja jako element Smart Grid.

Rynek Energii (ISSN 1425-5960), 1(104)/2013, str. 38-42


53

9. Olek, B., Wierzbowski, M. (2013c). Lokalne obszary bilansowania w sieciach

niskich napięć z generacją rozproszoną. Rynek Energii (ISSN 1425-5960), Zeszyt

tematyczny nr I (VIII), 2013, str. 171-177

10. Wierzbowski, M., Olek B. (2013d). Aktywne zarządzanie pracą sieci

dystrybucyjnej średniego napięcia z generacją rozproszoną według zasad rynku

energii elektrycznej. Rynek Energii (ISSN 1425-5960), Zeszyt tematyczny nr I

(VIII), 2013, str. 243-249

11. Wierzbowski, M., Olek, B. (2013e). Management of a Medium Voltage

Distribution Network with Distribution Generation, 8th Conference on Energy

Economics and Technology (ENERDAY 2013), Dresden

12. Olek, B., Wierzbowski, M. (2013f). Optimization of low voltage distribution

network with dispersed generation. Pozytywnie zrecenzowane oraz przyjęte do

IEEE Database w ramach International Youth Conference on Energy (IYCE

2013) – Siófok, Hungary - niezaprezentowane

13. Wierzbowski, M., Olek, B. (2013g). Active management of a medium voltage

distribution network with dispersed generation according to market rules.

Pozytywnie zrecenzowane oraz przyjęte do IEEE Database w ramach

International Youth Conference on Energy (IYCE 2013) – Siófok, Hungary –

niezaprezentowane


54

No. Publikacja

Punkty według

listy MNiSzW Liczba

punktów

za

publikację Liczba autorów

1.

Olek, B., Wierzbowski, M.: Lokalne obszary bilansowania w sieciach

niskich napięć z generacją rozproszoną. Rynek Energii (ISSN 1425-

5960), Zeszyt tematyczny nr I (VIII), 2013, str. 171-177

10

5

2

2.

Wierzbowski, M., Olek, B.: Aktywne zarządzanie pracą sieci

dystrybucyjnej średniego napięcia z generacją rozproszoną według

zasad rynku energii elektrycznej. Rynek Energii (ISSN 1425-5960),

Zeszyt tematyczny nr I (VIII), 2013, str. 243-249

10

5

2

3. Olek, B., Wierzbowski, M.: Optymalizacja jako element Smart Grid.

Rynek Energii (ISSN 1425-5960), 1(104)/2013, str. 38-43

10 5

2

4.

Olek, B., Wierzbowski, M.: Optymalizacja sieci dystrybucyjnej z

generacją rozproszoną. Rynek Energii (ISSN 1425-5960), 1(98)/2012,

str. 17-20

*artykuł opublikowany, kiedy czasopismo Rynek Energii był

oznaczony 20 punktami

20

10

2

5.

Wierzbowski, M., Olek, B.: : Optymalizacja pracy sieci dystrybucyjnej

z generacją rozproszoną. Rynek Energii (ISSN 1425-5960), Zeszyt

tematyczny nr I (VII), 2012, str. 182-187

*artykuł opublikowany, kiedy czasopismo Rynek Energii był

oznaczony 20 punktami

20

10

2

SUMA 35

Optimization in the modern power systems - Autoreferat UCZESTNICTWO W KONFERENCJACH

55

1 0 . UCZESTNIC TWO W KONFERENCJACH

1. II Forum Innowacji Młodych Badaczy, Łódź, 25-26 listopada 2011r.

2. XXXI spotkanie Forum "Energia - Efekt - Środowisko". Warsztaty

przedrealizacyjne programu priorytetowego NFOŚiGW „Inteligentne sieci

energetyczne”, NFOŚiGW Warszawa, 13 stycznia 2012 r.

3. VI Konferencja Naukowo-Techniczna „Zarządzanie Energią i Teleinformatyka –

ZET 2012”, Nałęczów, 15-17 lutego 2012 r.

4. XVIII Konferencja Naukowo-Techniczna REE 2012, Rynek Energii Elektrycznej,

Kazimierz Dolny, 8-10 maj 2012 r.

5. VIII Konferencja Naukowo-Techniczna „Optymalizacja w Elektroenergetyce

2012”, PSE Operator Konstancin – Jeziorna, 4 październik 2012 r.

6. Konferencja Naukowo – Techniczna „Problematyka mocy biernej w sieciach

dystrybucyjnych i przesyłowych”, Wisła, 24-25 października 2012 r.

7. III Forum Innowacji Młodych Badaczy, Łódź, 16-17 listopada 2012 r.

8. 5th International Conference on Integration of Renewable Energy Sources and

Distributed Generation (IRED 2012), Berlin, 4-6 grudzień 2012 r.

9. European Emission Trading Summit, Warszawa, 22 listopada 2012 r.

10. VII Konferencja Naukowo-Techniczna „Zarządzanie Energią i Teleinformatyka –

ZET 2013”, Nałęczów, 20-22 lutego 2013 r.

11. ENERDAY - 8th Conference on Energy Economics and Technology - Energy

Policies and Market Design in Europe, Technical University of Dresden, 19 April

2013

12. XIX Konferencja Naukowo-Techniczna REE 2013, Rynek Energii Elektrycznej,

Kazimierz Dolny, 7-9 maj 2013 r.

Optimization in the modern power systems - Autoreferat BIBLIOGRAFIA

56

1 1 . BIBLI OGRAFIA

Anders, G. (2005). Commitment techniques for combined-cycle generating units. Report for

CEA Technologies Inc. (CEATI). CEATI Report No. T053700-3103. Kinetrics Inc.

Burger, B. (2013). Electricity production from solar and wind in Germany in 2012. Fraunhofer

Institute For Solar Energy Systems ISE. Germany. February 2013

Czyżewski, R., Wrocławski, M. (2012). Koncepcja funkcjonowania sieci dystrybucyjnych,

opartych na lokalnych obszarach bilansowania, czynnikiem wspierającym rozwój

generacji rozproszonej i poprawę efektywności energetycznej. (In English: The concept

of the distribution network operation based on the local balancing areas – support of

the Distributed Generation and Energy Efficiency development) Biuletyn Urzędu

Regulacji Energetyki (URE), 1(79)/2012. 30 marca 2012

Directive 2009/72/EC. Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of

13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and

repealing Directive 2003/54/EC. OJ L 211, 14.8.2009, p. 55–93

Findeisen, W., Szymanowski, Jacek,, & Wierzbicki, Andrzej,. (1980). Teoria i metody

obliczeniowe optymalizacji. Warszawa: Państwowe Wydawnictwo. Naukowe.

Mielczarski, W., Olek, B., Wierzbowski, M. (2012). Market rules in optimization of distributed

generation. European Energy Market (EEM), 2012 9th International Conference on the

, vol., no., pp.1,6, 10-12 May 2012

Olek, B., Wierzbowski, M. (2013). Optymalizacja jako element Smart Grid. (In English:

Optimization as a part of Smart Grid). Rynek Energii. No 1(104)/2013


57

REN21. (2012). Renewables 2012. Global Status Report. Renewable Energy Policy Network

for 21st Century. Paris. 2012

Rudion, K., Orths, A., Styczynski, Z.A., Strunz, K.(2006). Design of benchmark of medium

voltage distribution network for investigation of DG integration. Power Engineering

Society General Meeting, 2006. IEEE

Siewierski, T., Mielczarski, W. (2011). Rynek mocy (In English: Power Capacity Market).

CIRE. available at: http://www.cire.pl/pokaz-pdf-

%252Fpliki%252F2%252FRynek_mocy_Siewierski_Mielczarski_TS.pdf

Styczynski, Z., Rudion, K., Heyde, C., Barth. R., Hasche, B., Swider, D.J. (2006a). Analysis of

Energy Flow in Electrical Networks with Strong Dispersed Generation. Report:

NetMod: Reduced Models of Complex Electrical Networks with Dispersed Generation.

Faculty of Electrical Engineering and Information Technology of Otto-Von-Guericke-

University: Magdeburg

Styczynski, Z.A., Orths, A., Rudion, K., Lebioda, A., Ruhle, O.(2006b). Benchmark for an

Electric Distribution System with Dispersed Energy Resources. Transmission and

Distribution Conference and Exhibition, 2005/2006 IEEE PES, pp.314,320, 21-24 May

2006

Wierzbowski, M. (2013). Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej. (In English: Active

management of the distribution network operation.). Energia Elektryczna. No. 2/2013

Wierzbowski, M., Olek, B. (2013a). Active management of a medium voltage distribution

network with dispersed generation according to market rules. International Youth

Conference on Energy (IYCE) , 2013 4th International Conference on the, 6-8 June

2013, reviewed and accepted but unpublished

Wierzbowski, M., Olek, B. (2013b). Aktywne zarządzanie pracą sieci dystrybucyjnej średniego

napięcia z generacją rozproszoną według zasad rynku energii elektrycznej. (In English:

Active management of a MV distribution network with distributed generation according


58

to market rules). Rynki Energii Elektrycznej (REE), 2013 19th Conference on the, 7-9

May 2013

Wrocławski, M. (2012). Lokalne obszary bilansowania. (In English: Local Balancing Areas).

Energia Elektryczna, Wydawnictwo Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału

Energii Elektrycznej, 10/2012

AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ...AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ Optymalizacja pracy sieci...

Documents

Transcript of AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ...AUTOREFERAT ROZPRAWY DOKTORSKIEJ Optymalizacja pracy sieci...