Branża energetyczna stoi w obliczu przemian. Wymuszane są one wieloma czynnikami: rosnącą konkurencją na rynku dostaw energii, coraz większym popytem na nią, rozwojem energetyki odnawialnej oraz zmieniającymi się oczekiwaniami odbiorców energii elektrycznej, którzy stają się również wytwórcami energii. Do tego dochodzą dobrze znane zagadnienia takie jak kwestie ochrony środowiska, ale też nowe - m.in. związane z zapewnianiem cyberbezpieczeństwa sieci energetycznych. W artykule przedstawiamy kierunki rozwoju krajowej branży energetyki oraz rozwiązania techniczne z obszaru produkcji, przesyłu i rozdziału energii, a także sieci smart grid.
Ponad dekadę temu, zna początku lipca 2007 roku, rozpoczął się nowy rozdział w historii polskiej branży energetycznej. Wówczas bowiem na skutek nowelizacji prawa energetycznego odbiorcy prądu w gospodarstwach domowych i w przemyśle uzyskali prawo do bezpłatnej wielokrotnej zmiany sprzedawcy energii elektrycznej. Początkowo, zwłaszcza w pierwszej grupie, niewielu decydowało się na ten krok. Wynikało to przede wszystkim z braku świadomości istnienia tej możliwości i obaw o ewentualne konsekwencje takiej decyzji.
Dlatego na przykład jeszcze w pierwszym półroczu 2011 roku liczba zmian sprzedawcy w grupie odbiorców indywidualnych nie przekroczyła 500. Chętnych do skorzystania z prawa do zmiany szybko jednak przybywało - przykładowo już w 2013 roku, w okresie od stycznia do czerwca, na taki krok zdecydowano się 25 tys. razy, w 2015 aż 56 tys., w kolejnych latach odpowiednio 36 i 48 tysięcy. W pierwszym półroczu 2018 umowę z innym, niż dotychczasowy sprzedawcą energii podpisano blisko 27 tys. razy. Możliwość wyboru cieszy się zatem w gospodarstwach domowych zmienną, lecz niesłabnącą popularnością.
W rezultacie konkurencja pomiędzy dostawcami zaostrza się, szczególnie, że popyt na energię elektryczną w Polsce nie tylko stale rośnie, ale i bije kolejne rekordy. Co pewien czas o takich przypadkach informują Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE).
| Zapraszamy do zapoznania się z przewodnikiem targowym Energetab 2018 |
 |
Rys. 1. Zapotrzebowanie na moc w szczycie zimowym i szczycie letnim (źródło: PSE)
Rekordowe zapotrzebowanie na moc elektryczną w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym w szczycie wieczornym w okresie zimowym wystąpiło ostatnio 28 lutego 2018 roku i wyniosło 26,4 GW. W szczycie rannym w okresie wiosenno-letnim miało ono miejsce 4 czerwca 2018, gdy sięgnęło 23,2 GW, zaś w okresie letnim wystąpiło w godzinach popołudniowych 31 lipca 2018 roku, wynosząc 23,5 GW. To ostatnie wydarzenie spowodowało konieczność zastosowania specjalnych środków zaradczych (patrz ramka).
Według prognoz PSE zapotrzebowanie na moc będzie stale rosło. Już w 2016 firma ta przewidywała, że w szczycie zimowym wyniesie ono: w 2020 roku 28 GW, 2025 - 30,3 GW, 2030 - 32,7, a w 2035 - 35,2 GW. Rekordowe zapotrzebowanie będzie również rosło w lecie, w szczycie osiągając: w 2020 roku 25 GW, zaś dziesięć lat później - 32,7 GW (rys. 1).
Główną przyczyną nadmiernego obciążenia elektrowni stają się ekstremalne warunki pogodowe, przede wszystkim temperatury - zimą coraz niższe, a latem coraz wyższe, przez które ogrzewanie oraz klimatyzacja pochłaniają więcej energii. Wysokie temperatury powodują także zmniejszenie obciążalności linii energetycznych i ograniczenia pracy niektórych elektrowni z powodu wzrostu temperatury wody wykorzystywanej do ich chłodzenia.
W tym roku zimą doszedł kolejny czynnik, smog, z powodu którego, jak można się domyślać, więcej osób skróciło do niezbędnego minimum przebywanie poza domem, dłużej korzystając z oświetlenia oraz sprzętów AGD i RTV.
Jak zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii
Stwierdzenie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw nie spowodowało konieczności ograniczenia poboru energii elektrycznej przez odbiorców, pozwoliło jednak na uruchomienie dopuszczalnych prawnie w takich sytuacjach środków zaradczych. W rezultacie 31 lipca wykorzystano jeden z nich, polegający na utrzymaniu pracy jednostek wytwórczych z przekroczeniem parametrów zrzutu oraz poboru wody do lokalnego zbiornika wodnego. W takich przypadkach operator systemu przesyłowego może też skorzystać z innych rozwiązań. Są to: wykorzystanie dostępnych rezerw mocy w jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi, praca interwencyjna elektrowni szczytowo-pompowych, które w krótkim czasie pozwalają na zbilansowanie zapotrzebowania na moc (sumaryczna dostępna moc to ponad 1600 MW), okresowa praca jednostek wytwórczych z przeciążeniem i interwencyjna rezerwa zimna, czyli wykorzystanie potencjału jednostek wytwórczych, które planowane były do trwałego wycofania z eksploatacji przed 2016 rokiem z powodu braku możliwości wypełnienia zaostrzonych norm emisji (łączna dostępna moc to 830 MW). Z tej ostatniej możliwości skorzystano 30 lipca, uruchamiając dwa bloki o łącznej mocy 400 MW. |
Rys. 2. Struktura wiekowa infrastruktury sieciowej (źródło: PTPiREE)
Przedsiębiorstwa energetyczne zapewniają, że dysponują wystarczającymi rezerwami, dzięki czemu odbiorcy nie muszą się obawiać o ciągłość dostaw. Rośnie także import energii z zagranicy. Mimo to co jakiś czas, podczas wyjątkowo mroźniej zimy lub bardzo dokuczliwych upałów, w mediach pojawiają się informacje o zagrożeniu blackoutem.
Biorąc pod uwagę moce wytwórcze elektrowni i stan techniczny infrastruktury, zarówno wytwórczej, jak i przesyłowej oraz dystrybucyjnej, nie można niestety tych obaw uznać za przesadzone. Jeśli chodzi o stan techniczny, to decydujący wpływ ma na niego stopień zużycia wynikający z czasu użytkowania. W przypadku większości elementów infrastruktury sieciowej w Polsce można już niestety mówić o ich starzeniu się.
Według danych Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej (PTPiREE) już od ponad 40 lat eksploatowane są: 42% wszystkich linii napowietrznych wysokiego napięcia, 30% stacji WN/SN, 19% transformatorów WN/SN, 37% linii napowietrznych średniego napięcia, 28% stacji SN/nn i 31% linii napowietrznych niskiego napięcia. Spośród wymienionych zdecydowanie największy stopień zużycia charakteryzuje linie napowietrzne wysokiego oraz średniego napięcia - prawie 80% z nich zostało wybudowanych ponad ćwierć wieku temu (rys. 2).
Najmłodsze natomiast są: linie kablowe wysokiego napięcia, których aż 80% ma mniej, niż 10 lat, linie kablowe średniego napięcia, których 31% zostało zbudowanych w ostatniej dekadzie, a 28% ma między 10, a 25 lat i linie kablowe niskiego napięcia, których 31% jest w eksploatacji krócej, niż 10 lat, a 31% ma między 10, a 25 lat. Linii tego typu będzie prawdopodobnie przybywać, w związku z coraz bardziej ekstremalnymi zjawiskami pogodowymi, które występują na terenie naszego kraju.
Przykładem są nawałnice, które przeszły latem w zeszłym roku przez województwa kujawsko-pomorskie, pomorskie i wielkopolskie. Dokonały one ogromnych spustoszeń, uszkadzając budynki mieszkalne oraz elementy infrastruktury sieciowej, w tym głównie linie napowietrzne.
Z tego powodu przerwy w dostawach energii elektrycznej trwały od kilku do nawet kilkunastu dni. Na usuwanie skutków nawałnic przedsiębiorstwa energetyczne musiały przeznaczyć duże środki i zaangażować wielu pracowników. W rezultacie wywołało to dyskusję na temat konieczności zastąpienia linii napowietrznych liniami kablowymi.
Aktualnie udział tych ostatnich w całkowitej długości sieci jest niewielki - według PTPiREE w przypadku sieci niskiego napięcia wynosi 33%, a sieci średniego napięcia 25%. Wprawdzie koszt takiej wymiany byłby ogromny, liczony w dziesiątkach miliardów złotych, ale z drugiej strony nie jest ona wcale konieczna w całym kraju. Wręcz przeciwnie, nie ma sensu tam, gdzie nie ma drzew. Poza zmniejszeniem awaryjności sieci zastąpienie linii napowietrznych kablowymi mogłoby także ograniczyć koszty eksploatacyjne.
Jeśli z kolei chodzi o dysproporcje między zdolnościami produkcyjnymi polskiej elektroenergetyki, a zapotrzebowaniem na energię elektryczną, to koniecznie trzeba wspomnieć o jej znaczących, lecz niewykorzystywanych rezerwach. Są nimi straty energii ponoszone w czasie przesyłu i dystrybucji, definiowane jako różnica między energią, którą stacje transformatorowe elektrowni wprowadzają do systemu przesyłowego, a energią, którą pobierają odbiorcy końcowi. W naszym kraju sięgają one, według PTPiREE, kilkunastu procent i przewyższają średnią w Unii Europejskiej.
Wśród czynników, które mają wpływ na wielkość strat wymienia się: konstrukcję, wiek oraz stan techniczny sieci przesyłowych, ich przeciążenie, duże odległości, na jakie przesyłana jest energia oraz niedokładne pomiary zużycia energii elektrycznej, na podstawie których tworzone są błędne prognozy zużycia, w oparciu o które planuje i realizuje się dostawy energii w ilości zbyt dużej w stosunku do potrzeb odbiorców. By ograniczyć marnotrawstwo podejmuje się różne działania.
Przykładowe z nich to: dążenie do zwiększenia efektywności energetycznej urządzeń będących częścią sieci przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, na przykład transformatorów (patrz ramka) oraz prace nad niskostratnymi przewodami linii napowietrznych. Oprócz tego, gdy jest to opłacalne wdraża się technikę HVDC (High Voltage Direct Current), tzn. sieci przesyłowych wysokiego napięcia prądu stałego.
Głównym jej ograniczeniem jest fakt, że jest tańsza tylko w przypadku przesyłu prądu na bardzo dużych odległościach, większych niż 600 kilometrów liniami napowietrznymi i 50 kilometrów w przypadku kabli podmorskich. W technologii HVDC straty przesyłowe są jednak nawet o 50% mniejsze, niż w przypadku tradycyjnych linii napowietrznych.
Ograniczenie strat przesyłowych jest również jednym z celów tworzenia inteligentnych sieci elektroenergetycznych (smart grid), dzięki którym można bilansować podaż i popyt na energię elektryczną. Piszemy o nich w kolejnych rozdziałach.
Rys. 3. Udział elektrowni o różnych typach paliw w produkcji energii elektrycznej w 2017 roku (źródło: PSE)
Kolejnym, po zwiększaniu zdolności przesyłowych i dystrybucyjnych sposobem na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest utrzymanie odpowiedniego poziomu mocy wytwórczych. W Polsce najwięcej energii elektrycznej produkowanej jest w elektrowniach opalanych węglem. Na przykład według danych PSE w 2017 roku udział elektrowni zawodowych, w których jako paliwo wykorzystuje się węgiel kamienny przekroczył 48%, węgiel brunatny - 31%, zaś gaz - 4% (rys. 3).
Jeżeli chodzi o moc zainstalowaną i moc osiąganą, to w wymienionych typach elektrowni wynosiła odpowiednio: ponad 20 GW, przeszło 9 GW i ponad 2 GW, a wyprodukowano w nich odpowiednio: prawie 80 GWh, blisko 52 GWh i ponad 7 GWh. Dla porównania, całkowite zużycie energii elektrycznej wyniosło w 2017 roku 168 GWh, co oznacza wzrost rok do roku o ponad 2%.
Ponieważ nie zanosi się na to, żeby dominacja węgla oraz gazu miała się skończyć, a równocześnie wraz ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną zaostrzają się przepisy w zakresie emisji szkodliwych substancji towarzyszącej spalaniu tych paliw, podejmowane są różnorakie działania.
Inwestycje w energetyce
Farma wiatrowa w Lipnikach Przedsiębiorstwa energetyczne nie lekceważą wyzwań, jakie przed nimi stoją. Aby im sprostać, prowadzą liczne inwestycje w modernizację działającej i budowę nowej infrastruktury wytwórczej, przesyłowej i dystrybucyjnej, dywersyfikują źródła energii, inwestując w energetykę odnawialną i wdrażają ideę smart grid. Poniżej przedstawiamy przykłady działań podjętych przez polskie firmy w ciągu ostatnich kilku miesięcy. Enea Operator rozpoczyna projekt, którego celem jest ograniczenie strat w transformatorach średniego napięcia na niskie. W ramach tej inicjatywy zostanie opracowany algorytm obliczeń, który będzie wspomagał proces doboru transformatorów w zależności od warunków obciążenia w stacjach SN/nn, na podstawie wcześniej wykonanych pomiarów. W należącej do Energi Elektrowni Ostrołęka powstanie druga instalacja odsiarczania spalin. Oczyszczaniem przy pełnej mocy będą objęte wszystkie trzy bloki energetyczne zakładu. Dzięki tej inwestycji elektrownia zostanie dostosowana do wymagań Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie ograniczenia emisji przemysłowych oraz konkluzji BAT. 
Elektrownia Ostrołęka PGE Dystrybucja przebuduje stację 110/30/15 GPZ Budzyń. Ma to na celu zwiększenie możliwości tego obiektu w zakresie przyłączania do sieci elektroenergetycznej kolejnych źródeł energii odnawialnej. W ramach tego projektu powstanie m.in. rozdzielnia 110 kV typu GIS, w układzie z podwójnym sekcjonowanym systemem szyn zbiorczych ze sprzęgłem poprzeczno-podłużnym i miejscem na 4 dodatkowe pola liniowe 110 kV oraz dwusekcyjna 44-polowa rozdzielnia 15 kV, zasilana z 2 transformatorów 110/15 kV. Tauron zbuduje pilotażowy system magazynowania energii elektrycznej przy stacji energetycznej w miejscowości Cieszanowice w gminie Kamiennik w województwie opolskim, która współpracuje z należącą do tej firmy farmą wiatrową Lipniki o mocy 30 MW. Znajduje się ona w odległości 7,5 km od projektowanego magazynu. Jego moc czynna wyniesie co najmniej 2000 kW, a pojemność użyteczna co najmniej 500 kWh. PSE w styczniu tego roku oddało do użytku nowo wybudowaną linię przesyłową 400 kV relacji Kozienice - Siedlce Ujrzanów oraz dwie stacje elektroenergetyczne najwyższych napięć, które rozbudowano w celu wyprowadzenia mocy z nowego, 1075-megawatowego bloku Elektrowni Kozienice. Inwestycje te poprawią bezpieczeństwo dostawy energii elektrycznej w centralnej i wschodniej Polsce. |
Niektóre z elektrowni zostaną wyłączone, tak jak na przykład Elektrownia Adamów. Zakład będący częścią Zespołu Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin został wycofany z eksploatacji na początku 2018 roku. Elektrownia składająca się z pięciu bloków o mocy 120 MW każdy została wyłączona po ponad 50 latach pracy.
Choć czyniono starania, aby wydłużyć czas pracy tego zakładu do czasu wyczerpania się lokalnych złóż węgla brunatnego, a od 2016 korzystał on z derogacji, tzn. wyłączenia z obowiązku przestrzegania zaleceń dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie emisji przemysłowych (dyrektywa IED), Komisja Europejska ostatecznie zdecydowała o jego zamknięciu.
Część elektrowni zostanie zmodernizowana, w celu dostosowania do nowych wymagań. Chodzi tu głównie o przyjęte wiosną 2017 roku konkluzje dotyczące najlepszych dostępnych technik (Best Available Techniques, BAT) w odniesieniu do dużych obiektów energetycznego spalania, które wprowadzają nowe i zaostrzają istniejące przepisy w zakresie emisji szkodliwych substancji. Termin dostosowania się do nich minie w 2021 roku. Powstaną również nowe bloki.
Przedsiębiorstwa energetyczne nie lekceważą wyzwań, jakie przed nimi stoją i prowadzą liczne inwestycje w modernizację działającej i budowę nowej infrastruktury wytwórczej, przesyłowej i dystrybucyjnej. Przykłady przedstawiamy w ramce.
Trendy w budowie transformatorów
Z pierwszych korzysta się w elektrowniach i podstacjach, a drugie instaluje się bliżej urządzeń końcowych zasilanych średnim i niskim napięciem. Konstrukcje transformatorów stale się ulepsza, by poprawić ich niezawodność i sprawność energetyczną. Zwiększanie ostatniej narzuca dyrektywa UE 2009/125/WE określająca wartości maksymalnych strat obciążeniowych i w stanie jałowym. Obowiązuje ona od 2015 roku. W 2021 jej wytyczne zostaną jeszcze bardziej zaostrzone. Większą niezawodność i sprawność energetyczną transformatorów uzyskuje się przez poprawę właściwości rdzenia, uzwojeń, izolacji oraz skuteczności chłodzenia. Jeżeli chodzi o rdzeń, prace prowadzi się w dwóch kierunkach - poszukując nowych materiałów, z których można go wykonać oraz ulepszając metody produkcji i obróbki tych już używanych, i modyfikując konstrukcję rdzenia. Od czego zależą straty anomalne?Popularny materiał to elektrotechniczne blachy krzemowe o ziarnie zorientowanym. Ich stratność to wypadkowa strat na histerezę i prądy wirowe, których składnikiem są straty dodatkowe (anomalne). W miarę ulepszania procesu produkcji wkład strat na histerezę malał, dlatego obecnie największym składnikiem, z udziałem nawet 70%, jest stratność anomalna. Jest tym większa, im więcej energii jest w czasie magnesowania traconej na ruch ścianek domenowych. Zależy w związku z tym od struktury domen magnetycznych, a zwłaszcza ich szerokości. Im są one szersze, tym większe są straty w rdzeniu. Domeny poszerzają się pod wpływem naprężeń powstających w czasie walcowania i powlekania blach. Aby efekt ten zniwelować powierzchnię zarysowuje się (zwykle korzystając z lasera) poprzecznie do kierunku walcowania, co powoduje rozdrobnienie domen magnetycznych. Można w ten sposób zmniejszyć stratność rdzenia nawet o kilkanaście procent. Technika ta jednak wciąż wymaga udoskonalania, gdyż zdarza się, że osiąga się efekt odwrotny od pożądanego i stratność wzrasta albo powierzchnia blachy zostaje nadmiernie uszkodzona. Prace prowadzi się przede wszystkim pod kątem doboru optymalnych nastaw lasera - poziomu mocy i szerokości wiązki. Materiały amorficzneObniżenie stratności rdzeni transformatorów mają również zapewnić materiały amorficzne, czyli o strukturze niekrystalicznej, jak w szkle. Stosując je ogranicza się straty na histerezę oraz prądy wirowe, dzięki czemu stratność wypadkowa jest mniejsza nawet o kilkadziesiąt procent, niż w rdzeniach z blach o strukturze krystalicznej. Uzyskuje się to, ponieważ blachy amorficzne mają nieuporządkowaną strukturę ziaren, a więc i domen magnetycznych. Charakteryzuje je w efekcie większa przenikalność magnetyczna i węższa pętla histerezy w porównaniu z blachami o ziarnie zorientowanym. Stratność na prądy wirowe zmniejsza się natomiast dzięki dużej rezystywności materiałów amorficznych oraz możliwości wykonania z nich bardzo cienkich blach, o grubości nawet kilka razy mniejszej, niż blach o ziarnie zorientowanym. Są jednak droższe. Wciąż także trzeba udoskonalać techniki produkcji takich blach, w związku z dużą łamliwością materiałów amorficznych oraz ograniczoną szerokością wykonywanych z nich taśm. Jakie są zalety przewodów CTC?Podobnie w uzwojeniach transformatorów zmiany w konstrukcji uzupełniają nowe materiały. Przykład to stopy miedzi ze srebrem. Przy zawartości tego dodatku od 0,03% do 0,1% granica plastyczności materiału ma wartość, przy której w temperaturach do jakich mogą się nagrzewać uzwojenia nie zmienia się ich wytrzymałość, inaczej niż w przypadku uzwojeń z samej z miedzi. Dodatek srebra zwiększa więc wytrzymałość zwarciową transformatora. W dziedzinie nowych konstrukcji popularne stają się uzwojenia CTC (Continuously Transposed Conductor), czyli z przewodami z ciągłą transpozycją żył. Ich główne zalety to: małe straty dodatkowe, precyzja wykonania oraz duża wytrzymałość na promieniowe i osiowe siły zwarciowe. Ostatnią cechę uzyskuje się dzięki zastosowaniu wysokotemperaturowego kleju epoksydowego nakładanego między warstwami żył albo na całą wiązkę. Trendy w obszarze izolacjiW dziedzinie izolacji papierowej pracuje się nad materiałami o wyższej temperaturze pracy oraz wytrzymałości. Jeżeli chodzi o ciecze, to choć wciąż najpopularniejszy jest olej mineralny od lat rośnie zainteresowanie alternatywami, jak estry syntetyczne i naturalne. W porównaniu do oleju mineralnego mają one zalety ważne w eksploatacji i ochronie środowiska: wysoką temperaturę zapłonu, nietoksyczność i biodegradowalność. Estry syntetyczne są czasem stosowane razem z izolacją z papieru wytrzymałego na wysokie temperatury, na przykład papieru aramidowego. Ponieważ jednak właściwości estrów nie zostały jeszcze dobrze zbadane, nie są używane powszechnie głównie z obaw o bezpieczeństwo w razie wytworzenia się gazów na skutek wyładowań albo przegrzania. Analiza takich zjawisk jest ważnym kierunkiem badań nad zastosowaniem estrów jako cieczy elektroizolacyjnych. |
Kolejnym sposobem na polepszenie bezpieczeństwa energetycznego jest dywersyfikacja źródeł energii. W związku z tym rośnie znaczenie energetyki odnawialnej. Według PSE w 2017 udział elektrowni wiatrowych i innych opartych na źródłach odnawialnych w krajowej produkcji energii elektrycznej przekroczył 8%, a w przypadku elektrowni wodnych 1,6%. W tych pierwszych łącznie wytworzono ponad 14 GWh energii elektrycznej, o 19% więcej niż rok wcześniej, a w wodnych 2,7 GWh, co oznacza wzrost rok do roku o ponad 15% (rys. 4).
Chociaż dalszy wzrost udziału energetyki odnawialnej jest wymuszany przepisami obowiązującymi w Unii Europejskiej, branża ta w ostatnich latach przeżywała w Polsce kryzys. Dodatkowo występują tu liczne wyzwania natury technicznej, z którymi muszą liczyć się przedsiębiorstwa.
Przede wszystkim źródła odnawialne nie są stale dostępne w jednakowej ilości, na podstawie czego można by być pewnym gwarantowanej przez nie wydajności produkcji. Na przykład elektrownie wiatrowe nie dostarczają energii elektrycznej w dni bezwietrzne, a panele słoneczne produkują jej znacznie mniej, gdy jest pochmurno. Wydajność zależy również od pory roku i pory dnia.
W oparciu o źródła odnawialne powstają również rozproszone mikrosieci. Przykładem są panele fotowoltaiczne instalowane na dachach budynków oraz przydomowe elektrownie wiatrowe. W przyszłości, kiedy będzie się z nich korzystać na masową skalę w transporcie publicznym i prywatnym, ważnym nie tylko odbiorcą, lecz i źródłem energii staną się także samochody elektryczne.
Nadwyżki energii elektrycznej wyprodukowanej w przydomowych elektrowniach albo zmagazynowanej w autach można sprzedawać zakładom energetycznym. Stanowią one uzupełnienie zasobów publicznych sieci energoelektrycznych. Wymiana energii elektrycznej pomiędzy zakładem energetycznym a jej odbiorcą, będącym zarazem jej wytwórcą, musi zatem przebiegać dwukierunkowo.
W sprostaniu wyzwaniom, jakie niesie ze sobą rozwój energetyki odnawialnej oraz samochodów elektrycznych mają być pomocne inteligentne sieci elektroenergetyczne (smart grid). Równocześnie prowadzi się prace nad różnymi metodami magazynowania energii elektrycznej.
Inteligentne sieci elektroenergetyczne powstają poprzez zintegrowanie istniejącej infrastruktury sieciowej z nowymi technologiami informatycznymi i komunikacyjnymi. Ma to na celu głównie: zmniejszenie kosztów produkcji, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, ograniczenie jej strat, równoważenie jej podaży i popytu na nią oraz poprawę niezawodności jej dostaw.
Aby móc to osiągnąć należy monitorować najważniejsze elementy sieci elektroenergetycznej, od etapu produkcji, przesyłu i rozdziału, aż po odbiorców końcowych, z drugiej zaś strony trzeba mieć możliwość wpływania na nie na podstawie uzyskanych informacji. W związku z tym wśród technologii, które są niezbędne do wdrożenia idei smart grid poza czujnikami i łącznością należy wymienić także systemy sterowania i oprogramowanie.
Dzięki temu można na przykład śledzić aktualną wydajność elektrowni opartych na źródłach odnawialnych. W urządzenia pomiarowe wyposaża się również m.in. stacje energetyczne. Ich odczyty są przesyłane za pośrednictwem Internetu do centrali, gdzie są analizowane pod kątem sprawności i wydajności działania monitorowanego sprzętu. Pozwala to zawczasu wykryć oznaki zbliżającej się awarii.
Czujniki i moduły komunikacyjne montuje się również na liniach przesyłowych. Mogą one mierzyć na przykład warunki pogodowe: temperaturę otoczenia, nasłonecznienie, prędkość wiatru i jego kierunek. Na podstawie tych informacji i danych konstrukcyjnych linii w centrali specjalne oprogramowanie oblicza maksymalny dopuszczalny w danym momencie prąd obciążenia.
Dynamiczna zmiana obciążalności pozwala na efektywne i bezpieczne zwiększanie zdolności przesyłowych linii energetycznych, bez konieczności ich kosztownej i czasochłonnej rozbudowy. System tego typu został wdrożony m.in. w firmie Tauron Dystrybucja na należących do niej liniach wysokiego napięcia.
Inteligentne sieci elektroenergetyczne pozwolą na zmianę tradycyjnego modelu zarządzania podażą energii elektrycznej w zależności od zapotrzebowania na nią. Odchodzi się od niego ponieważ jest bardzo drogi.
Duże koszty w razie wystąpienia nadzwyczajnego popytu spowodowanego na przykład ekstremalnymi warunkami pogodowymi wynikają na przykład z konieczności wykorzystania rezerw, przez uruchomienie specjalnie w tym celu bloków energetycznych, które w normalnych warunkach są wyłączone z eksploatacji, najczęściej z powodu niskiej sprawności lub niespełniania przez nie norm emisji szkodliwych substancji. Takie działanie nie pozostaje w związku z tym również bez wpływu na środowisko.
Dlatego w inteligentnych sieciach elektroenergetycznych możliwa będzie sytuacja odwrotna, w której to popyt będzie się zmieniał w zależności od podaży. By było to możliwe klienci zakładów energetycznych nie mogą już być wyłącznie biernymi odbiorcami.
W zamian powinni się zaangażować i na podstawie informacji, które otrzymają od dostawców energii elektrycznej starać się efektywniej zarządzać jej zużyciem. Może to polegać na przykład na ograniczaniu jej poboru w sytuacjach nadzwyczajnych, czyli wtedy, gdy dochodzi na przykład do awarii lub przeciążenia sieci.
Dotyczy to także prosumentów, czyli jednoczesnych wytwórców energii, którzy w takich sytuacjach będą zachęcani do oddawania do sieci nadwyżek energii, którymi dysponują. Na co dzień, dzięki inteligentnym licznikom (smart meters), klienci zakładów energetycznych będą natomiast mogli obserwować w czasie rzeczywistym zużycie energii przez poszczególne urządzenia w ich domu. Dzięki temu będą z nich korzystać świadomiej.
Wraz z upowszechnianiem się technologii informatycznych i komunikacyjnych w obrębie sieci elektroenergetycznych, a zwłaszcza podłączaniem ich pośrednio lub bezpośrednio do Internetu, rośnie zagrożenie cyberatakami. Dla hakerów są one bowiem niezwykle atrakcyjnym celem - w przypadku skutecznego ataku na nie spektakularny efekt, a co za tym idzie globalna popularność, są gwarantowane. Z obawy przed blackoutem operatorzy energetyczni mogą być też podatni na szantaż, na przykład ze strony terrorystów.
O tym, że wbrew pozorom włamanie się do sieci elektroenergetycznej nie jest niestety zadaniem trudnym do wykonania, nawet bez posiadania wielkich umiejętności w tej dziedzinie, przekonują specjaliści od cyberbezpieczeństwa. Przykładowo jeden z nich niedawno odkrył aż kilkanaście luk umożliwiających przejęcie kontroli nad inwerterami elektrowni fotowoltaicznych.
Pozwalało to zdalnie wyłączyć całą instalację produkującą prąd. Jednoczesne odłączenie od sieci elektroenergetycznej wielu elektrowni fotowoltaicznych mogłoby bez wątpienia doprowadzić do jej przeciążenia, a w efekcie nawet do blackout na znacznym terenie.
Przed cyberatakami można się zabezpieczać na wiele sposobów, ale najskuteczniej wówczas, gdy jednocześnie korzysta się z wielu metod ochrony. W takim przypadku, jeśli nawet jedna z blokad zostanie ominięta, pojawi się następna, co spowolni albo powstrzyma atak.
Nowe materiały przewodów linii napowietrznych
Przewody o wyższym górnym limicie temperatury pracy mogłyby przewodzić prądy o większych natężeniach. Jednocześnie materiały, z których byłyby wykonane nie powinny ulegać nadmiernemu wydłużeniu zwiększającemu zwis w stopniu niebezpiecznym dla otoczenia i grożącym zerwaniem przewodu albo jego zetknięciem z innym obiektem, a w efekcie awarią linii. Warunki te spełniają przewody HTLS (High Temperature Low Sag), które mają nieliniową charakterystykę długości zwisu w zależności od temperatury. Oznacza to, że powyżej wartości granicznej zwis wraz ze wzrostem temperatury rośnie wolniej. Przewody HTLS mogą zatem pracować w wyższych temperaturach i przewodzić większe prądy. Dzięki temu od kilkunastu już lat zastępują te tradycyjne. Do tej kategorii zaliczanych jest wiele typów przewodów. Przykładami przewodów HTLS są: TACSR z aluminium odpornego termicznie z rdzeniem stalowym o temperaturze pracy +150°C... +230°C, TACIR z aluminium odpornego termicznie z rdzeniem wykonanym z inwaru (stopu żelaza i niklu), GTACSR wykonane z aluminium odpornego termicznie z rdzeniem stalowym i szczeliną wypełnioną smarem, ACCC z aluminium z rdzeniem kompozytowym. Do tej grupy zalicza się też przewody: ACSS z wyżarzonego aluminium z rdzeniem stalowym o temperaturze pracy do +240°C, ACFR - z aluminium z rdzeniem z włókien węglowych oraz ACCR - z aluminium z rdzeniem kompozytowym z włókien z tlenku aluminium Al2O3 w osnowie aluminium o temperaturze pracy do +210°C. Cały czas prowadzi się prace nad nowymi materiałami oraz ich połączeniami o właściwościach wymaganych w przewodach HTLS. |
Przykładowe środki ochrony to firewalle, stosowanie szyfrowania danych oraz korzystanie z programów antywirusowych. Warto też wykonać segmentację sieci informatycznej. Polega to na podzieleniu jej zasobów, a potem ograniczeniu dostępu do poszczególnych ich grup.
Dzięki temu, nawet gdy hakerzy złamią zabezpieczenia jednego węzła albo całego sektora, nie przejdą dalej. Trzeba również pamiętać o regularnym pobieraniu i instalacji aktualizacji oprogramowania i korzystać wyłącznie z programów z pewnych źródeł.
Najważniejszym ze wszystkich środków zapobiegawczych mogą się jednak i tak okazać szkolenia personelu, które uświadomią mu zagrożenia wynikające z cyberataków i przedstawią najnowsze metody, jakie stosują hakerzy, żeby przeniknąć do atakowanego systemu. W dobie smart grid, a wkrótce i Internetu Rzeczy, są one już koniecznością.
Dotychczasowe cyberincydenty dowodzą bowiem, że w nawet najlepiej chronionym systemie najsłabszym ogniwem zawsze jest człowiek. Na nic bowiem zdadzą się najlepsze zabezpieczenia, jeśli na przykład pracownik bez zastanowienia skorzysta w zakładzie pracy z prywatnego pendriva, który będzie zawirusowany albo zapomni zmienić w routerze lub sterowniku fabryczne hasło logowania do panelu administratora.
Analizując przemiany, jakie zachodzą w branży energetycznej, organizacja International Renewable Energy Agency (IRENA) oszacowała, że w 2050 roku nawet 80% energii elektrycznej będzie produkowanej ze źródeł odnawialnych, z czego ponad 50% w elektrowniach wiatrowych i fotowoltaicznych.
Warunkiem spełnienia się tej prognozy jest dostępność metod jej efektywnego długoterminowego magazynowania. Pozwoliłoby to na pokrywanie popytu na energię elektryczną w razie wahań jej podaży na przestrzeni dni, tygodni, a nawet miesięcy, tak charakterystycznych dla jej wytwarzania na przykład w elektrowniach wiatrowych albo słonecznych.
Generalnie w branży energetycznej zastosowania systemów magazynowania energii elektrycznej dzieli się na trzy kategorie. Do pierwszej zalicza się systemy gromadzenia energii w dużej skali na potrzeby sieci publicznych. Do drugiej należą te wykorzystywane do zaspokojenia potrzeb własnych w ramach mikrosieci podłączonych do sieci publicznych, a do trzeciej służące do gromadzenia energii elektrycznej pozyskanej ze źródeł odnawialnych w instalacjach na terenach bez dostępu do sieci publicznych, na przykład na słabo zaludnionych terenach wiejskich albo w kopalniach.
Omawiane zastosowania wiążą się z różnymi wymaganiami, stąd też nie wszystkie metody gromadzenia energii sprawdzają się w każdym z nich. Wyjaśniamy to na przykładach wybranych zastosowań w zakresie bilansowania podaży i popytu energii w sieci publicznych: rezerwy pierwotnej (frequency containment reserve), rezerwy wtórnej (frequency restoration reserve), wyrównywania dobowej zmienności obciążeń (load leveling) i obecnie najpopularniejszych zasobników energii: elektrowni szczytowo-pompowych, systemów magazynowania energii w sprężonym powietrzu, kinetycznych zasobników energii (Flywheel energy Storage, FES) oraz zasobników akumulatorowych.
Elektrownie szczytowo-pompowe to najbardziej rozpowszechnione magazyny energii elektrycznej w dużej skali, a zarazem jedne z najdłuższą historią - pierwsze tego typu instalacje uruchomiono w latach 90. XIX wieku. Dzięki temu obecnie pod względem technicznym są dopracowane i raczej w przyszłości nie należy oczekiwać, aby w dziedzinie ich konstrukcji nastąpił przełom.
Również najważniejsze parametry tych instalacji nie ulegną znaczącej poprawie. Wśród zalet elektrowni szczytowo-pompowych wymienia się: małą szybkość samorozładowania (maks. 2% dziennie), dużą sprawność całkowitą (round-trip efficiency) w zakresie 70-85%, dużą pojemność, długi czas magazynowania energii, elastyczność uruchamiania i zatrzymywania pracy, długi okres eksploatacji, średnio 40 - 60 lat, a nawet dłużej przy odpowiednim poziomie konserwacji i niski koszt magazynowania energii.
Do wad natomiast zalicza się: małą gęstość energii, duży koszt początkowy inwestycji, długą budowę i długi czas oczekiwania na zwrot kosztów inwestycji.
Systemy gromadzenia energii w sprężonym powietrzu CAES (Compressed Air Energy Storage) dawniej cieszyły się sporym zainteresowaniem, które jednak w ostatnich latach zaczęło spadać. Znajduje to odzwierciedlenie w malejącej liczbie inwestycji w budowę magazynów energii tego typu. W przyszłości się to nie zmieni, gdyż znacznie większym zainteresowaniem, wiążącym się z większymi nakładami na rozwój, cieszą się inne technologie. Nie wpłynie na to nawet fakt, że koszt budowy magazynów energii CAES będzie malał.
Tematy numerów APA w przyszłości
Z powodu małej dynamiki pracy elektrownie szczytowo-pompowe oraz systemy gromadzenia energii w sprężonym powietrzu nie sprawdzą się jako rezerwa pierwotna wymagana do likwidacji odchyleń częstotliwości od wartości znamionowej w celu stałego utrzymania zbilansowania mocy w całym połączonym synchronicznie systemie.
Czas aktywacji takiej rezerwy zwykle nie powinien bowiem przekraczać 30 sekund. Oba typy magazynów energii nadają się z kolei na rezerwę wtórną. Korzysta się z niej w celu przywrócenia częstotliwości do wartości znamionowej i zbilansowania mocy do wymaganej wartości w razie nagłego zaburzenia równowagi systemu. Czas jej aktywacji zazwyczaj nie może być dłuższy, niż 15 minut.
Kinetyczne zasobniki energii FES szybko się ładują. Mają długą żywotność, dzięki temu że ich pojemność znamionowa nie zależy od liczby cykli ładowania / rozładowania oraz dużą gęstość energii, chociaż w porównaniu z zasobnikami bateryjnymi jest ona mała. Generalnie mają niskie wymagania w zakresie konserwacji, jednak ich słabym punktem są łożyska.
Łatwo określić ich stopień naładowania. Ulegają niestety szybkiemu samorozładowaniu, nawet do 15% w godzinę. Koszt ich instalacji jest wysoki. Przewiduje się jednak, że w przyszłości będzie spadał, w miarę jak ich żywotność będzie wydłużana. Technologia zasobników energii FES dynamicznie się rozwija. Prace prowadzone są w kilku kierunkach, z których główne to poszukiwanie nowych materiałów konstrukcyjnych i ograniczanie strat na tarcie w łożyskach.
Zasobniki tego typu sprawdzą się jako rezerwa pierwotna. Do wyrównywania dobowej zmienności obciążeń występujących w systemie elektroenergetycznym ich użycie nie jest opłacalne. W tym zastosowaniu używa się już akumulatorów sodowo-siarkowych, a w przyszłości będzie się korzystać z akumulatorów ołowiowo-kwasowych i litowo-jonowych.
Monika Jaworowska
Źródła zdjęć w artykule: ABB, Energa, Tauron
Powiązane treści
Zobacz więcej w kategorii: Temat miesiąca
Zobacz więcej w temacie: Zasilanie, aparatura nn
Zobacz również
Świat Radio
14,90 zł Kup teraz
Elektronika Praktyczna
18,90 zł Kup teraz
Elektronika dla Wszystkich
16,90 zł Kup teraz
Automatyka, Podzespoły, Aplikacje
15,00 zł Kup teraz
IRA - Informator Rynkowy Automatyki
0,00 zł Kup teraz
Elektronik
15,00 zł Kup teraz
IRE - Informator Rynkowy Elektroniki
0,00 zł Kup teraz
