IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone Sterowanie mocą w sieci Smart Grid Jacek Jemielity Ksawery Opala Jarosław Klucznik.

Prezentacja na temat: "IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone Sterowanie mocą w sieci Smart Grid Jacek Jemielity Ksawery Opala Jarosław Klucznik."— Zapis prezentacji:

1 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Sterowanie mocą w sieci Smart Grid Jacek Jemielity Ksawery Opala Jarosław Klucznik Łukasz Czapla Instytut Energetyki Oddział Gdańsk Gdańsk 10.05.2010r

2 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl „Sieć Inteligentniejsza”- Smart Grid 2 Lepsze wykorzystanie istniejącej infrastruktury Optymalizacja zapotrzebowania na energię elektryczną Optymalizacja dostaw energii elektrycznej

3 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl System sterowania napięciem i mocą bierną Volt/Var Management System (VVMS) Zarządzanie popytem Demand Side Management (DSM) Zarządzanie źródłami rozproszonej generacji Distributed Energy Resources Management (DERM) Trzy kluczowe funkcje realizacji sterowania mocą w Smart Grid 3

4 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 4 Głównym celem regulacji napięcia jest dotrzymanie wymaganych poziomów napięć u odbiorców (+/- 10% Un) Transformator NN/SN jest głównym elementem regulacyjnym, ustala poziomy napięć w całym GPZ Napięcie na szynach stacji (SEV) wpływa na: straty, obciążenie zależne od napięcia, W sieci tej instalowane są baterie kondensatorów, zaczynają pojawiać się żródła lokalne DER Regulacja napięcia i mocy biernej w sieci rozdzielczej

5 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 5 Niekorzystny wpływ DER na pracę sieci rozdzielczej Zwiększenie zmienności charakterystyk obciążenia linii zasilających odbiorców Losowość zmian generacji rozproszonej DER, Zmiany poziomów napięcia i strat w linii, Pogorszenie jakości regulacji, Zwiększony udział zniekształceń harmonicznych,

6 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 6 Do regulacji wykorzystywany jest pomiar prądu transformatora i napięcia na szynach rozdzielni SN Kompensacja prądowa wymaga określenia parametrów kompensacji (R,X lub Z) dla rozległych sieci jest to trudne lub niemożliwe Podczas regulacji nie jest uwzględniany wpływ źródeł lokalnych w ciągach liniowych- nawet z kompensacją układ nie będzie działał poprawnie Tradycyjne Układy Regulacji Transformatorowej- nie nadają się do SMART GRID Potrzebny jest Układ Regulacji Transformatorowej- bardziej inteligentny… Tradycyjne URT’y

7 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 7 Czym steruje system VVMS? Transformator 110/SN z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów, Baterie kondensatorów, Autotransformatory regulacyjne (dodawcze) Urządzenia FACTS, Źródła odnawialne w zakresie produkcji/konsumpcji mocy biernej (??? losowość !!!),

8 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 8 Działanie systemu VVMS Koordynacja lokalnej inteligencji

9 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 9 Działanie algorytmu systemu VVMS… Kompensacja spadku napięcia na wielu liniach zasilających (Multi Line Drop Comp.= MLDC). Uwzględnienie oddziaływania lokalnej generacji. Wykorzystanie pomiarów, m.in: Prądy linii zasilających z GPZ, Moce P i Q w punktach przyłączenia generacji rozproszonej, Pomiary z transformatorów zasilających najbliższych i najdalszych odbiorców.,

10 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 10 Przykładowa instalacja w stacji SN/nn 20 kV 0.4 kV U SS I SS Smart Meter U PS I PS RTU560G + GPRS Modems under discussion

11 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 24.06.200911 Wyliczanie wartości pomiarów górnej strony transformatora Koncepcja: Prosta instalacja w istniejących stacjach Pomiar mocy i napięcia po dolnej stronie transformatora Możliwość wyliczenia wartości mocy i napięcia po górnej stronie transformatora I US U US I OS I US, U US, cosφ 560CVT02 RTU560G estymacja parametrów I US, U US, I OS, U OS, cosφ, ü (przekładnia transformatora) ‏ Zabezpieczenia 20 kV 0.4 kV Wartości mierzone Parametry wyliczone za pomocą RTU560-Data Input Tools Wartości mierzone przesyłane do Centrum Sterowania Wartości wyliczone

12 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 12 Układ pomiarowy i komunikacyjny dla stacji 15/0,4 kV Measuring Transducer Voltage Supply (Plug)‏ Power Supply 230VAC/24VDC RTU GPRS/GSM Modem

13 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 13 Kryteria optymalnej regulacji Min. kosztów strat gospodarczych u odbiorców wskutek odchylenia napięcia od wartości znam. Min. kosztów strat mocy i energii w sieci ponoszonych przez spółke dystrybucyjną. Min. kosztów strat spółki dystrybucyjnej. Min. względnych strat energii w sieci. Max. zysku osiąganego przez spółkę dystrybucyjną. Min. kosztów łącznych (dop. przekroczenia). Min. odchyleń napięcia u odbiorców.

14 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Kryterium min. odchyleń napięcia u odbiorców (MLDC) Funkcja celu J: Gdzie: - liczba linii zasilających odbiorców z GPZ - max napięcie odbiorcy na linii zasilającej i, - min napięcie odbiorcy na linii zasilającej i, - napięcie nominalne 14 N

15 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Kryterium min. odchyleń napięcia u odbiorców (MLDC) 15 Wart. funkcji celu J zależy od numeru zaczepu T: J(T(t)) – bieżąca wartość Optymalizacja: liczba przypadków = liczba zaczepów J(1) J(2) J(3)J(T*(t+1)) – optymalna wartość … J(16) 1 dla T* > T i indeks >  Uchyb reg. =-1 dla T*  0 Indeks = 1- J(T*)/J(T) Strefa nieczułości regulacji indeks <= 

16 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 16 Określenie modelu sieci (charakt. P(U) i Q(U) odb.) Optymalizacja położenia PZ transformatorów SN/nn Wskazanie miejsc korzystnych dla zainstalowania baterii kondensatorów o określonych parametrach Określenie pojemności sieci pod względem możliwości zainstalowania źródeł odnawialnych Zagadnienia związane z wdrożeniem VVMS Do szyn SN przyłączonych jest od 6 do 10 linii zasilających, na każdej od kilku do kilkunastu transformatorów SN/nn

17 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 17 Układ połaczeń sieci i parametry odcinków linii zasilających Dane transformatorów SN/ nn i ich obciążenia Dane transformatora NN/SN i jego roczny przebieg obciążeń Baterie kondensatorów (sterowalne lub nie) Model sieci rozdzielczej BRAK KOMERCYJNYCH PROGRAMÓW

18 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Oszczędnościowe Obniżenie Napięcia- Conservation Voltage Reduction CVR 18 Oszczędnościowe obniżenie odbiorcom napięcia do najniższego możliwego poziomu w granicach zgodnych z rozporządzeniem systemowym: -10%Un= 207V Działnie algorytmu CVR odbywa się na podstawie znajomości konfiguracji sieci i bieżacego poboru energii elektrycznej wzdłuż poszczególnych linii zasilających

19 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Technologia CVR 19

20 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Zyski mocy wynikające z CVR Transformator: redukcja strat biegu jałowego, poprawa współczynnika mocy Żarówki, świetlówki: mniejszy pobór prądu, wpływ na długość życia, efektywność (dla świetlówek) Silniki AC: mniejszy pobór energii biernej, poprawa współczynnika mocy, wentylatory - mniejsze obciążenie Elektroniczne zasilacze impulsowe: mniejsze straty na przełączanie zaworów półprzewodnikowych Powyższe urządzenia sumarycznie stanowią dużą część odbiorów, dlatego potencjalne obniżenie mocy jest spore (2..4%) i prowadzi do: Obniżenia strat i oszczędności energii (1..3%) Obniżenia zapotrzebowania na moc bierną (4..10%)

21 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 21 Poprawienie profili napięciowych wzdłuż linii zasilającej Zmniejszenie strat Poprawienie stabilności i przepustowości systemu Zmniejszenie zapotrzebowania na moc (nie energię elektryczną) poprzez funkcjonalność CVR Korzyści z wdrożenia VVMS

22 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl System sterowania napięciem i mocą bierną Volt/Var Management System (VVMS) Zarządzanie popytem Demand Side Management (DSM) Zarządzanie źródłami rozproszonej generacji Distributed Energy Resources Management (DERM) Trzy kluczowe funkcje realizacji sterowania mocą w Smart Grid 22

23 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 23 Sterowanie mocą czynną w sieci elektroenergetycznej od strony poboru energii elektrycznej Cel: Redukcja obciążeń szczytowych Demand Response- wyłączanie dużych odbiorów Demand Side Managment- motywowanie odbiorców do lepszego gospodarowania energią Sterowanie popytem

24 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 24 Bieżąca informacja dla użytkowników o aktualnym zużyciu energii i stosowanie zróżnicowanych taryf energii Systemy inteligentnych budynków integrujące źródła rozproszone budynku i magazyny energii z siecią domową HAN Obniżenie napięcia u odbiorców Wyłączanie odbiorów Narzędzia sterowania popytem

25 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl System sterowania napięciem i mocą bierną Volt/Var Management System (VVMS) Zarządzanie popytem Demand Side Management (DSM) Zarządzanie źródłami rozproszonej generacji Distributed Energy Resources Management (DERM) Trzy kluczowe funkcje realizacji sterowania mocą w Smart Grid 25

26 IEN 2009 © wszelkie prawa zastrzeżone www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl 26 Prognozowanie pogody, w celu prognozowania generacji energii z tych źródeł Monitorowanie mocy i napięcia w źródłach Zdalne wyłączenia źródełOgraniczenia mocy źródeł Zarządzanie źródłami rozproszonej generacji