Mikrogeneracja - jak jej sprostać?

Mikrogeneracja - jak jej sprostać?
Autorzy: Mieczysław Wrocławski – Energa-Operator SA, Magdalena Krauwicka –
Biuro PTPiREE
(„Energia Elektryczna” – kwiecień 2013)
Trwają prace nad nową Ustawą o Odnawialnych Źródłach Energii (OZE). Jej przyjęcie
w kształcie proponowanym przez Ministerstwo Gospodarki niewątpliwie spowoduje
gwałtowny rozwój tzw. mikrogeneracji. Proces ten, obejmujący przyłączanie
mikroźródeł energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej bez wymogu wyrażenia
zgody przez jej operatora, może mieć istotny wpływ na pracę sieci. Tymczasem nie jest
on jednoznacznie definiowalny.
W zależności od charakteru i rodzaju źródeł, masowości przyłączeń, parametrów sieci
elektroenergetycznej i wielu innych czynników może mieć charakter pozytywny, ale pojawiać
się mogą również efekty negatywne. Przy czym pozytywne dla jednej ze stron tego procesu,
np. właścicieli źródeł, mogą mieć negatywne oddziaływanie na sieć, jak i innych odbiorców.
Z punktu widzenia rozwoju mikroźródeł energii bardzo ważną zmianą wprowadzaną przez
nową ustawę jest eliminacja wymogu prowadzenia działalności gospodarczej przez osobę
sprzedającą nadwyżki energii z mikroinstalacji do sieci elektroenergetycznej.
U odbiorców już przyłączonych, w przypadku gdy moc wnioskowanej instalacji jest nie
większa niż moc przyłączeniowa odbiorcy, określona wcześniej w warunkach przyłączenia,
nie
jest
wymagana
weryfikacja
obciążalności
przyłącza
i
aparatury
łączeniowo-zabezpieczeniowej. Przyłączenie mikroinstalacji następuje wówczas na podstawie
zgłoszenia.
Zarządzanie produkcją mikroźródeł za pomocą infrastruktury smart grid
Infrastruktura smart grid, wobec możliwości komunikacji dwukierunkowej, a także rozwoju
mikroźródeł i zasobników energii w sieci niskiego napięcia, powoduje, że już dziś można
rozważać celowość takiego sterowania. Wdrożenie systemu sterowania źródłami
mikrogeneracji może być alternatywą dla rozbudowy sieci. Przykładowo, panele
fotowoltaiczne, które mogą stanowić ogromny udział w mikrogeneracji, przy dużym
nasłonecznieniu będą generować duże ilości mocy, przez co niekorzystnie oddziaływać na
sieć, powodując przeciążenia i wahania napięcia.
Na rysunku 1 przedstawiono profil obciążenia gospodarstwa domowego o mocy umownej
4 kW i panelu PV o mocy znamionowej 4 kW. Są to wartości rzeczywiste pomierzone w
słoneczny sierpniowy dzień.
Niezawodność dostawy energii elektrycznej
Linie napowietrzne SN i nn są typowymi liniami elektroenergetycznymi dla krajowego
systemu elektroenergetycznego (KSE) w obszarach pozamiejskich.
Są one narażone na uszkodzenia mechaniczne, spowodowane warunkami atmosferycznymi,
tj. wiatr, sadź, opady śniegu lub silny mróz. Każdorazowe uszkodzenie linii dla struktury
promieniowej łączy się z pozbawieniem części użytkowników zasilania w energię
elektryczną. Wskaźniki opisujące czas niedostarczenia energii elektrycznej w KSE są prawie
10-krotnie wyższe niż w państwach europejskich. Zagadnienie wzrostu pewności dostawy
energii elektrycznej jest zatem niezmiernie ważne dla operatorów sieci.
W obecnych rozwiązaniach wystąpienie nadmiernego zapotrzebowania w szczycie lub
nadmiernej generacji ze źródeł odnawialnych (głównie wiatrowych i fotowoltaicznych) w
warunkach minimalnego zapotrzebowania może wymusić odpowiednio wyłączenie
odbiorców lub ograniczenie generacji ze źródeł odnawialnych. Są to działania niepożądane i
akceptowalne jedynie w warunkach bezpośredniego zagrożenia bezpieczeństwa pracy
systemu. Warto zatem poszukiwać nowych rozwiązań, zwiększających elastyczność systemu i
ograniczających częstość i skalę występowania zagrożeń tego typu.
Jednym z kierunków poszukiwania jest przebudowa modelu funkcjonowania sieci
elektroenergetycznych i tworzenie lokalnych systemów, funkcjonujących jako wydzielone
logicznie obszary bilansowania, w których będzie realizowane bieżące równoważenie
wytwarzania z zapotrzebowaniem. Podstawy budowy takich obszarów stanowią rozwój
technologii związanych z siecią inteligentną oraz magazynowaniem energii. Dzięki temu
możliwe będzie zwiększenie niezawodności dostaw energii oraz poprawa bezpieczeństwa
funkcjonowania sieci dystrybucyjnych i przesyłowych.
W związku z coraz większym udziałem w generacji rozproszonej energii elektrycznej
pochodzącej ze źródeł odnawialnych, w których produkcja jest zależna od warunków
atmosferycznych, powinno się dążyć do jej akumulowania. Dotyczy to zwłaszcza elektrowni
wiatrowych i słonecznych. Zastosowanie magazynów energii jest korzystne z wielu
powodów. Przede wszystkim ich istnienie umożliwia gromadzenie energii w okresach, kiedy
jest jej nadmiar w systemie i wykorzystanie w czasie deficytu. Poza tym, magazyn energii
może stanowić źródło rezerwy interwencyjnej w czasie nieplanowanych zmian generacji i
(lub) obciążenia, a nawet w czasie awarii sieciowej czy systemowej. Dołączone do sieci OSD
rozproszone zasobniki, magazynujące energię i współpracujące ze źródłami dołączonymi do
sieci SN i nn, poprawiają bezpieczeństwo dostaw energii do odbiorców.
Takim przykładem może być obszar bilansowania, który stworzono w Japonii. W związku z
trzęsieniem ziemi, zostały wyłączone elektrownie jądrowe i nastąpił blackout. Obszar
bilansowania, którego podstawą byty panele PV i zasobniki energii utrzymał zasilanie dla
miasta. Częstotliwość obniżyła się tylko o 8 proc.
Panele PV w sieci nn
Wdrożenie systemu sterowania, ograniczającego moc paneli w sytuacji niekorzystnego ich
oddziaływania na sieć, może być dla operatora ekonomicznie korzystniejsze niż przeprowadzanie modernizacji sieci, lecz powoduje ograniczenia dochodów prosumenta, a także
stratę energii. Rozwiązanie stanowi instalowanie i sterowanie zasobnikami energii.
Dla rzeczywistego fragmentu sieci, przedstawionego na rysunku 2, przeprowadzono pomiary
i analizę przepływów energii.
Analizę przeprowadzono przy założeniu, że w każdym gospodarstwie zainstalowano panele
PV w dwóch wariantach:
•
Wariant 1 - o mocy równej mocy przyłączeniowej (w czarnych prostokątach) dla
słonecznego sierpniowego dnia. Na rysunku 4 przedstawiono dobowe obciążenia
stacji 15/0,4.
•
Wariant 2 - odbiorcy posiadający przyłącza trójfazowe i moc przyłączeniową większą,
odpowiadającą tym przyłączom, zainstalują panele PV o mocy 40 kW.
Przeprowadzono analizę napięciową dla godz. 16.00, kiedy było minimalne obciążenie w
ciągu dnia i jeszcze utrzymywało się maksymalne nasłonecznienie i maksymalna generacja,
dla godz. 17.00, w stanie przejściowym i o godz. 21.00 przy maksymalnym obciążeniu i
zerowej generacji z PV. Wahania napięć nie przekroczyły 1,1 V, co jest dopuszczalne, wręcz
niezauważalne przez odbiorcę. Powyższe przedstawia rysunek 3.
Jak wynika z analizy, przyłączenia źródeł PV w granicach mocy przyłączeniowej nie
powoduje problemów z wytrzymałością sieci, jak i nie wpływa ujemnie na warunki
napięciowe dla odbiorców. Innym zagadnieniem są przepływy energii i jej straty, szczególnie
podczas transformacji. W analizowanym fragmencie sieci występuje transformacja od
strony sieci górnego napięcia, jak i odwrotne, zależnie od wielkości generacji i poboru energii
przez odbiorców. Każda transformacja powoduje straty energii elektrycznej.
Jak widać na rysunku 4, wielkość energii transformowanej do sieci SN jest zbliżona do
energii pobieranej w pozostałych godzinach, a zwłaszcza w szczycie obciążenia, przez odbiorców z tej stacji. Zgromadzenie jej w zasobnikach i oddanie odbiorcom w szczycie
obciążenia znacznie ograniczyłoby straty. Na takich obwodach w Japonii zbudowano lokalne
obszary bilansowania, które utrzymały się, zasilając bezprzerwowo odbiorców podczas
stanów kryzysowych.
W wariancie 2, wystąpią wahania napięć w stopniu akceptowalnym przez odbiorców (rysunek
5), natomiast rozpływy mocy zmieniają się radykalnie (rysunek 6).
Problem może wystąpić w pracy konwerterów. Potrzebny będzie inteligentny system ich
regulacji i zarządzania nimi. To rola operatora lub agregatora.
Jak pokazano na rysunku 6, transformator zostanie znacznie przeciążony. Bez wymiany na
jednostkę dwukrotnie większą ulegnie uszkodzeniu. Jest to obciążenie chwilowe. Co więcej,
w ciepły, słoneczny dzień transformator również jest nagrzewany przez słońce i nie można
zainstalować jednostki mniejszej, licząc na chłodzenie zewnętrzne. Transformator tak przewymiarowany w stosunku do codziennego obciążenia (ok. 3 proc. czasu w skali roku) będzie
generował duże straty jałowe, a w czasie dużej generacji PV duże straty związane z
transformacją w kierunku napięcia górnego.
Podsumowanie
Przeprowadzone analizy obejmują zaledwie wycinek prac, jakie są niezbędne, by zapewnić
bezpieczne przyłączanie i współpracę mikroźródeł z siecią elektroenergetyczną. Większość
wniosków z prowadzonych prac badawczo-rozwojowych oraz pilotażowych wdrożeń
wskazuje na zasadnicze znaczenie właściwego sterowania i bilansowania wytworzonej energii
w skali lokalnej dla uniknięcia stanów niekorzystnych dla sieci oraz odbiorców. Szczególną
rolę w tym zakresie odegrają zasobniki energii, zarówno stacji transformatorowych, jak i
mikroźródeł. Ich właściwe wykorzystanie pozwoli zarówno na ograniczenie strat energii,
efektywniejsze dysponowanie energią odnawialną oraz konwencjonalną, jak też uniknięcie
trudnych i kosztownych inwestycji związanych z przebudową sieci.
Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej oraz operatorzy systemu
dystrybucyjnego już od dłuższego czasu prowadzą działania, mające na celu zdiagnozowanie
punktów krytycznych wynikających z przewidywanego intensywnego rozwoju
mikrogeneracji w Polsce oraz przygotowanie sieci elektroenergetycznej do przyjęcia energii
wytworzonej w ogromnej liczbie zarówno stabilnych, jak i niestabilnych źródeł.
Działania te obejmują szczegółowe analizy wpływu mikroźródeł na pracę systemu
elektroenergetycznego, opracowania służące określeniu optymalnych modeli współpracy
wszystkich elementów nowego systemu (w tym wykorzystujących magazyny energii w różnych konfiguracjach), czy tworzenie rozwiązań pilotażowych (m.in. w zakresie lokalnych
obszarów bilansowania) -zarówno na modelach laboratoryjnych, jak i w sieci dystrybucyjnej.
Omawiane zagadnienia należą do kierunków, jakim w coraz większym zakresie przyznawane
jest wsparcie, tj. poprawa efektywności energetycznej i wykorzystanie energii odnawialnej.
Do ważniejszych z nich należą inwestycje w działania innowacyjne i rozwojowe, obejmujące
inteligentne sieci energetyczne, których zasadniczymi elementami są zaawansowane
technologie informatyczne i nowe rozwiązania techniczne, w tym magazynowanie energii
oraz jej właściwe sterowanie i bilansowanie.
Problemy energetyczno-klimatyczne, przed jakimi staje Polska oraz jej sektor energetyczny,
są doskonałą okazją, by wydobyć nasz kraj z grupy najmniej innowacyjnych państw w Unii
Europejskiej i wkroczyć na drogę intensywnego rozwoju, wykorzystującego rodzimy
potencjał intelektualny, rezultaty impetu cyfrowego, rozwój technologiczny, a przy tym
zapewnić możliwie najbardziej optymalną efektywność wykorzystania zasobów, jakimi
dysponujemy, przy jednoczesnym wysokim poziomie jakości i bezpieczeństwa
energetycznego.
Rosnącą rolę w procesie unowocześnienia sektora energetycznego w Polsce, jak również
przestawienia go na nowe tory, w tym trendów związanych z rozwojem mikrogenracji i roli
prosumenta w systemie, odgrywają środki pomocowe. Już dziś płyną one wartkim
strumieniem, a nowa perspektywa finansowa UE 2014-2020 zamieni go w rwącą rzekę,
dostarczającą zwrotne i bezzwrotne formy pomocy ze źródeł krajowych i unijnych.