Przyłączanie jednostek wytwórczych do sieci elektroenergetycznej

Przyłączanie jednostek
średniego napięcia
wytwórczych
do
sieci
elektroenergetycznej
Autorzy: Andrzej Trzeciak, Ireneusz Grządzielski, Krzysztof Marszałkiewicz –
Politechnika Poznańska, Instytut Elektroenergetyki
(„Energia Elektryczna” – lipiec 2011)
Z aktualnych zapisów ustawy Prawo energetyczne (Pe)1 wynika, że dla III grupy
przyłączeniowej (powyżej 1 kV) wykonywana jest ekspertyza przyłączeniowa dla
jednostek wytwórczych o mocy powyżej 2 MW. Dla urządzeń o mocy mniejszej (typowej
np. dla elektrowni i elektrociepłowni biogazowych) wydanie warunków przyłączenia nie
wymaga ekspertyzy. Stosowane kryterium przyłączenia (znane jako kryterium „20”)
zapisane jest w IRiESD operatorów.
W obowiązującej IRiESD z 2008 r.2 Enea Operator Sp. z o.o. w załączniku nr 3 zapisano, że
moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej
powinna być przynajmniej 20 razy większa od ich mocy przyłączeniowej dla III grupy
przyłączeniowej.
Bezpośrednie stosowanie kryterium „20” powoduje sporo nieporozumień i dlatego w Enea
Operator od ponad roku wykonywane są indywidualne oceny możliwości przyłączenia
jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej SN GPZ-ów.
Kryterium „20”: dynamiczne zmiany napięcia w miejscu przyłączenia źródeł
Tylko w przypadku, gdy występuje jeden bezpośredni punkt przyłączenia PCC (ang. point of
common coupling) przedmiotowego źródła (źródeł) do sekcji szyn SN GPZ-u, zmianę
napięcia można ocenić za pomocą wskaźnika kkG – stosunku mocy zwarcia w punkcie PCC,
przy minimalnej konfiguracji sieci dystrybucyjnej i maksymalnej mocy przyłączanego źródła
(źródeł) SG max:
Można udowodnić, że względna zmiana napięcia w PCC jest odwrotnością zależności (1):
Dla zachowania odpowiednich poziomów napięć przy rozruchach silników i generatorów
asynchronicznych zakładano, że dopuszczalne maksymalne zmiany napięcia w PCC nie mogą
przekraczać 5 proc. U co oznacza, że
I ta wartość wskaźnika kkG funkcjonuje jako kryterium w aktualnych IRiESD. Praktycznie dla
współczesnych jednostek wytwórczych zaliczanych do III grupy przyłączeniowej takie
sytuacje nie występują. Stosowane są generatory synchroniczne, natomiast w przypadku
elektrowni wiatrowych z generatorami asynchronicznymi stosuje się tzw. soft start – co
oznacza, że podczas rozruchu praktycznie prąd nie przekracza wartości prądu znamionowego.
W instrukcjach niemieckich3,4 obecnie stosuje się inne kryterium związane z dopuszczalnymi
zmianami napięcia w PCC jednostek wytwórczych. Przyjmuje się, że dopuszczalna wartość
zmian napięcia na poziomie 2 proc. w PCC jednostek wytwórczych daje pewność, że
przełącznik zaczepów transformatorów 110 kV/SN nie będzie włączać się niedopuszczalnie
często. Przy takim założeniu kryterium (3) można zapisać w postaci:
W tych zapisach przyjmuje się, że współczynnik mocy jednostek wytwórczych jest równy
cos φ ≈ 1. W rzeczywistych warunkach pracy jednostek wytwórczych ta wartość może nie
występować. Zagadnienie komplikuje się, gdy jednostka wytwórcza ma być przyłączona „w
głębi” sieci SN. Zależności (1-3) nie można wtedy stosować. Należy wykonać obliczenia
programem opartym na pełnym modelu sieci.
Kryterium „20”: jakość energii w miejscu przyłączenia
W przypadku źródeł lokalnych niezbędna jest analiza jakości energii w punkcie przyłączenia
ich do sieci. Dotyczy ona dwóch aspektów oddziaływania: szybkich zmian amplitudy
napięcia, powodujących zjawisko migotania światła oraz generacji prądów odkształconych.
Zjawisko pierwsze dotyczy głównie elektrowni wiatrowych, drugie – wszystkich źródeł
lokalnych.
Kryterium „20” pomija tak istotne elementy analizy jakościowej jak parametry elektrowni
wiatrowej ze względu na jakość energii, kąt impedancji zwarciowej czy liczbę elektrowni w
farmie. Dla kilku elektrowni (brak korelacji między wahaniami mocy poszczególnych
elektrowni wiatrowych) kryterium (3) proponowano w postaci:
W praktyce kryterium „20” miało zastosowanie w przypadku, gdy nie były dostępne
parametry elektrowni wiatrowych (małych, starszego typu elektrowni wiatrowych).
Obecnie podstawowym dokumentem określającym standardy jakości energii dla elektrowni
wiatrowych jest norma PN-EN 61400-21:2008. W efekcie zmienności momentu napędowego
oraz procesów łączeniowych elektrownie wiatrowe są źródłem szybkich zmian amplitudy
napięcia powodujących zjawisko migotania światła. Miarą uciążliwości migotania są
wskaźniki (flikery) Pst (krótkookresowy – 10 min) i Plt (długookresowy – 120 min).
Norma PN-EN 1000-3-7 podaje planowane dopuszczalne wartości emisji flikera dla sieci SN
na poziomie Pst =0,9 i Plt = 0,7. Ponieważ w danym obszarze może przybyć niespokojnych
odbiorów i generacji dlatego zgodnie z 2 przyjmuje się wartości graniczne przedmiotowych
wskaźników dla sieci SN na poziomie Pst<0,45 i Plt<0,35.
Istotną wielkością występującą w zależnościach na Pst i Plt jest tzw. współczynnik migotania
c(Ψk,va) przy pracy ciągłej. Dla elektrowni wiatrowych starszego typu (stała prędkość,
klasyczny generator asynchroniczny) współczynnik ten był zdecydowanie większy od 10. Dla
współczesnych elektrowni przyjmuje on wartości mniejsze od 2. Również inne wielkości, np.
współczynnik migotania kf(Ψk), ze względu na operacje łączeniowe uległ znacznej poprawie.
Zmiana parametrów technicznych elektrowni wiatrowych spowodowała, że kryterium „20”
jest w większości przypadków znacznie zawyżone.
Kryterium „20” nie daje też żadnej odpowiedzi w zakresie wpływu generacji prądów
odkształconych na dotrzymanie standardów jakości energii. Aktualna IRiESD 2 Enea Operator
wskazuje tylko, że elektrownie wiatrowe nie powinny powodować w miejscu przyłączenia
emisji pojedynczych harmonicznych napięcia rzędu od 2 do 50 większych niż 1,5 proc. dla
sieci SN, natomiast całkowity współczynnik odkształcenia (dystorsji harmonicznych) THD w
miejscu przyłączenia do sieci SN powinien być mniejszy od 4 proc. Nie uwzględnia natomiast
szczególnych zagrożeń wynikających z powstania możliwych zjawisk rezonansowych w
sieciach dystrybucyjnych, spowodowanych podatnością sieci w zakresie harmonicznych
rzędu h=7÷17 5. Dlatego, oceniając możliwości przyłączenia do sieci SN elektrowni
wiatrowych, należy przeprowadzać obliczenia symulacyjne wzajemnego oddziaływania farm
wiatrowych po stronie napięcia SN i 110 kV na poziom odkształcenia napięcia w punktach
wspólnego przyłączenia i możliwych zagrożeń rezonansowych.
Kryterium „20”: obliczenia zwarciowe
Spełnienie kryterium SkP”/ SG max ≥ 20 może być przydatne jako wartość, przy której w
zasadzie nie jest konieczna analiza dostosowania aparatury wyłączającej rozdzielni. Aparatura
wyłączająca ma najczęściej zapas przynajmniej 20-25 proc. w mocy wyłączalnej w stosunku
do mocy zwarciowej, czyli – przy przybliżonym podejściu – w zasadzie analiza jest zbędna.
Omawiane kryterium nie uwzględnia natomiast zupełnie stanu technicznego sieci
napowietrzno-kablowych wyprowadzanych z rozdzielni SN w warunkach wzrostu mocy
zwarciowej na szynach spowodowanych lokalną generacją.
Model generacji lokalnej dla sieci SN GPZ-ów
Fakt niejednoznacznej oceny, na podstawie kryterium „20”, możliwości przyłączenia
jednostek wytwórczych należących do III grupy przyłączeniowej spowodował podjęcie prac,
mających na celu stworzenie wielorakiego kryterium tej oceny. Aby takie oceny wykonać,
opracowano ogólny model generacji lokalnej dla sieci SN GPZ-ów. Następnie w obliczeniach
symulacyjnych, wykorzystując rzeczywiste układy sieci SN poszczególnych GPZ-ów,
wyznacza się dopuszczalne moce graniczne generacji lokalnej dla każdego kryterium, tj.:
• dotrzymania standardów jakości energii w sieci SN po dołączeniu źródeł lokalnych
• uszkodzenia termicznego ciągów liniowych na skutek przekroczenia dopuszczalnego
cieplnego prądu zwarciowego, polegającego na odtwardzeniu przewodów i
objawiającego się nieodwracalną utratą znamionowej wytrzymałości materiału na
rozciąganie (w przypadku kabli dodatkowym czynnikiem jest narażenie cieplne
warstw izolacyjnych)
• utraty zdolności wyłączania zwiększonych prądów zwarciowych przez wyłączniki pól
liniowych w GPZ
• utraty lokalnego charakteru generacji, polegającego na nadprodukcji energii i
wysyłania jej do sieci 110 kV
• przekroczenia dopuszczalnego obciążenia transformatora, co może nastąpić w
przypadku okoliczności wymienionej w podpunkcie B, szczególnie w dolinie
obciążenia
W opracowanym modelu generacji lokalnej przyjęto następujące założenia:
A. Do określenia zalecanego udziału poszczególnych rodzajów planowanych do przyłączenia
jednostek wytwórczych źródeł lokalnych do sieci dystrybucyjnej SN wykorzystano dane i
informacje zawarte w dokumencie „Polityka energetyczna Polski do 2030 roku”.
W oparciu o powyższe dane (przyjmując współczynnik wykorzystania dla elektrowni
wiatrowych W = 0,25, a dla pozostałych równy 1) w opracowywanych analizach możliwości
przyłączenia lokalnej generacji do sieci SN przyjęto następujący podział mocy generacyjnej:
- elektrownie i elektrociepłownie na biogaz, biomasę (EB) – 19,9 proc.
- małe elektrownie wodne (MEW) – 3,4 proc.
- elektrownie wiatrowe (EW) – 76,7 proc.
W przypadku braku warunków dla uruchomienia MEW w obszarze analizowanego GPZ,
udział ten w proporcji przeznacza się na zwiększenie mocy pozostałych źródeł:
B. Obliczenia wykonywane są z uwzględnieniem wpływu generacji elektrowni wiatrowych
pracujących obecnie w sieci 110 kV i planowanych do przyłączenia (zawarte umowy
przyłączeniowe).
C. W zakresie jakości energii elektrycznej do analiz przyjęto udziały po 50 proc. dla
elektrowni wiatrowych z parametrami:
- korzystnymi, ze względu na mniejszy poziom zakłóceń wnoszonych do sieci – „K”
- niekorzystnymi, ze względu na większy poziom zakłóceń wnoszonych do sieci – „N”
- przy przyjęciu, że w GPZ pracuje 1 transformator, a szyny rozdzielni SN są połączone
sprzęgłem
Na postawie dotychczasowych badań i doświadczeń autorów przyjęto tło zakłóceń w sieci
dystrybucyjnej (odkształcenie przebiegu napięcia) na poziomie 0,9 proc.
D. W modelu obliczeń zwarciowych przyjmuje się m.in. następujące założenia:
- moc zwarciowa dla zwarcia 3-fazowego na szynach 110 kV GPZ określana jest według
danych przekazywanych z PSE Operator SA
- uwzględnia się rzeczywiste dane transformatorów 110/SN w GPZ-ach
- zwarcia w sieci SN wyznacza się przy napięciu odniesienia równym napięciu
znamionowemu sieci
- przyjmuje się istniejącą strukturę ciągów wyprowadzanych z GPZ, magistrala SN
modelowana jest jako zespół segmentów o długościach 100 m każdy
- strukturę udziału źródeł lokalnych przyjmuje się zgodnie z punktem A, stosunek prądu
zwarciowego do prądu znamionowego przyjęto dla źródeł typu „K” – 1.3, dla źródeł typu „N”
– 4.2 6,7
- przykładowe dopuszczalne wartości maksymalnego początkowego prądu zwarciowego,
wyznaczane dla typowych czasów likwidacji zwarć, cykli SPZ i 1-s dopuszczalnego
cieplnego prądu zwarciowego przy dopuszczalnej temperaturze obiektu w chwili zwarcia
(dla temperatury otoczenia + 400 C dla linii napowietrznych oraz + 150 C dla linii kablowych)
i granicy odtwardzania materiału 2000 C wynoszą:
linie napowietrzne:
AFL 70 mm2 – 6.3 kA,
AFL 50 mm2 – 3.9 – 4.5 kA,
AFL 35 mm2 – 3.3 kA;
linie kablowe:
AL 70 mm2 – 5.5 kA,
AL 120 mm2 – 9.1 kA,
AL 240 mm2 – 18.3 kA
Obliczenia symulacyjne przeprowadza się w dwóch etapach. W pierwszym dokonuje
wstępnego określenia dopuszczalnej mocy źródeł lokalnych, zgodnie z omówioną wcześniej
przewidywaną strukturą generacji lokalnej. Drugi etap polega na szczegółowych obliczeniach
zwarciowych (w obliczeniach eksperckich dla konkretnych przypadków przyjmuje się
rzeczywiste parametry zwarciowe lokalnych źródeł energii).
Przykłady określenia mocy granicznych dla lokalnej generacji możliwej do przyłączenia
do sieci SN GPZ-ów
Określenie mocy granicznej ze względu na zachowanie standardów jakości energii.
Przy przyjęciu jako wielkości odniesienia wartości dopuszczalnych poszczególnych wielkości
charakteryzujących jakość energii (wymienionych wcześniej), określana jest graniczna moc
elektrowni wiatrowych możliwa do przyłączenia ze względu na standardy jakości energii.
Tablica 1 stanowi przykład takiej oceny dla wybranego GPZ-u. Planowane jest przyłączenie
jednoczesne po stronie 110 kV przedmiotowego GPZ-u FW o mocy zainstalowanej 60 MW.
Natomiast na rys.1 przedstawiono wyniki oceny w zakresie współczynnika odkształcenia
napięcia ThDu.
Gdzie dwie nie wymienione wcześniej wielkości to (zgodnie z PN-EN 61400-21:2008):
- d % – względna zmiana napięcia wskutek pojedynczego procesu łączeniowego
pojedynczego zespołu wytwórczego o wartości dopuszczalnej 1,5 proc.
dla częstości do 100 zakłóceń na godzinę
- dd % – maksymalna względna zmiana napięcia wywołana pracą elektrowni wiatrowej;
elektrownie wiatrowe nie powinny powodować nagłych zmian i skoków napięcia
przekraczających 3 proc.
Sprawdzenie na warunki zwarciowe sieci i aparatury SN po przyłączeniu źródeł
lokalnych
Każde nowe źródło energii w sieci SN w czasie zwarcia w tej sieci dodaje swój udział do
prądu zwarciowego płynącego z sieci 110 kV. Prąd płynący z sieci 110 kV w niemal 70-90
proc. zależy od parametrów transformatora 110 kV/SN. Lokalne źródła energii oddziaływują
bezpośrednio na sieć rozdzielczą, bez takiego „bufora bezpieczeństwa”, jakim jest
transformator 110 kV/SN.
Na rys. 2 pokazano typowe udziały prądów zwarciowych, charakterystyczne dla różnych
rodzajów źródeł.
Dla fragmentów sieci o małych przekrojach do 50 mm2, najczęściej w odległości od 1,5÷2,5
km od stacji 110 kV/SN, może wystąpić zagrożenie skutkami cieplnymi powodowanymi
przez przepływ prądu zwarciowego. Ponieważ ciepło jest skutkiem przepływu prądu i czasu,
w którym on płynie, operatorzy sieci starają się skrócić czas trwania zwarcia zanim wywoła
ono nieodwracalne uszkodzenia linii.
Możliwości skracania czasu zwarcia są jednak ograniczone. W pewnym momencie operator
staje przed alternatywą: odmówić przyłączenia kolejnego (lub czasem pierwszego) obiektu
czy też dokonać modernizacji, a często nawet budowy od podstaw całych fragmentów sieci.
W bardzo ograniczonym zakresie, po przeprowadzeniu szczegółowych ekspertyz dla
konkretnych źródeł, operator być może mógłby podjąć jeszcze własne ryzyko przyłączenia
niewielkiej mocy generacji lokalnej, jednak w rozumieniu Pe w obecnym stanie sieci nie ma
on warunków technicznych do przyłączenia takich źródeł bez istotnego wzrostu ryzyka
narażenia jego majątku sieciowego.
Alternatywą techniczną, bez wzrostu ryzyka zagrożenia dla sieci, jest wymiana fragmentów
linii przy najbardziej narażonych podejściach do stacji na przekrój przynajmniej 70 mm2, na
długości stosownej do planowanego poziomu generacji lokalnej. Należy jednak pamiętać, że
w obecnym stanie pracy sieci taka decyzja najczęściej nie jest uzasadniona bieżącymi
potrzebami technicznymi operatora związanego z jego działalnością statutową. Zatem może
być zrealizowana tylko w ramach komercyjnego porozumienia inwestora z operatorem.
Generalnie można powiedzieć, że w tych sieciach, w których magistrale SN w pobliżu GPZ
mają przekroje poniżej 70 mm należy liczyć się z uzasadnioną odmową operatora w kwestii
przyłączenia obiektu lub wielu obiektów do jego sieci rozdzielczej.
Natomiast analiza zdolności wyłączeniowej aparatury pól liniowych w większości
przypadków (GPZ z jednostkami do 25 MVA) jest zbędna ze względu na stosunkowo
niegroźne dla aparatury wartości prądów zwarciowych w sieciach operatorów, nie przekraczające najczęściej 8-10 kA przy zwarciach w pobliżu szyn SN.
Podsumowanie
Znaczny wzrost udziału generacji lokalnej przyłączanej do sieci SN nadał ogromne znaczenie
badaniom analitycznym i eksperckim, określającym możliwości bezpiecznego zrealizowania
takiego procesu bez narażania technicznej infrastruktury sieci OSD oraz pogorszenia
parametrów jakości energii, wynikających z obowiązujących umów sprzedaży energii,
zawartych między operatorami i odbiorcami.
Podstawową przesłanką każdej analizy lub ekspertyzy musi być założenie, że dołączenie
generacji lokalnej do sieci OSD jest użyczeniem jego majątku sieciowego obcemu
podmiotowi i nie może to powodować zagrożenia dla jego infrastruktury oraz zobowiązań.
Wynik badania analitycznego lub eksperckiego musi zawierać jednoznaczną, ale i dobrze
udokumentowaną konkluzję końcową. W przypadku pozytywnego wniosku końcowego OSD
na tej podstawie podejmie działania, które po podpisaniu umowy przyłączeniowej wszelkimi
konsekwencjami obciążą właśnie jego. Negatywna opinia również musi mieć sumienne
podstawy, jako że prawie zawsze zaskarżana jest do Urzędu Regulacji Energetyki lub sądów
powszechnych.
Literatura:
1. Ustawa z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. z 2006 r. nr 89, poz. 625) z póżn.
zmianą; Ustawa z 8 stycznia 2010 r. o zmianie ustawy
– Prawo energetyczne oraz zmianie niektórych innych ustaw. Dz.U. z 2010 r. nr 104
2. Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej („IRiESD”) opracowana przez Enea
Operator Sp. z o.o., w szczególności załącznik nr 3 „Szczegółowe wymagania techniczne dla
jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej”, 10 X 2008 r.
3. BDEW – Bundesverband der Energie – und Wasserwirtschaft e. V. Technische Richtlinie
Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz, Juli 2008 r.
4. VDN TransmissionCode2007: Netz
Übertragungsnetzbetreiber, August 2007
–
und
Systemregeln
der
deutschen
5. S.A.Papathanassiou, M.P.Papadopoulos, Harmonic Analysis in a Power System with Wind
Generation” IEEE Trans. Power Delivery, vol. 21, no. 4, Oct. 2006, pp. 2006-2016.
6. Thekla N. Boutsika a, Stavros A. Papathanassiou: „Short-circuit calculations in networks
with distributed generation”, Electric Power Systems Research no. 78 (2008) 1181–1191.
7. KEMA Limited.: „The Contribution to Distribution Network Fault Levels From the
Connection of Distributed Generation”, DG/CG/00027/00/00-URN, Crown Copyright 2005.