|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 10/2004
Wirtualne Elektrownie Regulacyjne z wykorzystaniem radiowego sterowania. Racjonalna gospodarka
|
|
|
Rynek energii elektrycznej charakteryzuje się koniecznością zapewnienia ciągłego i dokładnego równoważenia zapotrzebowania popytu i podaży energii elektrycznej ze względu na brak możliwości nawet krótkoterminowego jej magazynowania.
|
Jednym z zasadniczych zadań operatora systemu elektroenergetycznego jest zapewnienie bezpieczeństwa i ciągłości dostaw energii elektrycznej. Osiągnięcie tego celu wymaga stworzenia narzędzi do bilansowania zapotrzebowania w systemie i możliwości do przejmowania zobowiązań stron, które nie wywiązują się z wcześniej zawartych kontraktów. W sytuacji zagrożeń bezpieczeństwa energetycznego kraju operator systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego musi podejmować decyzje, których konsekwencjami są zarówno efekty ekonomiczne, jak i techniczne. Zatem w celu umożliwienia operatorom podejmowania optymalnych decyzji w trakcie prowadzenia gry rynkowej, niezbędne staje się wyposażenie ich centrów nie tylko w zaawansowane systemy pomiarowe i teleinformatyczne, ale również w odpowiednie narzędzia regulacyjne.
Takie możliwości stwarzają Wirtualne Elektrownie Regulacyjne (WER), sterowane systemem radiowym (RSM). Pod umownym pojęciem „wirtualne elektrownie regulacyjne” należy rozumieć stworzenie u operatora systemu narzędzi umożliwiających dysponowaniem mocą regulacyjną wynikającą z możliwości wyłączania/załączania odbiorników u odbiorców finalnych. Do ich bezpośredniego dysponowania należy wydzielić u odbiorców te odbiorniki, które będą objęte zdalnym sterowaniem. Są to np. odbiorniki typu akumulacyjnego, pompy cieplne, suszarnie zbóż, a w przemyśle urządzenia do wybranych procesów produkcyjnych.
Najwięcej standardowych odbiorników akumulacyjnych służących do ogrzewania pomieszczeń i wody występuje w grupie odbiorców dwustrefowych w taryfach G i C. Dla przykładu w GE ENEA SA Oddział Bydgoszcz, grupa G2 stanowi ok. 55 000 odbiorców o łącznym zużyciu rocznym ok. 240 GWh, a grupa C2 ok. 9200 odbiorców o łącznym zużyciu ok. 215 GWh. Łączny pobór energii elektrycznej tej grupy odbiorców stanowi ok. 14,5 proc. całorocznej sprzedaży przez bydgoski oddział. Analiza mocy zainstalowanej, związanej z grzejnictwem akumulacyjnym wskazuje, że co najmniej 10 proc. tych odbiorców ma odbiorniki akumulacyjne o mocy 8 (lub więcej) kW, co stanowi minimalną moc regulacyjną na poziomie 52 MW. Zakładając, że bydgoski oddział Grupy Energetycznej ENEA SA (były Zakład Energetyczny Bydgoszcz SA), jest jednostką porównywalną do średniej wielkości zakładu dystrybucyjnego w Polsce (których jest 33), to minimalna wielkość mocy regulacyjnej w systemie WER może osiągać wartość 1716 MW mocy regulacyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE).
Jest to alternatywa dla budowy dużej elektrowni systemowej. Taka wirtualna elektrownia, będąca w dodatkowej dyspozycji operatora systemu rozdzielczego, i to szczególnie w okresie szczytu jesienno-zimowego, jest doskonałym narzędziem umożliwiającym optymalizację krzywej obciążenia dobowego według uprzednio ustalonego grafiku. W Oddziale Bydgoszcz od jesieni 2003 r. wdraża się i testuje system RSM w wymienionej wyżej grupie odbiorców także dla innych zadań jak np. sterowanie taryfami G i C, oświetleniem drogowym itp.
System radiowego sterowania nie napotyka na problemy techniczne, ani organizacyjne i gwarantuje zgodnie z czasem rzeczywistym przełączanie taryf. Dodatkowym atrybutem RSM jest jego pojemność informacyjna i szybkość transmisji. Emisja jednego telegramu trwa ok. 1 sekundy. Dla każdego telegramu przewidziano odpowiedni priorytet, co w przypadku telegramu o najwyższym priorytecie powoduje, że emisja może być zrealizowana prawie natychmiast.
Stopniowy, choć nieduży wzrost poboru mocy planowany w najbliższych latach w Polsce, napotka na znaczące obniżenie mocy dyspozycyjnej elektrowni ze względu na konieczne odstawianie z ruchu źródeł wytwórczych nie spełniających wymogów dyrektyw Unii Europejskiej w zakresie ochrony środowiska. Przy obecnej nadwyżce mocy dyspozycyjnej w krótkim czasie nastąpią jej niedobory. Budowa nowych źródeł wytwórczych, wymagająca bardzo dużych nakładów finansowych oraz długiego okresu realizacji, w obecnym czasie jest mało realna.
Jednym z głównych problemów, z jakimi stykają się spółki dystrybucyjne, jest trudność z dokładnym prognozowaniem zapotrzebowania na energię elektryczną zużywaną przez ich odbiorców końcowych. Kontrakty bilateralne zawierane z dużym wyprzedzeniem, przy małej dokładności prognozy, są następnie korygowane poprzez transakcje na giełdach energii i rynku bilansującym w dniu poprzedzającym dobę handlową. Spółki dystrybucyjne powinny więc założyć pewien poziom niepewności prognozy i podjąć odpowiednie działania ubezpieczające to ryzyko, gdyż nawet odchylenie rzeczywistego zużycia w poszczególnych godzinach doby od jej prognozy jest dla spółki dystrybucyjnej bardzo kosztowne. System WER może być bardzo efektywnym narzędziem dla rozwiązywania tego problemu.
Zmiany w sektorze energetycznym, stwarzają nowe możliwości wykorzystania systemów sterowania odbiorami. Optymalizacja krzywej obciążenia dobowego, sprowadza się do jej wyrównania i obniżenia mocy szczytowej, co jest istotne tak dla krajowego systemu elektroenergetycznego, jak i zakładów energetycznych. W tym celu należy stworzyć system sterowania odbiorami wyposażony w odpowiednie środki techniczne i właściwe procedury postępowania.
Spółka dystrybucyjna, wprowadzając system sterowania wydzielonymi odbiornikami, uzyskuje narzędzie, za pomocą którego możliwe staje się właściwe wykonanie zaplanowanej wcześniej krzywej obciążenia dobowego. W zależności od aktualnych potrzeb lokalnego systemu energetycznego istnieje możliwość operatywnego wprowadzania zmian poboru mocy przez dyspozytora, np. w wyniku ograniczeń, jakie stwarza sieć, przeciążenie transformatorów, linii itp. W stanach awaryjnych lub zagrożenia system sterowania pozwala na dostosowanie mocy odbieranej do bieżącej sytuacji i to w bardzo krótkim czasie.
Sterowanie odbiorami elektrycznymi może zostać wykorzystane w bilansowaniu mocy KSE, gdy wartość mocy sterowanej osiągnie odpowiedni poziom. Moc sterowana-regulowana może być traktowana tak jak moc dyspozycyjna elektrowni, czyli jako „wirtualna elektrownia regulacyjna”. Oznacza to zmianę wielkości mocy zamówionej przez zakład energetyczny i może być uznane jako świadczenie usługi przesyłowej o określonym koszcie. W wielu zachodnich krajach (Niemcy, Anglii, Szwajcaria, USA) stosuje się takie rozwiązanie jako ważny składnik gospodarowania siecią elektroenergetyczną.
Spółki dystrybucyjne będą musiały znaleźć swoje miejsce na konkurencyjnym rynku europejskim oraz środki do elastycznego poruszania się na tym rynku. Jednym z takich środków jest właśnie wykorzystanie systemu WER działających w systemie RSM. Pozwala on wnikać w sieć „zalicznikową” odbiorcy, a poprzez wysyłkę odpowiednich telegramów sterowniczych spełnia zadanie racjonalnego użytkowania mocy.
Gros zakładów energetycznych, w tym m.in. GE ENEA Oddział Bydgoszcz, dysponuje już odpowiednimi zdalnymi systemami pomiarowymi wraz ze stałym monitorowaniem, pozwalającym na bieżąco obserwować łączny chwilowy pobór mocy przez odbiorców na obszarze swojego działania. Przez ich stałą aktualizację (np. w cyklu 5-minutowym w przypadku Oddziału Bydgoszcz) i uzupełnianie o bieżące pomiary, można z dużym prawdopodobieństwem poprzez aproksymacje danych przewidywać moc, która będzie pobrana na koniec okresu rozliczeniowego, co w przypadku rynku bilansującego stanowi godzina zegarowa. Nawet w przypadku, gdy do pełnej godziny brakuje 5 minut, wykorzystując system WER można jeszcze - poprzez załączenie lub wyłączenie odpowiedniego urządzenia lub grupy urządzeń o odpowiedniej mocy - uzyskać wynik zgodny z przewidywaną prognozą. Problem wyboru odpowiednich urządzeń u naszych odbiorców musi być jednak poprzedzony zawarciem dwustronnych umów korzystnych dla stron.
Ekonomiczne wykorzystanie systemu WER przez zakłady energetyczne dla regulacji krzywej obciążenia można już teraz wykorzystać w okresie szczytu jesienno-zimowego do załączania/wyłączania ogrzewania obiektów energetycznych, np. budynków GPZ. Takie działania już podjęto w GE ENEA SA, gdzie moc regulacyjna WER wynosi ok. 9 MW, co jest już wielkością odczuwalną dla systemu rozdzielczego.
Dodatkowym atrybutem przemawiającym za wykorzystaniem WER jest możliwość obniżenia mocy umownej, negocjowanej corocznie z PSE SA w umowie o świadczenie usług przesyłowych. Jest to najwyższa moc czynna pobrana w ciągu roku przez spółkę dystrybucyjną na granicy stron między siecią przesyłową a rozdzielczą, mierzona w okresie 1 godziny. Obecnie, zgodnie z taryfą PSE, 1 MW tej mocy kosztuje spółkę netto ok. 73 zł/rok, co przy zapotrzebowaniu ok. 300 MW przywoływanego już jako przykład Oddziału Bydgoszcz, przekracza kwotę 21 mln zł. Każde godzinowe przekroczenie tej mocy skutkuje bowiem karą w wysokości podwójnej stawki ceny taryfowej. Pozostaje więc znów do wykorzystania szybka regulacja obniżenia tej mocy za pomocą systemu WER.
Reasumując, celowe jest wykorzystanie systemu WER dla sterowania popytem energii elektrycznej szczególnie na rynku lokalnym. Sterowanie to jest na pewno procesem docelowo nieuchronnym i dlatego już dzisiaj trzeba tworzyć strategie jego wdrażania. W zależności od potrzeb systemu energetycznego, istnieje możliwość operatywnego wprowadzania zmian poboru mocy przez dyspozytora odpowiedniego szczebla. System WER z zastosowaniem sterowania radiowego RSM to bardzo efektywny element prowadzenia racjonalnej gospodarki elektroenergetycznej, który może być wprowadzony i eksploatowany przy nakładach inwestycyjnych zaledwie kilku procentowych w stosunku do alternatywnej budowy źródeł wytwórczych energii elektrycznej.
|
|
|
|
