NOWY KWARTALNIK O ENERGII, GOSPODARCE I NOWYCH TECHNOLOGIACH polish energy brief

Integracja źródeł słonecznych i wiatrowych w systemach elektroenergetycznych: kluczowe wyzwania techniczne

Analiza 2 marca 2020, 11:09
Integracja źródeł słonecznych i wiatrowych w systemach elektroenergetycznych: kluczowe wyzwania techniczne

Energia wiatru i słońca to dwa dminujące odnawialne źródła energii elektrycznej w Australii, Chinach, większości krajów europjeskich oraz w USA. Technologie te wpływają na kluczowe obszary funkcjonowania systemów elektroenergetycznych, które rozwijały się  oparciu o fundamentalnie inne technologie wytwórcze. Jakie główne wyzwania techniczne stoją przed współczesną elektroenergetyką i co można zrobić, aby połączyć dwa światy?


Energetyka odnawialna w zarysie…

Transformacja w kierunku odnawialnych źródełenergii (OZE) postępuje, a główną siłą sprawczą jest energetyka słoneczna i wiatrowa. Według statystyk Międzynarodowej Agencji Energii Odnawialnej (IRENA) za rok 2018, te dwa rodzaje źródeł odopwiadały łącznie za ok. 15% mocy elektrycznej zainstalowanej na świecie (7.074 GWe), co stanowi stotny wzrost względem ok. 4% w roku 2010 oraz niecałego 1% w roku 2000. Mimo iż na prowadzeniu z ok. 17% udziałem pozostaje hydroenergetyka, warto wskazać, że w roku 2000 wartość ta wynosiła ok. 20%, a w roku 2010 ok. 18% glowalnych zasobów wytwórczych. W tym samym czasie, udział źródeł wykorzystujących bioenergię kształtowałsię między ok. 1% w roku 2000 przez ok. 1,5% w roku 2010 do ok. 1,9% w roku 2018.

Wiele krajów na świecie osiągnęło znaczący udziałenergetyki słonecznej i wiatrowej w swoich miksach wytwórczych (Rys. 1), czego przyczyną były czynniki techniczno-ekonomiczne (postęp technologiczny, spadek jednostkowych nakładów inwestycyjnych)  oraz legislacyjne (cele polityki energetyczno-klimatycznej przyjęte przez wiele krajów).

Najczęściej spotykanymi technologiami pozwalającymi na wykorzystanie energii wiatru lub słońća są turbiny wiatrowe (TW) lądowe i morskie oraz fotowoltaika (PV) na dachach domów oraz wielkoskalowa (farmy fotowoltaiczne). Skoncentrowana energetyka słoneczna jak dotąd rozwija się na dużo mniejszą skalę.

Rys. 1: Moc źródeł słonecznych i wiatrowych jako % łącznej mocy zainstalowanej [GWe] w wybranych krajach w 2018 r.

* W przypadku Polski, najnowsze dane PSE (operator system przesyłowego) oraz URE (regulator rynku energii) wskazują na ok. 1,3 GWe fotowoltaiki oraz ok. 5,9 GWe wiatru, przy łącznej mocy zainstalowanej w kraju na poziomie ok. 47,0 GWe.

Źródło: obliczenia własne na podstawie statystyk IRENA za 2018 rok

…oraz pod lupą

PV/TW posiadająpewne fundamentalne cechy które zasadniczo odróżniają je od innych technologii wytwórczych. Te cechy to:

  • wyższy stopień rozproszenia źródeł wytwórczych w przestrzeni (decentralizacja)uwarunkowany dostępnością zasobów naturalnych
  • zależny od pogody i tym samym zmiennyoraz niesterowalny charakter wytwarzania energii elektrycznej
  • niesynchroniczne wytwarzanie prądu stałego (DC), który wprowadzany jest do synchronicznej sieci opartej o prąd przemienny (AC)za pomocą inwerterów.

Biorąc pod uwagę powyższe, PV/TW różnią się zasadniczo od scentralizowanych, sterowalnychźródeł synchronicznych (węgiel, gaz, biopaliwa, źródła wodne zbiornikowe lub szczytowo‑pompowe). Toteż, integracja PV/TW wramach dużych systemów AC, historycznie rozwijanych w oparciu o sterowalne źródła synchroniczne może skutkować określonymi wyzwaniami wynikającymi z uniwersalnych zasad fizyki oraz czynników związanych z lokalizacją źródeł.

Kluczowe wyzwania integracji

Rosnący udział niesynchronicznych PV/TW wywiera wpływ na zarządzanie systemem elektroenergetycznym oraz jego główny cel – bezpieczeństwo dostaw. Głównie techniczne z natury, wyzwania związane z integracją PV/TW mogą być postrzegane przez pryzmat dwóch perspektyw – zapewnienia odpowiednich zasobów (horyzont dni, miesięcy, lat) oraz stabilnej pracy systemu (milisekundy – godziny). Te dwie persketywy przeplatają się dzięki koncepji elastyczności systemu, tj. Kwesti dotyczącej tego, czy miks zasobów pozwala na to, by system byłw stanie odpowiednio szybko reagować na zmiany zachdzące w bieżących w warunkach jego funkcjonowania.

Przykłady z Australii,Wielkiej Brytanii oraz USA pozwalająuzyskać wgląd w niektóre z tych wyzwań, które obejmują przede wszystkim (Rys. 2):

  • planowanie zasobów (wytwarzanie, sieć, magazynowanie) oraz sygnały inwestycyjne
  • zarządzanie zatorami oraz stratami sieciowymi
  • zarządzanie częstotliwością oraz napięciem
  • odporność systemu na zaburzenia (poza zakresem opracowania).

Rys. 2: Kluczowe wyzwania w zarządzaniu systemem elektroenergetycznym w obliczu rosnącej penetracji PV i TW

Odpowiednie zasoby oraz zarządzanie zatorami i stratami sieciowymi:ceny lokalizacyjne

Biorąc pod uwagę rosnące rozproszenie przestrzenne PV/WT, budowa właściwego miksu zasobów powinna uwzględniać sygnały lokalizacyjne, zatory sieciowe oraz straty sieciowe. Zatory powstają w momencie, gdy rozpływy mocy w danej części sieci osiągają lub przekraczają limity termiczne przewodników lub transformatorów, natomiast straty – w ogólnym ujęciu – rosną wraz z dystansem, który przebywa energia elektryczna. Szybki wzrost generacji PV/WT w różnych obszarach sieci, często oddalonych od centrów poboru, skutkuje lokalną nadpodażą energii elektrycznej, prowadząc do przeciążenia elementów systemu i zwiększonych strat energii.

W celu zarządzania zatorami i stratami, operatorzy systemów dokonująredukcji wolumenu wytwarzania lub poboru w danym węźle sieci, co skutkuje dodatkowym ksztem dla systemu (np. gdy dla zapewnienia podaży energii konieczne jest uruchomienie droższego wytwórcy zlokalizowanego poza obszarem dotkniętym zatorem).

Systemowym sposobem na zarządzanie lokalizacyjnymi aspektami związanymi z planowaniem zasobów, zatorami oraz stratami w kontekście rosnącego udziału PV/TW jest wprowadzenie tzw. Cen lokalizacyjnych (ang. locational marginal pricing, LMP). Ceny lokalizacyje pozwalają na jednoczesną wycenę energii, zatorów oraz strat w każdym węźle sieci, przez co dostarczają sygnałów pozwalających podejmowaćdecyzje inwestycyjne oraz operacyjne w zakresie zarządzania systemem elektroenergetycznym.

Różne formy sygnałów lokalizacyjnych wykorzystywane są w Australii, rynkach USA (PJM, ERCOT, CAISO) oraz w Nowej Zelandii.

Częstotliwość i napięcie: kraina usługsystemowych

Częstotliwość oraz napięcie można traktować odpowiednio jako miary zbilansowania mocy czynnej [MW] oraz biernej[1] [MVAr] w systemie. Znaczące odchylenia odrównowagi mogą prowadzić do zaburzeń pracy systemu, uszkodzenia urządzeń oraz blackoutu.

PV/TW wpływają na częstotliwość oraz napięcie głównie poprzez zmienność generacji warunkowaną czynnikami pogodowymi. Dla przykładu, nagła zasłona chmur może prowadzić do gwałtownego obniżenia produkcji PV i przełożyć się na spadek częstotliwości, podczas gdy nagły podmuch wiatru – skutkujący wzrostem wytwarzania TW – może przełożyć się na skok napięcia.

Do zarządzania częsctotliwością i napięciem wykorzystuje siętzw. usługi systemowe. Usługi związane z częstotliwością to regulacja (w normalnych warunkach pracy systemu) oraz odpowiedź awaryjna (inercyjna[2], pierwotna lub wtórna). Usługi związane z napięciem to wytwarzania lub absorpcja mocy biernej.

W przeszłości, usługi systemowe świadczone były przez wytwórców synchronicznych. W obliczu rosnącej penetracji przez niesynchroniczne PV/TW, świadczenie usług systemowych staje się istotnym wyzwaniem, prawdopodobnie wymagającym ponownego rozważenia technicznych możliwości wykonania usugi przez różne technologie.

Przykłady z różnych systemów (Rys. 3) pokazują, żę zarządzanie częstotliwością może przebiegać z wykorzystaniem baterii (Australia Południowa), farm wiatrowych (Quebec, Kanada) czy farm fotowoltaicznych (Kalifornia, USA). Usługi obejmują odpowiedź w przypadku nadczęstotliwości (nagła redukcja produkcji) oraz szybką odpowiedź quasi-inercyjną aby spowolnić tempo spadku częstotliwośći w przypadku awarii (tzw. ‘inercja syntetyczna’). Szybka odpowiedź może być także uzyskana dzięki wykorzystaniu uczestnictwa strony popytowej (ang. demand-side response DSR), jak ma to miejsce w stanie Alberta (Kanada) lub Teksas (USA).

W obszarze zarządzania napięciem, przykład eksperymentalnego świadczenia usługi systemowej pochodzi z Wielkiej Brytanii, gdzie niedawno przeprowadzono demonstrację wytwarzania mocy biernej przez farmę PV.

Rys. 3: Usługa systemowa regulacji częstotliwośći przez wielkoskalową turbine parową (po lewej) oraz wielkoskalowąbaterię w Australii Południowej (po prawej)

Podsumowanie

Rosnąca penetracja PV/TW w systemach elektroenergetycznych wymaga rozwiązań szytych na miarę w celu umożliwienia integracji tych technologii. W zakresie zarządzania zatorami i stratami sieciowymi, jak również w zakresie sygnałów inwestycyjnych, rozwiązaniem mogą być ceny lokalizacyjne. Zarządzanie częstotliwością i napięciem może wymagać istotnego przemodelowania usług systemowych.  Te przedsięwzięcia mogą oznaczać fundamentalne zmiany w obecnym modelu i sposobie działania systemów elektroenergetycznych, lecz czyż nie żyjemy w ciekawych czasach?


Materiał ukazał się w kwartalniku Instytutu Jagiellońskiego Polish Energy Brief.

Zapisz się do newslettera Instytutu Jagiellońskiego, żeby być na bieżąco z najnowszymi materiałami - ZAPISZ SIĘ


[1]Moc bierna wymagana jest dla podtrzymania napięcia (siły sprawczej przepływu prądu) wceludostarczenia mocy czynnej przez linię elektroenergetyczną. W systemie AC, napięcie kontrolowane jest przez wytwarzanie lub absorpcję mocy biernej. O ile częstotliwość(wskaźnik zbilansowania mocy czynnej) jest miarą na skalę całego systemu, napięcie (wskaźnik zbilansowania mocy biernej) ma bardziej lokalny charakter.

[2]Odpowiedź inercyjna to pierwsza linia obrony pozwalająca wyhamować tempo spadku częstotliwośći w przypadku nagłej, awaryjnej utraty generatora.Jako pochodna energii kinetycznej, inercja jest nieodłączną cechą wirujących generatorów synchronicznych. Z natury, niesynchroniczne PV/TW nie są w stanie zapewnić inercji, więc wzrost wytwarzania z tych źródeł – zastępujących wytwarzanie synchroniczne – prowadzi do spadku poziomu inercji w systemie.  To z kolei oznacza, że tempo spadku częstotliwości w przypadku awarii może osiągnąć wysokie poziomy i być trudniejsze do wyhamowania.

Ekspert w zakresie energetyki i infrastruktury. Posiada ponad 12 lat doświadczenia łączącego pracę w elektroenergetyce i doradztwie na terenie Polski i Australii w rolach analitycznych i menedżerskich. Autor modeli fundamentalnych, analiz i raportów biznesowych, artykułów naukowych oraz wystąpień konferencyjnych. Absolwent Akademii Ekonomicznej w Katowicach, Nottingham Trent University oraz Akademii Górniczo-Hutniczej.

Projekt i wykonanie: Sebastian Safian
Używamy cookies w celach funkcjonalnych, aby ułatwić użytkownikom korzystanie z witryny oraz w celu tworzenia anonimowych statystyk serwisu. Jeżeli nie blokujesz plików cookies, to zgadzasz się na ich używanie oraz zapisanie w pamięci urządzenia.
Polityka Prywatności   
OK