Menu
Patronat honorowy Patronage

System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem – czyli jak „wycisnąć” więcej z sieci

Powtarzające się upalne dni to problem nie tylko dla elektrowni, ale także sieci elektroenergetycznych. Nagrzewające się przewody ograniczają możliwości przesyłu energii. Tymczasem z roku na rok coraz więcej linii energetycznych musi być remontowanych, a każde ograniczenie w przesyle staje się coraz większym kłopotem. Sytuację może poprawić opomiarowane sieci z systemem zarządzania przesyłem energii, opracowane przez polskich naukowców we współpracy ze spółkami sieciowymi.

Materiał partnera


System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem – projekt monitoringu obciążalności prądowej linii elektroenergetycznych uwzględniający aktualne warunki atmosferyczne przystosowany do warunków krajowych.

Materiał partnera

Większość linii elektroenergetycznych 110kV oraz 220kV, które  eksploatowane są  w Krajowym Systemie Energetycznym, została zaprojektowana i wybudowana dziesiątki lat temu. Podstawowym mankamentem tej sieci jest jej niska długotrwała obciążalność prądowa, na jaką została zaprojektowana. Podkreślają to wszystkie poniżej przytoczone przez autora publikacje [1-5]. Powszechną praktyką w poprzednich okresach było przyjmowanie temperatury projektowej przewodu na poziomie 40⁰ C. Jest to taka wartość temperatury pracy przewodu, nagrzewanego przez przepływający prąd i warunki atmosferyczne, która nie może być długotrwale przekraczana ze względu na odległości izolacyjne. Według przyjmowanych założeń projektowych, zwisy przewodów pracujących przy temperaturze własnej 40⁰ C nadal pozwalają na zachowanie bezpiecznych odległości pomiędzy przewodami i obiektami zlokalizowanymi pod linią. Obliczenia te  przeprowadza się zakładając bardzo niekorzystne warunki atmosferyczne, tj. temperaturę otoczenia 30⁰ C i prędkość wiatru rzędu 0,5 m/s.

Nisko przyjęta projektowa temperatura pracy przewodu, powoduje poważne ograniczenie możliwości przesyłowych sieci. Już relatywnie niewielkie wartości prądu przepływającego przez przewód powodują osiągnięcie maksymalnej dozwolonej ze względu na zwis temperatury pracy przewodu, zwłaszcza gdy występuje wysoka temperatura otoczenia. Tymczasem według [1] przy zastosowaniu klasycznych przewodów bimateriałowych AL-Fe, jeśli weźmie się pod uwagę wyłącznie ich właściwości materiałowe, a nie zwisy w linii, możliwe jest osiągnięcie maksymalnej ciągłej temperatury własnej pracy tych przewodów rzędu 80⁰ C, bez obawy spowodowania ich uszkodzenia poprzez przegrzanie.

Przyjęcie niewielkiej projektowej temperatury granicznej pracy przewodów, w konsekwencji niskie konstrukcje wsporcze i niewielkie odstępy izolacyjne powodują, iż wspomniana sieć jest wskazywana obecnie, jako drugi po deficycie mocy, podstawowy problem, z jakim boryka się Krajowy System Energetyczny. Problem ten pogłębiany jest dodatkowo przez przyrost i zmianę miejsc lokalizacji obciążeń, która dokonała się w ciągu ostatnich lat w stosunku do tych, na które projektowano pierwotnie sieć. Zwiększające się zapotrzebowanie odbiorców komunalnych i lokalizacja nowych odbiorców przemysłowych na terenach rolniczych i podmiejskich powodują, iż kolejnym ograniczeniem przesyłowym stają się również niedostateczne przekroje przewodów, które wiele lat temu zastosowano przy budowie linii elektroenergetycznych. Szczególnie wyraźnie daje to o sobie znać w przypadku przekrojów 120 mm2.

Wszystkie wymienione ograniczenia przesyłowe sprawiają, iż występują obecnie znaczne problemy z uzyskaniem wyłączeń linii elektroenergetycznych niezbędnych do eksploatacji i modernizacji infrastruktury sieciowej. W okresie od połowy maja do połowy września, kiedy to normą są temperatury 20⁰ C i powyżej, możliwości prowadzenia długotrwałych prac modernizacyjnych w sieci są bardzo mocno ograniczone, a w wielu miejscach wręcz niemożliwe do zrealizowania. W okresach upałów, tj. 30⁰ C i powyżej, przeprowadza się tylko niezbędne wyłączenia prewencyjne, a i to zwykle w okresach o zaniżonym zapotrzebowaniu, jakimi są weekendy i święta lub godziny poranne i nocne, w przypadku gdy pozwala na to charakter wykonywanych prac.

Operator Sieci Przesyłowej, przeprowadzając analizy zgłaszanych wyłączeń linii elektroenergetycznych wykazuje istnienie szeregu wyłączeń awaryjnych, których nałożenie się na trwające prace planowe może spowodować poważne zaniżenia parametrów napięciowych i przekroczenia prądowe w wielu elementach sieci. W konsekwencji podmioty realizujące remonty ponoszą ryzyko  wprowadzenia ograniczeń dla odbiorców, gdyby podczas realizacji prac wystąpiło takie zdarzenie awaryjne.

Starzejąca się i niedostosowana do aktualnych warunków infrastruktura przesyłowa wymaga przeprowadzania wielu prac remontowo-inwestycyjnych. We wszystkich publikacjach dotyczących wyżej wymienionego problemu, autorzy omawiając kłopoty z tym związane, kładą szczególny nacisk na aspekt wysokich kosztów budowy nowych elementów sieciowych i związane z tym niebywałe trudności formalno-prawne. Podkreślają również, iż przebudowy i modernizacje istniejących linii obarczone są podobnymi ograniczeniami. Doświadczenia zebrane przez PGE Dystrybucja S.A. Oddział Warszawa w pełni potwierdzają występowanie takich problemów w prowadzeniu działań inwestycyjnych i remontowych. Przy czym nie mniej istotnym, ale dotychczas pomijanym aspektem, jest brak możliwości uzyskania wyłączeń linii elektroenergetycznych dla modernizowania elementów sieci. Mamy obecnie do czynienia ze zjawiskiem negatywnego sprzężenia zwrotnego. Wiek urządzeń, zmiany miejsc podłączenia źródeł zasilających i miejsc poboru mocy generują kolejne potrzeby inwestycyjne i remontowe związane z modernizacją linii i sieci. Niedostateczna zaś ilość linii, ich przekroje i stan oraz niska długotrwała obciążalność prądowa powodują ograniczenia  w prowadzeniu takich działań w zakresie koniecznym do poprawy sytuacji.

Permanentnie przeciążone przy wyłączeniach linie elektroenergetyczne powodują, iż możliwość prowadzenia prac istnieje tylko przy sprzyjających warunkach atmosferycznych oraz braku innych zaplanowanych przez sąsiednie OSP i OSD wyłączeń składników infrastruktury powiązanych przesyłowo z tym elementem. W rezultacie jedna inwestycja powodująca konieczność wyłączenia linii elektroenergetycznej, wyklucza na czas jego trwania wykonywanie wszelkich prac eksploatacyjnych i modernizacyjnych na znacznym obszarze sieci. Biorąc z kolei pod uwagę, iż ze względu na wiek linii identyczne i pilne potrzeby inwestycyjne – remontowe pojawiły się obecnie we wszystkich spółkach mamy do czynienia ze zjawiskiem „krótkiej kołdry” w kwestii przeprowadzenia jednocześnie większej liczby prac na sieci. Spowodowane jest to niedostatecznymi zdolnościami przesyłowymi obecnego układu, przystosowanego właściwie już tylko do pracy w układzie normalnym, zwłaszcza jeśli uwzględnia się nadal obowiązujące dosyć statyczne podejście do długotrwałej obciążalności prądowej linii elektroenergetycznej.

Biorąc powyższe pod uwagę oczywistym jest, że OSP i OSD z nadzieją spoglądają na możliwości wykorzystania w sieciach systemów monitoringu obciążalności prądowej linii,  które pozwalają na okresowe zwiększenie obciążalności elementów sieci. Cytując tu za [2]: „Zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii umożliwia uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i  stanowi sposób okresowego zwiększenia obciążalności gałęzi sieci. Obciążenia dynamiczne w przypadku linii napowietrznych zależą od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą przekraczać kilkakrotnie wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków.” Obecnie w układzie normalnym PGE Dystrybucja Oddział Warszawa zakres temperatur podzielony został na 4 zakresy, dla których każdej linii określono odmienny prąd długotrwałego obciążenia. Mimo to spodziewamy się, że uwzględnienie aktualnej, realnej prędkości i kierunku wiatru powinno jeszcze znacząco podnieść dopuszczalne wartości prądów obciążenia linii. Z wykresu zamieszczonego w [4] wynika np., że dla typowej krajowej linii przy prędkości wiatru rzędu 8 m/s, wiejącego pod kątem 90⁰ względem osi, jej względna obciążalność zwiększa się aż trzykrotnie. Z kolei w publikacji [3] przeczytać możemy, że: „Bezpieczna praca linii w warunkach bardziej sprzyjających niż przyjęte dla celów projektowych możliwa jest przy znacznie większej obciążalności przewodu niż wynika to z obliczeń projektowych”. Jak wynika z dotychczasowych doświadczeń krajów europejskich, np.: Niemcy, Belgia, dynamiczna obciążalność linii bywa nawet o połowę większa aniżeli obciążalność zaprojektowana, tj. obciążalność statyczna. Realizację tego zadania wykonuje się obecnie na kilka  sposobów mniej lub bardziej dokładnych i zaawansowanych technicznie. Wymagają one jednak instalacji urządzeń pomiarowych na przewodach, urządzeń transmisji danych na słupach oraz bardzo często zamontowania w przęsłach, gdzie dokonuje się dokładnego pomiaru, całych stacji pogodowych. Takie dodatkowe wyposażenie elementów systemu elektroenergetycznego w urządzenia zdalnego nadzoru i odczytu parametrów, wpisuje się w strategię realizacji pojęcia „smart grid„, która ma zmienić dotychczasowy sposób budowania sieci elektroenergetycznych, czyniąc je zespołem urządzeń mocno nasyconym telemechaniką i telepomiarami. Nad jego poprawnym funkcjonowaniem, oprócz energetyków, czuwają dedykowane systemy eksperckie, wspierające ich w tym zadaniu i podnoszące efektywność oraz niezawodność całości.

Niestety, istniejące na rynku tego rodzaju systemy nie zadowalały wszystkich uczestników, którzy mają brać udział w prowadzeniu ruchu i eksploatacji sieci na podstawie ich wskazań. System taki powinien uzyskać aprobatę i zaufanie zarówno OSP jak i  OSD, potwierdzając swą niezawodność w praktyce oraz uzyskać niezbędne certyfikacje wszystkich zastosowanych w nim urządzeń. Bardzo ważnym zagadnieniem jest też opracowanie odpowiednich modeli matematycznych, wystarczająco rzetelnie odtwarzających, na podstawie wielkości mierzonych, zjawiska fizyczne zachodzące w opomiarowanych liniach. Modele te muszą uzyskać aprobatę podmiotów je użytkujących, zostać przetestowane przez odpowiednie instytuty naukowe i ostatecznie zweryfikowane w praktyce.

W celu zrealizowania tych zadań, podmioty zainteresowane stworzeniem nowego systemu, zawierającego wszystkie funkcjonalności określone przez jego przyszłych użytkowników, zawiązały konsorcjum SDZS składające się z przedsiębiorstw i instytucji z obszaru nauki i biznesu,w tym energetyki. Dopiero zaangażowanie tak wielu różnorodnych podmiotów dają gwarancję właściwej realizacji ambitnego projektu, który wymaga od uczestników wymiany wiedzy, informacji i zaangażowania odpowiedniego kapitału intelektualnego. W skład Konsorcjum realizującego wspólny projekt weszły następujące instytucje i podmioty:

  1. Procesy Inwestycyjne Sp. z o.o.,
  2. Globema Sp. z o.o.,
  3. PGE Dystrybucja S.A.,
  4. TAURON Dystrybucja S.A.
  5. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A,
  6. Instytut Podstawowych Problemów Techniki Polskiej Akademii Nauk,
  7. Politechnika Warszawska,
  8. Politechnika Krakowska,
  9. Politechnika Lubelska,
  10. Akademia Górniczo – Hutnicza im. Stanisława Staszica,
  11. Interdyscyplinarne Centrum Modelowania Matematycznego i Komputerowego Uniwersytetu Warszawskiego,

Zadaniem Konsorcjum SDZS jest realizacja projektu, pn.: „Dynamiczne zarządzanie zdolnościami przesyłowymi sieci elektroenergetycznych przy wykorzystaniu innowacyjnych technik pomiarowych (SDZP – System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem)”. Celem realizowanego przez Konsorcjum SDZS przedsięwzięcia jest stworzenie systemu dynamicznego zarządzania zdolnościami przesyłowymi linii energetycznych wysokich i najwyższych napięć 400/220/110kV, czyli linii przesyłowych i dystrybucyjnych. Członkowie Konsorcjum założyli, iż opracowywany system umożliwi podniesienie przepustowości sieci, wzrost bezpieczeństwa i jakości dostaw energii elektrycznej oraz rozwój niskoemisyjnej energetyki rozproszonej i idei Smart Grid. Zidentyfikowane korzyści i efekty, które zostaną osiągnięte w wyniku realizacji wspólnego przedsięwzięcia to także możliwość wsparcia procesu planowania zdolności przesyłowych, wsparcie planowania zadań inwestycyjnych, uniknięcie strat przesyłowych, uniknięcie części bezpośrednich i pośrednich kosztów awarii, np. odbudowy uszkodzonej wskutek awarii infrastruktury, kosztów utraconej energii, odszkodowań oraz zmniejszenie nakładów na rozbudowę sieci poprzez zwiększenie jej przepustowości. Jak widać zastosowanie w przyszłości opracowywanego systemu może przynieść korzyści zarówno w obszarze finansowo – ekonomicznym, jak i technicznym.

Wstępne założenia projektu przewidywały opracowanie urządzeń stanowiących warstwę sprzętową systemu, tj. rejestratorów i stacji bazowych umożliwiających pomiar, rejestrację i przesłanie danych niezbędnych do przeprowadzenia obliczeń. Na podstawie uzyskiwanych z rejestratorów założonych danych pomiarowych opracowano i przetestowano matematyczne modele, które z odpowiednią dokładnością obliczają parametry nie mierzone bezpośrednio w przęsłach. Ostatecznie realizacja projektu została podzielona na osiem kluczowych zadań:

  • Zadanie nr 1 – Specyfikacja modeli i funkcjonalności
  • Zadanie nr 2 – Dokumentacja, normy, standardy, testy
  • Zadanie nr 3 – Modele obliczeniowe
  • Zadanie nr 4 – Algorytmy estymacji SEE
  • Zadanie nr 5 – System IT
  • Zadanie nr 6 – Konstrukcja rejestratora
  • Zadanie nr 7 – Komunikacja AFCS8
  • Zadanie nr 8 – Testy polowe

Założenia projektu znalazły uznanie w wielu środowiskach. W konsekwencji otrzymał on dofinansowanie w formie bezzwrotnej dotacji ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. W 2014 roku podpisano umowę trójstronną o dofinansowanie przedsięwzięcia w ramach Programu Priorytetowego GEKON – Generator Koncepcji Ekologicznych. Prace nad zbliżonymi rozwiązaniami prowadzono w Rosji, Norwegii, Irlandii, USA i Niemczech. Wyniki niektórych prac nie zostały jednak dotychczas skomercjalizowane, inne z wypracowanych rozwiązań są bardzo drogie lub znajdują się jeszcze we wstępnej fazie projektowej. Opracowywany obecnie przez polskich inżynierów i naukowców System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem staje się obecnie w coraz większym stopniu niezbędnym narzędziem organizującym i optymalizującym pracę sieci, dostosowanym do warunków charakterystycznych dla Polski, tj., stosunkowo rzadka typologia sieci, znaczny poziom jej dekapitalizacji, trudne warunki klimatyczne pracy oraz występowanie nieprogramowalnych źródeł energii. 

W literaturze przedmiotu spotkać się można z oceną uzyskanych tą metodą dodatkowych zdolności przesyłowych i przydatności systemów w pracy operatorów.  Na przykład w [6] napisano, że: „Uzyskiwane przez OSP i OSD na całym świecie poziomy zwiększania przepustowości napowietrznych linii przesyłowych, wynikające z użycia systemów monitoringu obciążalności prądowej, bazujących na różnych metodach, sięgają od kilku do ok. 30%. Pomiar wybranych parametrów linii napowietrznych w czasie rzeczywistym, wspomagany pomiarami wybranych parametrów meteorologicznych i ich prognozami, stanowi doskonałe narzędzie do prowadzenia ruchu sieciowego, czynności eksploatacyjnych i planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej.”

Ostatnie zdanie jest dobrym podsumowaniem  oczekiwań pokładanych przez OSP i OSD w możliwości zastosowania dynamicznego podejścia do obciążalności linii energetycznych w praktyce eksploatacyjnej.

Jednocześnie podkreślić należy, że korzystanie z uzyskanego dzięki tej metodzie poszerzenia marginesu zdolności przesyłowych linii, nie powinno być postrzegane jako normalna praktyka eksploatacyjno-ruchowa.

Zgodnie z definicją z IRiESP, normalny układ pracy jest to: „Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych, zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej dostarczanej użytkownikom systemu.

Praca linii wykorzystująca w sprzyjających warunkach atmosferycznych możliwości jej przeciążania jest więc odstąpieniem od spełnienia warunku „najkorzystniejszych warunków technicznych i ekonomicznych” przesyłu, dokonanym dla umożliwienia poprawy aktualnego stanu  i „spełnienia kryteriów niezawodności pracy sieci„. Jest ustępstwem koniecznym w obecnej sytuacji KSE, które powinno zostać wykorzystane w celu przeprowadzenia niezbędnych inwestycji sieciowych gwarantujących powrót KSE do stanu pracy w „najkorzystniejszych warunkach technicznych i ekonomicznych transportu energii elektrycznej„. System monitoringu obciążalności prądowej linii powinien stać się dodatkowym atutem, pozwalającym dyspozytorom działać sprawniej przy wystąpieniu sytuacji awaryjnych w sieci, podnosząc tym samym jej niezawodność.

Jerzy Maciocha, współpraca Włodzimierz Moniuszko


Literatura:

1. P. Kubek : Metody analizy przewodów elektroenergetycznych pod względem cieplnym                                  i mechanicznym. Elektryka r. 2014 Zeszyt 2-3.

2. W. Dołęga: Modernizacja sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie planowania jej rozwoju. Rynek Energii – luty 2014.

3. A. Babaś, T. Samostyjak, K. Nagórski: Zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110kV, Monitorowanie Dopuszczalnego Obciążenia. Energia Elektryczna, Luty 2010.

4. E. Siwy, M. Przygrodzki: Zdolności przesyłowe linii napowietrznych przy generacji mocy w źródłach wiatrowych.

5. P. Kacejko. P. Pijarski: Przyłączanie farm wiatrowych – rozsądne ograniczenia zamiast przewymiarowanych inwestycji. Politechnika Lubelska.

6. R. Czapaj-Atłas: Obciążalność prądowa sieci-metody pomiarów i zwiększenie przepustowości. Przegląd Elektrotechniczny, Październik 2012 r.

Koniec upałów powinien dać odpocząć polskim energetykom, którzy w ostatnich dniach stracili sporo nerwów. Nic z tego. Margines bezpieczeństwa ponownie nam się kurczy, a ceny energii rosną. Tym razem nie za sprawą pogody, a… remontów w Norwegii i Szwecji.