Stabilita a flexibilita v kontexte bezpečnosti elektrizačnej sústavy (2)

Seriál článkov je venovaný problematike stability a flexibility elektrizačných sústav. Globálny geopolitický a technologický vývoj vyvolal potrebu rozšírenia zaužívanej definície stability a zároveň zaviedol nové pojmy flexibilita a odolnosť. V prvej časti seriálu sme sa venovali reklasifikácii stability, stabilite uhla rotora, napäťovej a frekvenčnej stabilite. V druhej časti dokončíme túto tému opisom rezonančnej stability a stability riadenej meničom. Následne vysvetlíme pojem flexibilita, predstavíme rôzne zdroje flexibility a rozoberieme aj štyri aspekty flexibility.

Rezonančná stabilita

Pojem rezonančná stabilita zahŕňa subsynchrónnu rezonanciu (SSR) spojenú buď s elektromechanickou rezonanciou (torznou), alebo výlučne elektrickou rezonanciou. Termín SSR, ako je definovaný v pôvodných publikáciách týkajúcich sa tohto javu [15], sa môže prejaviť v dvoch možných formách: 1) v dôsledku rezonancie medzi sériovou kompenzáciou a mechanickými torznými frekvenciami hriadeľa turbogenerátora a 2) v dôsledku rezonancie medzi sériovou kompenzáciou a elektrickými charakteristikami generátora. Prvá z nich sa vyskytuje medzi sériovo kompenzovanou sústavou a mechanickými režimami torzných kmitov na hriadeli turbogenerátora, zatiaľ čo druhá je čisto elektrická rezonancia a nazýva sa efekt indukčného generátora (IGE alebo tiež samobudenie) [16], [17]. Tento jav vzniká pri chode generátora, ktorý napája kapacitnú záťaž v prebudenom stave.

Torzná rezonancia vzniká v dôsledku torzných interakcií medzi sériou kompenzovaných vedení a mechanickým hriadeľom turbogenerátora, ktoré sú v odbornej literatúre dobre zdokumentované. Podľa pracovnej skupiny IEEE [15] sa subsynchrónne oscilácie delia na subsynchrónne rezonancie (SSR) a subsynchrónne oscilácie závislé od zariadenia (DDSSO – device-dependent subsynchronous oscillations). SSR zahŕňa stav elektrizačnej sústavy, pri ktorom si sústava vymieňa energiu s turbogenerátorom v jednom alebo vo viacerých prirodzených subsynchrónnych torzných režimoch oscilácie. Oscilácie môžu byť zle tlmené, nedostatočne tlmené alebo dokonca negatívne tlmené a rastúce [15], [16], [17], čím ohrozujú mechanickú integritu hriadeľa turbogenerátora.

DDSSO vznikajú v dôsledku interakcie rýchlo pôsobiacich riadiacich zariadení, ako sú jednosmerné prenosové vedenia, statické VAr kompenzátory (SVC), statické synchrónne kompenzátory (STATCOM) a stabilizátory elektrizačnej sústavy (PSS) s torznými mechanickými režimami blízkych turbogenerátorov. Je dôležité poznamenať, že DDSSO nie sú vždy škodlivé, v niektorých prípadoch môže byť interakcia prospešná a v skutočnosti môže prispieť k zlepšeniu torzného tlmenia [18].

Elektrická rezonancia – v prípade elektrizačných sústav len s konvenčnými turbogenerátormi sú problémom týkajúcim sa SSR torzné interakcie a rezonancia. IGE (alebo jav samobudenia) nebol v sústavách s konvenčnými synchrónnymi strojmi pozorovaný v reálnych podmienkach. Avšak už okolo roku 2003 sa predpokladalo, že indukčné generátory s premenlivými otáčkami používané v generátoroch veterných turbín (DFIG) budú veľmi náchylné na samobudiaci režim [19]. Je to spôsobené tým, že generátor DFIG s premenlivými otáčkami je indukčný generátor priamo pripojený k sústave, čo umožňuje vznik elektrickej rezonancie medzi generátorom a sériovou kompenzáciou.

Stabilita riadená meničom

Dynamické správanie CIG sa výrazne líši od konvenčných synchrónnych generátorov. Je to dôsledok použitia meničov so zdrojom napätia (VSC – voltage source convertes). VSC sú samočinné meniče, ktoré sú schopné samočinnej komutácie, teda dokážu generovať striedavé napätie bez potreby spoliehať sa na systém striedavého prúdu.

Typické CIG zariadenie sa spolieha na riadiace slučky a algoritmy s rýchlym reakčným časom. V tomto ohľade môže široký časový rámec súvisiaci s riadením CIG viesť ku krížovým spojeniam s elektromechanickou dynamikou strojov a elektromagnetickými prechodnými javmi v sústave, čo môže viesť k nestabilným osciláciám energetického systému v širokom frekvenčnom rozsahu [20]. Javy nestability, ktoré vykazujú relatívne nízke frekvencie, sú klasifikované ako stabilita poháňaná meničom s pomalou interakciou (zvyčajne menej ako 10 Hz), zatiaľ čo javy s relatívne vysokou frekvenciou sú klasifikované ako stabilita poháňaná meničom s rýchlou interakciou (zvyčajne desiatky až stovky Hz, prípadne do niekoľko kHz) [3].

Stabilita poháňaná meničom s rýchlou interakciou – tieto typy nestability zahŕňajú problémy so stabilitou celého systému spôsobené rýchlymi dynamickými interakciami riadiacich systémov založených na výkonovej elektronike (CIG, HVDC, FACTS) s rýchlo reagujúcimi komponentmi elektrizačnej sústavy, ako je napr. dynamika statorov synchrónnych generátorov alebo iné výkonové elektronické zariadenia. Nestabilita v dôsledku interakcií s rýchlym meničom môže vzniknúť mnohými spôsobmi. Napríklad interakcie rýchlych prúdových slučiek CIG s pasívnymi komponentmi systému môžu spôsobiť vysokofrekvenčné oscilácie, zvyčajne v rozsahu stoviek hertzov až niekoľkých kilohertzov [21, [22]. Tento jav je v komunite výkonovej elektroniky označovaný ako harmonická nestabilita.

Stabilita poháňaná meničom s pomalou interakciou – tieto typy zahŕňajú celosystémové nestability poháňané pomalými dynamickými interakciami riadiacich systémov výkonových elektronických zariadení s komponentmi elektrizačnej sústavy s pomalou reakciou, ako je elektromechanická dynamika synchrónnych generátorov a niektorých regulátorov generátorov. Táto kategória nestability poháňanej meničom môže byť podobná stabilite napätia v tom zmysle, že maximálny prenos výkonu medzi meničom a zvyškom systému môže byť hlavnou príčinou nestability. Tieto dva mechanizmy sa líšia do tej miery, že pokiaľ je nestabilita napätia poháňaná záťažou, tak nestabilita poháňaná meničom je spojená s ovládaním výkonového meniča [4]. Rozšírenie a reklasifikácia základných pojmov stability je nevyhnutná, aby bolo možné obsiahnuť nové problémy, ktoré so sebou prináša vysoká penetrácia zariadení s výkonovou elektronikou. Treba však opakovane uviesť, že klasifikácia uvedená v tomto článku je založená na vnútornej dynamike systému (časové konštanty spojené s aktuálnymi fyzikálnymi javmi) a nie na poruche, ktorá iniciuje nestabilitu. Výzvy, ktoré stoja pred energetikou a súvisia s problematikou nahradzovania synchrónnych generátorov obnoviteľnými zdrojmi, možno zhrnúť do štyroch kategórií (obr. 6). Na obr. 7 je jednoduchá vizualizácia vplyvu vybraných nových technológií na riadenie a stabilitu elektrizačných sústav.

Flexibilita

Smernica Európskeho parlamentu a Rady EÚ č. 944/2019 o spoločných pravidlách pre vnútorný trh s elektrinou kladie dôraz na potrebu organizovať trhy s elektrinou flexibilnejšie, pričom sa zdôrazňuje nutnosť plnej integrácie všetkých trhových účastníkov. Medzi týmito účastníkmi sú zahrnutí výrobcovia energie z OZE, poskytovatelia nových energetických služieb, prevádzkovatelia zariadení na uskladňovanie energie a tí, ktorí sa zameriavajú na flexibilnú spotrebu energie [23]. Technologické inovácie v oblasti riadenia energetických sústav a produkcie elektriny z OZE prinášajú spotrebiteľom množstvo nových príležitostí. Avšak nedostatok prístupu k informáciám o spotrebe energie v reálnom čase alebo takmer v reálnom čase bráni spotrebiteľom stať sa plnohodnotnými účastníkmi trhu s energiami a aktívnymi prispievateľmi k energetickej transformácii. Poskytnutím väčších možností zapojenia spotrebiteľov do trhu s energiami a ich vybavením potrebnými nástrojmi by občania Únie mohli lepšie využívať výhody vnútorného trhu s elektrinou. Zároveň by sa tým naplnili ciele Únie v oblasti zvyšovania podielu energie z obnoviteľných zdrojov.

Smernica vyslovene uvádza nasledujúce pravidlá:

1. všetky skupiny odberateľov (priemyselní, komerční a domácnosti) by mali mať prístup k trhu s elektrinou a možnosť obchodovať so svojou flexibilitou a vlastnou vyrobenou elektrinou,
2. odberateľom by sa malo umožniť plné využitie výhod agregácie výroby a dodávky vo väčších regiónoch, ako aj cezhraničnej hospodárskej súťaže,
3. významnú úlohu sprostredkovateľov medzi skupinami odberateľov a trhom pravdepodobne zohrajú účastníci trhu zapojení do agregácie,
4. členské štáty by mali mať možnosť vybrať si vhodný model implementácie a prístup k riadeniu v záujme nezávislej agregácie, pričom musia dodržiavať všeobecné zásady stanovené v tejto smernici.

Takýto model alebo prístup by mal zahŕňať možnosť vybrať si trhové alebo regulačné zásady, ktoré poskytujú riešenia na dosiahnutie súladu s touto smernicou, ako sú modely vyrovnávania odchýlky alebo zavedenie úprav profilu spotreby. Vybraný model by mal obsahovať transparentné a spravodlivé pravidlá, aby sa umožnilo nezávislým agregátorom plniť si svoje úlohy sprostredkovateľov a aby sa zabezpečilo, že koncový odberateľ bude mať z ich činností primerané výhody. Na všetkých trhoch s elektrinou vrátane podporných služieb a kapacitných trhov by sa mali vymedziť produkty, aby sa podporila účasť subjektov s riadením odberu [23].

Pod pojmom agregácia sa rozumie funkcia, ktorú vykonáva fyzická alebo právnická osoba zlučujúca viacero odberných miest alebo vyrobenej elektriny na účely predaja, nákupu alebo aukcie na akomkoľvek trhu s elektrinou. Nezávislý agregátor je účastník trhu sprostredkujúci agregáciu, ktorý nie je vlastnícky prepojený s dodávateľom odberateľa. Agregátor je schopný cielene meniť aktuálnu spotrebu (odber elektriny zo sústavy) alebo naopak dodávku elektriny do sústavy. Tento potenciál sa nazýva flexibilita. Každá firma potrebuje na svoju prevádzku energiu, ale v rôznych časoch jej môže potrebovať rôzne množstvo. Príkladmi využívania flexibility vo výrobe alebo spotrebe je napr. akumulácia chladu alebo tepla či využívanie priemyselných čerpadiel a batériových úložísk. Vyrovnávanie rozdielov môže zabezpečiť agregátor, ktorý na svoju činnosť potrebuje poskytovanie flexibility zo strany výrobcov elektriny, prevádzkovateľov zariadenia na uskladňovanie elektriny alebo aktívnych odberateľov.

Definícia flexibility

Samotný pojem smernica nedefinuje a v odbornej terminológii nie je zavedená jednotná definícia (tab. 1). Flexibilita je v zásade nevyhnutnou podmienkou zvýšenia podielu OZE v elektrizačnej sústave, aby sa dosiahli ciele definované pre penetráciu obnoviteľných zdrojov. Rýchle a masívne začleňovanie OZE do energetiky je hlavným faktorom, ktorý podporuje výskum týkajúci sa flexibility. OZE sa stávajú cenovo efektívnymi a lacnejšími na výrobu elektrickej energie v dôsledku jednoduchej a lacnej palivovej základne a dostupných dotácií. Avšak OZE generujú premenlivý výstup elektrickej energie, čo spôsobuje neistotu a fluktuácie vo výrobe elektrickej energie. Tieto fluktuácie ovplyvňujú energetický mix zdrojov, postup a frekvenciu nasadzovania zdrojov dispečingom. Preto je flexibilita nevyhnutne potrebná.

Tab. 1 Definície flexibility elektrizačnej sústavy

Na základe uvedených definícií možno identifikovať štyri aspekty flexibility, ktoré obsahujú čas, riadiacu funkciu, neistotu a náklady. Prvé tri vlastnosti sa dajú považovať za technické normy, posledná je daná ekonomickými princípmi. Okrem týchto dimenzií sú dôležité aj iné atribúty, ako napríklad umiestnenie zdrojov flexibility a ich blízkosť k prenosovému alebo distribučnému systému [24].

Prvá dimenzia: čas. Časový interval reakcie opisuje, ako rýchlo systém reaguje na odchýlky a vracia sa do pôvodného stavu. Na základe cieľov štúdie sa časové obdobie môže líšiť od niekoľkých sekúnd po niekoľko mesiacov [24]. Podľa zvoleného časového intervalu môže systém vykonávať rôzne úrovne flexibility. Krátke časové intervaly sa sústreďujú na krátkodobú flexibilitu systému a ukazujú časový interval odpovede v priebehu niekoľkých minút alebo hodín. Naopak, dlhé časové intervaly sa zameriavajú na dlhodobé plánovanie systému a zobrazujú zmeny, ako je kombinácia výroby, legislatívne politiky a zmena spotreby počas niekoľkých mesiacov. Energetický systém môže mať dostatočnú dlhodobú flexibilitu, ale môže trpieť nedostatkom krátkodobej flexibility. Napríklad systém môže mať dostatočnú kapacitu na pokrytie nárastu zaťaženia počas roka, ale nemôže zabezpečiť denné zmeny dopytu. Preto je rozhodnutie o časových intervaloch na hodnotenie flexibility systému nevyhnutné.

Druhá dimenzia: riadiace funkcie. Riadiace funkcie zahŕňajú súbor korekčných postupov, ktoré sa môžu uskutočniť v prevádzkovom procese počas časového intervalu reakcie. Súbor riadiacich funkcií závisí od časového obdobia reakcie. Obr. 8 zobrazuje bežné korekčné funkcie v energetických systémoch pre rôzne časové intervaly. V každom časovom období je operátor/dispečer vybavený konkrétnymi korekčnými procesmi.

Tretia dimenzia: neistota. V skutočnosti je neistota nedostatkom úplných informácií o budúcom stave systému. Prevádzka a plánovanie sú vždy ovplyvnené neistotou. Tradične sa neistota týka pravdepodobných výpadkov systémových komponentov, chýb v predpovedi zaťaženia a trhových cien. V posledných rokoch s narastajúcim prienikom OZE pribudol do systému nový typ neistoty v dôsledku nepresnej predpovede výroby z variabilných OZE. Neistota systému určuje, koľko flexibility je potrebné na jej riadenie. Zároveň ukazuje, aký flexibilný je systém. Zvolený interval na pokrytie neistoty systému je určený s ohľadom na cieľový interval, ktorý odzrkadľuje množstvo preferovaného rizika.

Štvrtá dimenzia: náklady. Ďalším aspektom flexibility sú odchýlky a neistota v nákladoch na reakciu, ktoré sú funkciou riadiacich procesov. Plánovač prevádzky alebo dispečer sústavy sa vždy snažia poskytnúť flexibilitu systému a zároveň minimalizovať náklady. S ohľadom na túto cieľovú funkciu sú navrhnuté najekonomickejšie riadiace procesy na reakciu na neistotu. Okrem minimalizácie nákladov na flexibilitu sa niekedy zohľadňuje aj hraničný náklad alebo hraničné riziko na zabezpečenie flexibility systému. Ak je hraničný náklad vysoký (nízke riziko), neexistujú žiadne obmedzenia na riadiace postupy a s nimi súvisiace náklady. Ak je však hraničný náklad nízky (vysoké riziko), niektoré riadiace procesy by mohli byť ekonomicky nevýhodné a mohli by byť zanedbané. Správna definícia štvorice dimenzií povedie k poskytnutiu a hodnoteniu potrebnej flexibility v kontexte plánovania a prevádzky elektrizačnej sústavy.

Poďakovanie

Táto práca vznikla s podporou Agentúry na podporu výskumu a vývoja SR na základe zmlúv APVV-19-0576 a APVV-21-0312 a Slovenskej akadémie vied na základe zmluvy VEGA 1/0757/21.

Literatúra

[3] Hatziargyriou, N. et al.: Stability definitions and characterization of dynamic behavior in systems with high penetration of power electronic interfaced technologies. In: IEEE Power and Energy Society, technical report PES-TR77, 2020. Dostupné na: https://resourcecenter.ieee-pes.org/publications/technical-reports/PES_TP_TR77_PSDP_STABILITY_051320.html
[4] Mattavelli, P. – Stankovic, A. M. – Verghese, G. C.: SSR analysis with dynamic phasor model of thyristor-controlled series capacitor. In: IEEE Transactions on Power Systems, 1999, vol. 14, no. 1, pp. 200 – 208. [15] IEEE subsynchronous resonance working group of the system dynamic performance subcommitte power system engineering committee. Terms, definitions and symbols for subsynchronous oscillations. In: IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1985, vol. PAS-104, no. 6, pp. 1326 – 1334.
[16] Anderson, P. M. – Farmer, R. G.: Series compensation of power systems. Encinitas, CA, USA: PBLSH 1996. [17] Anderson, P. M. – Agrawal, B. L. – Van Ness, J. E.: Subsynchronous resonance in power systems. New York, NY, USA: John Wiley & Sons 1990.
[18] Pourbeik, P. – Boström, A. – Ray, B.: Modeling and application studies for a modern static VAr system installation. In: IEEE Transactions on Power Delivery, 2006, vol. 21, no. 1, pp. 368 – 377.
[19] Pourbeik, P. – Koessler, R. J. – Dickmander, D. L. – Wong, W.: Integration of large wind farms into utility grids (part 2 – performance issues). In: IEEE Power Engineering Society General Meeting, Toronto, Ontario, Canada, 2003.
[20] Wang, X. – Blaabjerg, F.: Harmonic stability in power electronic based power systems: concept, modeling, and analysis. In: IEEE Transactions on Smart Grid, 2019, vol. 10, no. 3, pp. 2858 – 2870.
[21] Wang, X. – Blaabjerg, F. – Wu, W.: Modeling and analysis of harmonic stability in an ac power-electronic-based power system. In: IEEE Transactions on Power Electronics, 2014, vol. 29, no. 12, pp. 6421 – 6432.
[22] Ebrahimzadeh, E. – Blaabjerg, F. – Wang, X. – Bak, C. L.: Harmonic stability and resonance analysis in large PMSG-based wind power plants. In: IEEE Transactions on Sustainable Energy, 2018, vol. 9, no. 1, pp. 12 – 23.
[23] L 333/164. Smernica Európskeho parlamentu a Rady z júna 2019 o spoločných pravidlách pre vnútorný trh s elektrinou a o zmene smernice odolnosti kritických subjektov, 2019.
[24] Akrami, A. – Doostizahedeh, M. – Aminifar, F.: Power system flexibility: an overview of emergence to evolution. In: Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, 2019, 7, 987 – 1007. Dostupné na: https://doi.org/10.1007/s40565-019-0527-4.
[25] Lannoye, E. – Flynn, D. – O’Malley, M.: Evaluation of Power System Flexibility. In: Evaluation of Power System Flexibility, 2012, vol. 27, pp. 922 – 931.
[26] Harnessing, Ch. H.: Variable Renewables: A Guide to the Balancing Challenge. International Energy Agency, 2011. [27] Bouffard, F. – Ortega-Vazquez, M.: The value of operational flexibility in power systems with significant wind power generation. In: Proceedings of the 2011 IEEE Power and Energy Society General Meeting, 2011, pp. 1 – 5.
[28] Silva, V. – Belhomme, R. – Kirschen, D. S. – Ochoa, L. F.: Evaluating and Planning Flexibility in Sustainable Power Systems. In: IEEE Transactions of Sustainable Energy, 2013, vol. 4, pp. 200 – 209.
[29] Zheng, T. – Zhao, J. – Zhao, F. – Litvinov, E.: Operational flexibility and system dispatch. In: Proceedings of the 2012 IEEE Power and Energy Society General Meeting, 2012, pp. 1 – 3.
[30] Makarov, Y. V. – Loutan, C. – Ma, J. – de Mello, P.: Operational Impacts of Wind Generation on California Power Systems. In: IEEE Transactions on Power Systems, 2009, vol. 24, pp. 1039 – 1050. [31] Denholm, P. – Hand, M.: Grid flexibility and storage required to achieve very high penetration of variable renewable electricity. In: Energy Policy 2011, vol. 39, pp. 1817 – 1830.
[32] EA. Status of Power System Transformation: Advanced Power Plant Flexibility. IEA, 2019. [33] Akrami, A. – Doostizadeh, M. – Aminifar, F.: Power system flexibility: An overview of emergence to evolution. In: Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, 2019, vol. 7, pp. 987 – 1007. [34] Li, J. – Liu, F. – Li, Z.: Grid-side flexibility of power systems in integrating large-scale renewable generations: A critical review on concepts, formulations and solution approaches. In: Renewable Energy, Sustainability and the Environment, 2018, vol. 93, pp. 272 – 284.
[35] Ela, E. – Milligan, M. – Bloom, A. et al.: Wholesale electricity market design with increasing levels of renewable generation: Incentivizing flexibility in system operations. In: The Electricity Journal, 2016, vol. 29, no. 4, pp. 51 – 60. [36] Ahmadyar, Sh. – Riaz, S. – Verbic, G. et al.: A framework for assessing renewable integration limits with respect to frequency performance. In: IEEE Transactions on Power Systems, 2017, vol. 33, no. 4, pp. 4444 – 4453.
[37] Muljadi, E. – Gevorgian, V. – Hoke, A.: Short-term forecasting of inertial response from a wind power plant. In: Proceedings of IEEE energy conversion congress and exposition, Milwaukee, USA, 18. – 22. september 2016, pp. 5.
[38] Gérer, A.: Agregovaná flexibilita – kde sme a kam kráčame. In: ATP Journal, 2021, roč. XXVIII, č. 6. ISSN 1335-2237.

Ing. Marián Mešter, PhD.

Technická univerzita Košice
Katedra elektroenergetiky
Mäsiarska 74, 042 10 Košice
marian.mester@tuke.sk ,

Východoslovenská distribučná, a.s.
Mlynská 31, 042 91 Košice
mester_marian@vsdas.sk