Usługi elastyczności sieci dystrybucyjnej

Naturalna cecha zmienności dopuszczalnego obciążenia linii elektroenergetycznych sieci 110 kV w zależności od warunków pogodowych, tj. dynamiczna obciążalność linii, może być wykorzystana do świadczenia usług elastyczności. Artykuł opisuje sposób wykorzystania tej własności w ramach projektowanego rynku usług elastyczności.

Autorzy przedstawiają podstawowe zasady obliczania dynamicznej obciążalności linii opierając się na prognozach warunków pogodowych oraz użycie tych wyników dla optymalnego wykorzystania możliwości generacji mocy ze źródeł odnawialnych, zwłaszcza z dużych farm wiatrowych dołączonych bezpośrednio do sieci 110 kV. Obliczone profile godzinowe dopuszczalnego prognozowanego obciążenia linii umożliwiają świadczenie usług elastyczności związanych z zarządzaniem ograniczeniami spowodowanymi zagrożeniem przekroczenia granicznych, dopuszczalnych wartości temperatury przewodu linii, a tym samym niedotrzymania normatywnej odległości przewodu od ziemi.

Elastyczność sieci dystrybucyjnej

Elastyczność systemu elektroenergetycznego, tj. źródeł wytwarzania energii i sieci różnych napięć dostarczających ją do odbiorców, definiuje się jako zdolność systemu do reakcji na zmiany zapotrzebowania i wytwarzania energii elektrycznej w sposób zapewniający bezpieczeństwo dostaw i jednocześnie optymalne wykorzystanie jej źródeł, zwłaszcza źródeł odnawialnych [1]. W scentralizowanym systemie, w którym dominującą rolę odgrywają źródła o planowanej, stabilnej generacji cecha ta realizowana jest przez układy automatycznej regulacji częstotliwości i mocy (ARCM), które w szerokim zakresie zapewniają równowagę pomiędzy generacją a zapotrzebowaniem. Raport Unii Europejskiej [2] zwraca uwagę, że przejście na w dużej mierze zdecentralizowany system energetyczny oparty na odnawialnych źródłach energii będzie wymagał bardziej inteligentnego i elastycznego systemu, opartego na zaangażowaniu konsumentów, zwiększenia wzajemnych połączeń, wydajniejszego magazynowania energii na dużą skalę, reakcji popytu i zarządzania za pomocą cyfryzacji.

Jesteśmy świadkami kształtowania się nowego, dynamicznego systemu elektroenergetycznego o zmiennych kierunkach przepływu z dużym udziałem źródeł odnawialnych. Zarządzanie nim, oprócz aktywnego uczestnictwa odbiorców i wytwórców energii, wymaga wdrożenia nowych produktów i usług. Jedną z nich jest usługa elastyczności (ang. flexibility), która może być oferowana na projektowanym rynku usług elastyczności zarówno przez operatorów systemów, jak i wytwórców [3]. Oferowane usługi elastyczności mogą dotyczyć zarówno dynamicznie zmieniających się warunków przesyłu energii przez elementy sieci, jak i dostosowania produkcji energii do bieżących potrzeb. Jedną z takich usług oferowanych przez dystrybutorów sieci może być usługa umożliwiająca wykorzystanie dynamicznie zmieniającej się przepustowości linii dla wyprowadzenia mocy ze źródeł odnawialnych możliwych do wykorzystania w sprzyjających warunkach pogodowych, np. zwiększonej prędkości wiatru.

Tego rodzaju usługa elastyczności polega na zarządzaniu ograniczeniami spowodowanymi przekroczeniami granicznych wartości termicznych, napięciowych lub stabilności [4] takich elementów jak linie, kable lub transformatory. Usługa zarządzania ograniczeniami jest wykorzystywana do zmniejszenia ryzyka powstania zagrożenia przekroczenia wartości granicznych, tak aby sieć ponownie działała w dopuszczalnych granicach.

Dynamiczna obciążalność linii

Liczba zjawisk nieprzewidywalnych w systemach przesyłu energii elektrycznej wzrosła w ostatnich latach. Do znanych już czynników powodujących niepewność, takich jak zjawiska atmosferyczne (wichury, ekstremalnie wysokie temperatury czy opady śniegu i tworzenie się lodu), doszły nowe, związane z działalnością człowieka. Są to m.in. wzrost generacji odnawialnej o dużej zmienności, wynikającej z prędkości wiatru i natężenia promieniowania słonecznego, czy też dążenie do wymuszania przy pomocy specjalnych urządzeń (np. FACTS , UPFC*) kierunku przepływu mocy i jej wielkości, zgodnie z wymogami handlowymi.

W tych warunkach operacyjne planowanie prowadzenia ruchu systemu jest dużym wyzwaniem, a wszelkie środki, które zredukują konsekwencje nieuniknionych błędów planowania, wynikających z wzmiankowanych czynników, są bardzo pożądane.

Podstawowym warunkiem bezpiecznej pracy linii, oprócz oczywistego ograniczenia wynikającego z dopuszczalnej dla danego typu przewodu temperatury jego części przewodzącej, jest zachowanie bezpiecznej odległości do ziemi i obiektów naziemnych znajdujących się pod linią wysokiego napięcia. Odległość ta wynika z obowiązujących norm [5] i dla linii o napięciu nominalnym 110 kV wynosi 5,85 m. Techniczna realizacja takiego wymogu sprowadza się do wyznaczenia maksymalnego prądu, jaki płynąc w linii w przyjętych do obliczeń warunkach pogodowych nie spowoduje niedopuszczalnego zbliżenia do obiektów pod nią. Tak wyznaczony prąd nazywa się prądem (obciążeniem) dynamicznym linii dla podkreślenia, że jego wartość zmienia się wraz ze zmianą warunków pogodowych [6]. Wartość tego prądu wynika z konieczności zachowania normatywnych odległości przewodu roboczego do ziemi lub innych obiektów.

Wyznaczenie obciążalności linii wymaga znajomości danych konstrukcyjnych linii, takich jak rodzaj przewodu fazowego (np. AFL-6, AFL-8) i jego przekrój nominalny. Konieczna jest również znajomość danych topograficznych linii, takich jak jej usytuowanie w terenie względem stron świata, rozpiętość przęseł krytycznych i wysokość mocowania przewodów nad poziomem gruntu.

Pośrednia metoda wyznaczenia dopuszczalnej obciążalności polega na wykorzystaniu pomiarów (prognoz) warunków pogodowych do obliczenia położenia przestrzennego przewodu w przęśle. W odróżnieniu od metod wykorzystujących pomiary parametru przewodu, takich jak temperatura jego powierzchni, naprężenie, kąt pochylenia względem ziemi czy częstość drgań odcinka, metoda ta umożliwia wyznaczenie prognozowanej dopuszczalnej obciążalności linii na podstawie prognozowanych warunków pogodowych.

Posługiwanie się w prowadzeniu ruchu sieci dystrybucyjnej dynamiczną obciążalnością linii prowadzi do lepszego, bardziej efektywnego wykorzystania zdolności przesyłowych linii. Np. dla wiatru o prędkości 6 m/s wiejącego prostopadle do linii jej obciążalność zwiększa się o 50 proc.

Do obliczenia dopuszczalnych, spodziewanych obciążalności wykorzystuje się taki model matematyczny, jak dla monitorowania obciążalności, z tym że zamiast pomierzonych przyjmuje się warunki pogodowe wynikające z prognozy. [7].

Wyznaczanie prognozowanego dopuszczalnego obciążenia linii

Realizacja usługi udostępniania elastyczności obciążenia linii wymaga przeprowadzania obliczeń dopuszczalnego prądu linii w prognozowanych warunkach pogodowych. Mając prognozę pogody dla całego obszaru działania OSD, możliwe jest wyznaczenie prognoz dopuszczalnej obciążalności dla wszystkich linii i przyjęcie tych wartości w analizach rozpływowych związanych z planowaniem pracy systemu.

Prognozy możliwe do pozyskania od komercyjnych dostawców dotyczą 24, 48, 72 godzin z aktualizacją np. co 6 godzin, przy czym siatka geograficzna zróżnicowania prognoz może mieć postać kwadratów o boku 14 km. Prognozy te dotyczą takich parametrów jak temperatura powietrza, prędkość i kierunek wiatru oraz natężenie promieniowania słonecznego.

Możliwe jest również wyliczenia prognozy na podstawie historycznych danych pomiarowych pochodzących ze stacji pogodowych zainstalowanych w pobliżu miejsc (przęseł krytycznych) tych linii, które mają świadczyć usługę elastyczności. W tym celu wykorzystuje się algorytmy sztucznej inteligencji, zwłaszcza sztucznych sieci neuronowych (SSN) oraz fakt, że dane historyczne, które są podstawą do prognozy, dostępne są w postaci szeregów czasowych, tj. wielkości mierzonych z jednakowym odstępem czasu. SSN są najbardziej rozpowszechnioną i zalecaną metodą prognozowania parametrów pogodowych, zarówno jednego z elementów, np. wiatru, jak i wielu parametrów wspólnie.

Wyniki prognozy wartości pogodowych [8] wykorzystującej rzeczywiste dane z kilku stacji pogodowych z zastosowaniem SSN wskazują na wystarczającą dokładność tak wyznaczonej prognozy dla posłużenia się nimi do obliczenia prognozowanego obciążenia linii w krótkim czasie. Osiągnięte rezultaty są lepsze niż prognoza pogody dla danej lokalizacji wykonana przez podmiot komercyjny (rysunek 1). Najmniej precyzyjną prognozę, tj. o dokładności 60-80 proc., otrzymano dla natężenia promieniowania słonecznego, jednakże wpływ tego parametru na dopuszczalną obciążalność linii nie jest decydujący.

Dopuszczalne obciążenie linii jest wynikiem obliczeń dopuszczalnego obciążenia dla każdego z przęseł krytycznych linii i wyznaczenia wartości minimalnej. Wykonywane są one przy wykorzystaniu modelu cieplnego linii zgodnego z zaleceniami CIGRE dla obliczeń temperatury przewodu w stanie ustalonym. Model ten zakłada zachowanie w warunkach statycznych bilansu cieplnego pomiędzy chłodzeniem a nagrzewaniem linii (1):

P_J + P_S = P_c + P_r

gdzie:

• Nagrzewanie:
  • P_J = spowodowane przepływem prądu (ciepło Joule’a)
  • P_S = nagrzewanie słoneczne
• Chłodzenie:
  • P_c = przez konwekcję
  • P_r = przez promieniowanie

W równaniach opisujących te składniki bilansu (rysunek 2) występują zmienne związane z wartościami pogodowymi (temperatura zewnętrzna T_a, promieniowanie słoneczne S, prędkość i kierunek wiatru), zmienna przedstawiająca wartość skuteczną płynącego prądu oraz wielkości stałe opisujące własności materiału przewodu. Model uwzględnia również współczynnik absorpcji cieplnej powierzchni przewodu α_S wykorzystywany do wyznaczania nagrzewania słonecznego P_S oraz współczynnik emisji cieplnej powierzchni przewodu ε wykorzystywany do wyznaczania chłodzenia przez promieniowanie P_r.

Przykład wdrożenia w ramach instalacji demonstracyjnej projektu EUniversal

W ramach wdrożenia demonstracyjnego projektu Horizon 2020 EUniversal planuje się objąć świadczeniem usługi elastyczności te linie 110 kV, które są związane z wyprowadzeniem mocy z dużych farm wiatrowych. Jest to związane z rozbudową istniejącego oprogramowania systemu DOL (Dynamiczna Obciążalność Linii) o moduł DOL-Flex. Dla każdej z tych linii wyspecyfikowano od dwóch do trzech przęseł krytycznych. tj. takich, dla których istnieje zagrożenie niedotrzymania dopuszczalnej odległości przewodu od ziemi. Wybór przęseł krytycznych wymaga znajomości danych konstrukcyjnych wszystkich przęseł linii, takich jak rozpiętość przęsła czy wysokość zawieszenia najniższego przewodu nad ziemią. Dane te są możliwe do pozyskania z oblotów lub paszportów linii.

Prognozowany dopuszczalny godzinowy profil obciążenia może być obliczany dla wszystkich linii 110 kV zarządzanych przez OSD i wykorzystany w programie obliczania rozpływu do zarządzania ograniczeniami. Proces obliczeniowy uruchamiany jest z rozdzielczością dopasowaną do cyklu aktualizacji prognozy warunków pogodowych, a zakres czasowy profilu godzinowego dopuszczalnego obciążenia zależy od długości prognozy pogody i może wynosić np. 72 godziny. Główne kroki procesu obliczeniowego to:

1. Odczyt danych wejściowych, takich jak dane mechaniczne przęseł krytycznych linii: rozpiętość przęsła, wysokość punktu mocowania przewodu po obu stronach przęsła, cechy przewodu (średnica, rodzaj przewodu, współczynniki chłodzenia/nagrzewania) oraz naprężenie początkowe przewodu.
2. Wybór prognozy pogody właściwej dla lokalizacji przęsła krytycznego linii.
3. Obliczenia dopuszczalnego obciążenia przy prognozowanych warunkach pogodowych przy wykorzystaniu modelu cieplnego linii zgodnego z zaleceniami CIGRE.
4. Zapis wyników do bazy danych dla wykorzystania przez program obliczania rozpływu w sieci 110 kV z uwzględnieniem wyznaczonych dopuszczalnych obciążeń linii.

Wnioski

Opisane w niniejszym artykule wykorzystanie wyznaczania dynamicznej obciążalności linii do zarządzania ograniczeniami i świadczenia usług elastyczności pozwoli na osiągnięcie takich korzyści jak zapobieganie przeciążeniom sieci, a zwłaszcza linii, poprawa jakości dostaw energii czy też ograniczenie lub odłożenie w czasie inwestycji sieciowych.

Zarządzanie ograniczeniami i oferowanie producentom energii odnawialnej usługi elastyczności sieci dystrybucyjnej z wykorzystaniem prognoz dynamicznej obciążalności linii 110 kV jest już obecnie możliwe w większości OSD w Polsce (Energa-Operator, Enea Operator, Tauron Dystrybucja, PGE Dystrybucja – niektóre oddziały), w których wdrożono systemy monitorowania dopuszczalnej obciążalności linii (systemy DOL) z zastosowaniem pomiaru warunków pogodowych. W tym celu wykorzystywane byłyby już istniejące w systemie dane mechaniczne linii oraz ten sam algorytm wyznaczania dynamicznej obciążalności linii, przy czym dane pomiarowe warunków pogodowych zastąpione byłyby wartościami prognozowanymi.

Szczególnie efektywne jest wykorzystanie DOL do zarządzania generacją farm wiatrowych w sytuacji, gdy te, wykorzystując dobre warunki wietrzne, pracują z mocą zbliżoną do znamionowej, a jednocześnie przewody linii przesyłowej są chłodzone intensywniej niż przy bezwietrznej pogodzie.

Wdrożenie zarządzania ograniczeniami z wykorzystaniem dynamicznej obciążalności linii umożliwia efektywne technicznie i kosztowo zapewnienie bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego zarówno w warunkach bieżącej pracy, jak i dla spodziewanych (prognozowanych) warunków. Posługiwanie się w prowadzeniu ruchu sieci dystrybucyjnej dynamiczną obciążalnością linii prowadzi do lepszego, bardziej efektywnego wykorzystania zdolności przesyłowych linii.

Podziękowanie

Opisane wykorzystanie prognozowanie dynamicznej dopuszczalnej obciążalności linii opracowano i przygotowano do wdrożenia w ramach projektu unijnego „Market enabling the interface to unlock flexibility solutions for cost-effective management of smarter distribution grids”, który otrzymał dofinansowanie z unijnego programu badań i innowacji Horyzont 2020 w ramach umowy o dotację nr 864334.

Literatura:

[1] Ewa Mataczyńska, Marek Sikora, Włodzimierz Lewandowski, Wykorzystanie usług elastyczności przez Operatora Systemu Dystrybucyjnego, https://www.cire.pl/pliki/2/2019/elastycznosc_systemu.pdf
[2] Dokument Komisji Europejskiej COM (2018) 773 z 28.11.2018 -”A Clean Planet for all – A European strategic long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy”
[3] Flexibility Use at Distribution Level A CEER Conclusions Paper; Ref: C18-DS-42-04; 17-July-2018
[4] TSO–DSO REPORT: AN INTEGRATED APPROACH TO ACTIVE SYSTEM MANAGEMENT; April 2019
[5] PN-EN 50341-1:2013-03E Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV. Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne
[6] Babs A., Weather-based and conductor state measurement methods applied for dynamic line rating forecasting. 2011The International Conference on Advanced Power System Automation and Protection, Pekin, październik 2011
[7] Babs A., Weather conditions based wide area Dynamic Line Rating system for 110 kV network monitoring and contingency analysis, CIGRÉ Canada Conference, Winnipeg, Manitoba, August 31 – September 2, 2015
[8] Babś A., Samotyjak T., Krótkoterminowe prognozowanie dynamicznej obciążalności linii z wykorzystaniem techniki sztucznej inteligencji, ,,Acta Energetica’’ 2019, str. 53-58

Przypisy:

* FACTS – flexible AC transmission systems
** UPFC – Unified Power Flow Controller – zespolony regulator przepływu mocy
Rys. 2. Wyznaczenie obciążalności dynamicznej linii – bilans cieplny

ADAM BABŚ, Instytut Energetyki – Instytut Badawczy Oddział Gdańsk
JANUSZ GURZYŃSKI, Instytut Energetyki – Instytut Badawczy Oddział Gdańsk
TOMASZ SAMOTYJAK, Instytut Energetyki – Instytut Badawczy Oddział Gdańsk
MARCIN TARASIUK, Instytut Energetyki – Instytut Badawczy Oddział Gdańsk