Energetyka odnawialna Regulacja napięć i mocy biernej Jakość izolatorów ceramicznych

PSESAGRUPGRUPA KAPITA KAPITAAŁŁOWOWAA

POLPOLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNESKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE

TECHNIKA, EKONOMIA, ORGANIZACJA

ELEKTROENERGETYKA2’03Numer 2, 2003 (45)

ISSN 1230-039X

SPIS TREŚCI

ENERGETYKA ODNAWIALNASystem certyfikacji zielonej energii w Polsce na tle krajów europejskich . . . . . . . 1

REGULACJA NAPIĘĆ I MOCY BIERNEJRealizacja hierarchicznej struktury sterowania w KSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

REGULACJA NAPIĘĆ I MOCY BIERNEJZasady określania kosztów sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej w KSE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

JAKOŚĆ IZOLATORÓW CERAMICZNYCHOcena wytrzymałości izolatorów ceramicznych przy obciążeniach cyklicznych . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

ENERGETYKA ODNAWIALNA

WANDA BARCADAM GAJDAWOJCIECH JAWORSKIPolskie Sieci Elektroenergetyczne SADepartament Sprzedaży i Marketingu

SYSTEM CERTYFIKACJI ZIELONEJ ENERGII W POLSCE NA TLE KRAJÓW EUROPEJSKICH

System zielonych certyfikatów najczęściej tworzony jest w krajach, które osiągnęły już pe-wien poziom rozwoju energetyki odnawialnej. System ten pozwala oddzielić fizycznie wyprodu-kowaną energię elektryczną od efektu ekologicznego, jaki jest osiągany w wyniku jej wyprodu-kowania w odnawialnym źródle energii (OZE). Wyprodukowana w źródle odnawialna energiaelektryczna sprzedawana jest na rynku energii, a certyfikaty, świadczące o jej pochodzeniu – narynku certyfikatów.

Sposób zaprojektowania systemu zielonych certyfikatów jest specyficzny dla danego krajui zależy głównie od prowadzonej przez państwo polityki wobec odnawialnej energetyki i obowią-zujących zasad stymulowania rynku energii. Najczęściej istnieją one łącznie z obowiązkiem zaku-pu energii ze źródeł odnawialnych, wymuszanym przez rząd na konsumentach energii bądź innychuczestnikach rynku (producentach, przedsiębiorstwach przesyłu lub dystrybucji). Pochodzenieenergii ze źródeł odnawialnych można dokumentować na wiele sposobów. Istotną cechą zielonychcertyfikatów, odróżniającą je od innych sposobów wspierania rozwoju energetyki odnawialnej jestto, że ułatwiają handel na zielonym rynku, ponieważ korzyści, jakie one reprezentują, mogąfunkcjonować na tym rynku niezależnie od energii. „Urynkowienie” zielonej energii wymaga

ELEKTROENERGETYKA

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SAELEKTROENERGETYKA Nr 2/2003 (45)

1

Rynek energii

Energia Korzyści ekologiczne

Produkcja energiiz odnawialnych źródeł

Certyfikacja

Rynek zielonych

certyfikatów

Rys. 1. Ogólna zasada powstawania certyfikatu zielonej energii

wprowadzenia szczegółowego systemu zarządzania certyfikatami: wydawania, rejestracji i wyco-fywania certyfikatów, monitoringu obrotu nimi oraz weryfikacji.

��

Możliwości wykorzystania odnawialnych zasobów energii, pomimo dużego potencjału, sąograniczone (udział energii z tych źródeł w pokryciu potrzeb energetycznych świata szacowany jestwedług różnych źródeł na 14 do 18%), jego rozproszenie jest duże i często tylko o znaczeniu lokal-nym, a koszty wykorzystania znacząco przewyższają koszty źródeł konwencjonalnych. Tak więcrozwój energetyki odnawialnej wymaga aktywnego wsparcia.

Kraje europejskie od ponad 20 lat stosują bądź wprowadzają nowe mechanizmy wspieraniarozwoju źródeł odnawialnych takie jak:

– pomoc inwestycyjna (dotacje, subwencje, niskooprocentowane kredyty, upraszczanie pro-cedur lokalizacyjnych i wydawania pozwoleń na budowę),

– polityka podatkowa (wyłączenia podatkowe bądź obniżki stóp podatkowych lub zwrotypodatków),

– dotowanie ceny producentom (dotacje do ceny hurtowej),przy czym najczęściej stosowanym do niedawna mechanizmem było dotowanie ceny. Pomimo wad stosowania dotacji (sztywne ceny ograniczały konkurencyjność), mechanizm

ten przyczynił się do znaczącego rozwoju energetyki odnawialnej i związanych z nią technologiii urządzeń, wpływając na stopniowy spadek kosztów jej pozyskiwania.

Przykładowe zmiany średnich cen energii elektrycznej pozyskiwanej z niektórych typówźródeł odnawialnych w krajach Unii Europejskiej przedstawiono w tabeli 1.

Przyjęto kurs: 1 euro = 4,00 PLNŹródło danych: [17]

Dla porównania w 2000 r. w Polsce średnie ceny energii elektrycznej wyniosły:wiatr – 236 zł/MWhmałe elektrownie wodne – 141 zł/MWhbiomasa – 132 zł/MWhbiogaz – 249 zł/MWh

Uzyskanie odpowiedniej „masy krytycznej” potencjału wytwarzania energii odnawialnejw podstawowych technologiach (wiatr, biomasa, woda) legło u podstaw weryfikacji dotychcza-sowej polityki wspierania rozwoju energetyki odnawialnej.

W końcu lat dziewięćdziesiątych podjęto działania zmierzające do wykorzystania ela-stycznych mechanizmów rynkowych – od konkurencji dostawców energii o dostępną pomoc(przetargi na nowe moce i dostawy energii elektrycznej) po systemy certyfikacji energii odna-wialnej, wprowadzające tzw. zielone certyfikaty do oddzielnego obrotu rynkowego, przy jedno-czesnym uwolnieniu cen energii elektrycznej, która jest sprzedawana na konkurencyjnym, kra-jowym rynku energii.

ELEKTROENERGETYKA


2

cena energii [zł/MWh]źródło energii

1980 1990 1995 2000

wiatr 1700 520 225 195

gazyfikacja - - - 330

spalanie - - 260 -

biom

asa

cykl parowy 520 430 360 310

małe elektrownie wodne 430 320 300 260

Średnie ceny energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w UE Tabela 1

Jednocześnie państwa europejskie określiły poziomy wzrostu ilości energii odnawialnejw bilansach zapotrzebowania na energię do roku 2010, oraz priorytety w zakresie wspomaganiarozwoju konkretnych technologii spełniających, uznane za ważne, kryteria społeczno-gospodar-cze i polityczne.

Analizując zaawansowane w różnym stopniu systemy wspierające rynek energii odnawial-nej, wdrażane przez takie kraje jak: Austria, Wielka Brytania, Holandia, Włochy, Belgia i Szwe-cja, można stwierdzić, że łączy je:

– obligatoryjny obowiązek zapewnienia określonego udziału energii ze źródeł odnawial-nych w całkowitej sprzedaży energii elektrycznej przez firmy zajmujące się dystrybucją energii,

– zastosowanie systemu zielonych certyfikatów.Różne są natomiast cele (określony udział OZE w ogólnym bilansie wytwarzania lub zuży-

cia energii), rodzaje wspieranych technologii i wielkości mocy oraz stosowane dodatkowe instru-menty wspomagania rozwoju źródeł odnawialnych ze środków publicznych i pomocowych UE.Odmiennie ustalane też są zasady i rozwiązania dotyczące obrotu zielonymi certyfikatami w za-kresie poszczególnych ogniw systemu. Dotyczy to zarówno organów zarządzających zielonymicertyfikatami, organów certyfikacji pochodzenia energii, uczestników gry rynkowej, a takżeorganów kontrolnych, jak i czasu życia certyfikatów, możliwości ich przechowywania na okre-sy przyszłe i rozwiązań w zakresie ich wykorzystania na tworzonych rynkach handlu emisjami.

W większości systemów organem wydającym certyfikaty jest Urząd Regulacji Energetykilub operator systemu przesyłowego z przewagą tego drugiego.

W rozpatrywanych krajach ocenia się, że wspomaganie rozwoju źródeł odnawialnych ześrodków publicznych powinno zostać wyeliminowane (poza technologiami wykorzystującymienergię słońca) w okresie do 2010 r. w związku z wprowadzaniem mechanizmów rynkowych;rynek energii – rynek zielonych certyfikatów – rynek handlu emisjami.

Systemy zielonych certyfikatów dopiero się rozwijają i w żadnym z krajów, w których sąstosowane, nie stanowią jedynego instrumentu wspierania rozwoju energetyki odnawialnej.

Przegląd stanowisk w zakresie wspomagania rozwoju odnawialnych źródeł energii w ana-lizowanych krajach przedstawiono w tabelach 2, 3 i 4.

��

Zróżnicowana polityka wspierania rozwoju odnawialnych źródeł energii w krajach UniiEuropejskiej doprowadziła do zróżnicowania warunków działania tego segmentu rynku energii.Wobec postępującej liberalizacji rynku energii elektrycznej, zaczęło to stanowić problem zewzględu na zakłócenie warunków konkurencyjności.

Pod koniec lat dziewięćdziesiątych pojawiły się zatem takie dokumenty jak: BiałaKsięga Energia dla przyszłości: odnawialne źródła energii (1997 r.) oraz Zielona Księga Kueuropejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego (2000 r.). Miały one charakter strate-giczny, definiowały pożądane cele, ale nie wnikały zbyt głęboko w politykę rządów krajówczłonkowskich.

We wrześniu 2001 r. wykonano kolejny krok na drodze do ujednolicenia systemów wspie-rania rozwoju OZE, uchwalona została dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady2001/77/WE w sprawie promocji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na wewnętrznymrynku energii elektrycznej (OJ L283/33).

Celem dyrektywy jest „promowanie wzrostu udziału źródeł odnawialnych w produkcjienergii elektrycznej na rynku wewnętrznym oraz stworzenie podstawy dla przyszłego programuramowego Wspólnoty”.

Mając na uwadze argumenty przemawiające za zwiększeniem udziału energii odnawial-nej, w tym: ochronę środowiska, nieograniczoność zasobów, nowe miejsca pracy i bezpieczeń-stwo energetyczne, dla każdego z krajów piętnastki określono w dyrektywie ilościowe referen-cyjne wskaźniki udziału energii elektrycznej wytworzonej w źródłach odnawialnych w całkowi-tym zużyciu energii elektrycznej do 2010 r. W efekcie ma dać to w całej Wspólnocie wzrostudziału zużycia energii wyprodukowanej w odnawialnych źródłach z 338 TWh (13,9%) w roku1997 do 664 TWh (22%) w roku 2010.

ELEKTROENERGETYKA


3

ELEKTROENERGETYKA


4

Tec

hnol

ogie

Org

any

wer

yfik

acji

i kon

trol

iK

ary

za n

iew

ypeł

nien

ie o

bow

iązk

uA

utop

rodu

cenc

iW

spom

agan

ieko

sztó

ww

ytw

arza

nia

Dod

atko

we

inst

rum

enty

wsp

iera

jące

Bio

mas

a, b

ioga

z, e

nerg

iage

oter

mal

na, w

iatr

owa

i sło

necz

na,

źród

ła k

onw

encj

onal

new

spół

spal

ając

e bi

opal

iwa,

mał

e el

ektr

owni

e w

odne

(<

10

MW

e)

Urz

ąd R

egul

acji

Ene

rget

yki

Kom

pens

ata

wyr

ówna

wcz

aró

wna

naj

wyż

szej

akc

epto

wan

ejce

nie

ener

gii w

ytw

orzo

nej

w ź

ródł

ach

odna

wia

lnyc

h

Wyk

lucz

eni,

poza

przy

łącz

onym

ido

sie

ci

Obl

igat

oryj

ne s

tałe

ceny

min

imal

ne,

za w

yjąt

kiem

ener

gety

ki w

odne

j

Obl

igat

oryj

nepr

zyłą

czen

ie d

o si

eci.

Syst

em o

płat

w ta

ryfi

e pr

zesy

łow

ejko

mpe

nsuj

ący

wyż

sze

kosz

ty w

ytw

arza

nia

J. w

.z

naci

skie

m n

a: b

iom

asę,

źró

dła

konw

encj

onal

ne w

spół

spal

ając

ebi

omas

ę, p

ocho

dząc

ą gł

ówni

ez

upra

w r

oślin

ene

rget

yczn

ych,

mał

e el

ektr

owni

e w

odne

(< 2

0 M

We)

, ele

ktro

ciep

łow

nie

Urz

ąd R

egul

acji

Gaz

ui E

nerg

ii

5 €

c/kW

h

(ok.

0,2

zł/k

Wh)

Wyk

lucz

eni

Bra

k

Zw

olni

enie

odb

iorc

ówpo

siad

ając

ych

ziel

one

kont

rakt

y z

poda

tku

od e

nerg

ii

Jak

dla

Aus

trii;

z na

cisk

iem

na:

bio

mas

ę, ź

ródł

ako

nwen

cjon

alne

wsp

ółsp

alaj

ące

biop

aliw

a, m

ałe

elek

trow

nie

wod

ne(<

15

MW

e), e

lekt

roci

epło

wni

e

Ope

rato

r Sy

stem

uPr

zesy

łow

ego

Red

ukcj

a ilo

ści c

erty

fika

tów

rów

now

ażna

iloś

ci n

iesp

rzed

anej

ene

rgii

odbi

orco

mw

rok

u po

prze

dnim

. Wpł

ywa

naw

zros

t obc

iąże

ń w

ynik

ając

ych

z po

datk

ów o

d en

ergi

i

Wyk

lucz

eni,

poza

przy

łącz

onym

i do

siec

i

Reg

ulow

ane

ceny

mak

sym

alne

Zw

olni

enie

z p

odat

kuod

ene

rgii

i ulg

iw

pod

atku

węg

low

ym(C

O2)

Jak

dla

Aus

trii;

z na

cisk

iem

na

elek

troc

iepł

owni

eop

alan

e bi

omas

ą lu

b od

pada

mi

kom

unal

nym

i

Ope

rato

r Sy

stem

uPr

zesy

łow

ego

Rów

now

ażne

kos

ztom

zak

upu

ener

gii p

rzez

fir

my

wyw

iązu

jące

się

z ob

owią

zku

Speł

niaj

ący

wym

ogi w

ynik

ając

ez

ogól

nego

obow

iązk

u za

kupu

W o

kres

iepr

zejś

ciow

ymdo

200

5 r.

ceny

sta

łe6

€c/

kWh

(ok.

0,2

4 zł

/kW

h)

Subs

ydio

wan

ie k

oszt

ówin

wes

tycy

jnyc

h

Bio

paliw

a, e

nerg

ia g

eote

rmal

na,

słon

eczn

a, m

ałe

elek

trow

nie

wod

ne(<

1,5

MW

), e

nerg

ia p

ływ

owa

i fal

Szw

edzk

a A

genc

jaE

nerg

ii

150%

śre

dnie

j waż

onej

cen

yce

rtyf

ikat

ów z

ost

atni

ch 1

2 m

iesi

ęcy

popr

zedz

ając

ych

osta

tni d

zień

wyp

ełni

enia

zobo

wią

zani

a za

każ

dybr

akuj

ący

cert

yfik

at(2

004

r. –

max

. 175

SE

K,

2005

r. –

max

240

SE

K)

Bra

k in

form

acji

Utr

zym

anie

subs

ydió

w d

lam

ałyc

h el

ektr

owni

(0,1

8 SE

K/k

Wh

w 2

003

i obn

iżan

iedo

poz

iom

u0,

05 S

EK

/kW

hw

200

9),

sub

sydi

a dl

a fa

rmw

iatr

owyc

h

Gw

aran

cja

zaku

pu p

rzez

rząd

cer

tyfi

kató

wni

espr

zeda

nych

na

rynk

u(p

o us

talo

nych

cen

ach)

Ene

rgia

sło

necz

na, w

iatr

owa,

wod

na, b

ioga

z, b

iom

asa,

geot

erm

alna

, ene

rgia

pły

wow

a i f

al

Urz

ąd R

egul

acji

Ene

rget

yki

Od

49,5

8 €

w 2

001

do 1

23,9

5 €

w 2

004

za b

raku

jące

100

0 kW

hW

yklu

czen

iB

rak

dany

chZ

achę

ty p

odat

kow

ei d

otac

je in

wes

tycy

jne

dla

foto

wol

taik

i

Kra

jO

bow

iąze

kza

kupu

Aus

tria

Ope

rato

rzy

siec

iow

i.Fi

rmy

obro

tu i

wie

lcy

odbi

orcy

ene

rgii

– m

in. 8

% z

mał

ych

(< 1

0 M

We)

ele

ktro

wni

wod

nych

Wie

lka

Bry

tani

a

Ope

rato

rzy

siec

iow

ii l

icen

cjon

owan

e fi

rmy

obro

tu e

nerg

ią

Hol

andi

a

Bra

k.D

obro

wol

ny z

akup

ener

gii p

rzez

odb

iorc

ów.

Przy

goto

wyw

any

obow

iąze

k za

kupu

prz

ezop

erat

orów

sie

ciow

ych

Wło

chy

Wyt

wór

cy i

impo

rter

zyen

ergi

i w il

ości

ach

> 1

00 G

Wh/

rok.

Szw

ecja

Odb

iorc

y en

ergi

i za

sila

jące

j urz

ądze

nia

o m

ocy

mni

ejsz

ej

niż

10 M

W lu

bfi

rmy

dyst

rybu

cyjn

e, g

dyod

bior

ca n

ie w

ywią

zuje

się

z ob

owią

zku

Bel

gia

(Fla

ndri

a)L

icen

cjon

owan

ido

staw

cy e

nerg

ii

Pol

ityk

a re

aliz

acji

obo

wią

zku

zaku

pu e

nerg

ii ze

źró

deł o

dnaw

ialn

ych

w w

ybra

nych

kra

jach

Uni

i Eur

opej

skie

j Ta

bela

2

ELEKTROENERGETYKA


5

Okr

esw

ażno

ści

Prz

echo

wyw

anie

Zar

ządz

ając

y sy

stem

emR

ejes

trat

orW

eryf

ikat

orL

ikw

idat

or

24 m

iesi

ące

Bra

k de

cyzj

iU

rząd

Reg

ulac

ji E

nerg

etyk

iU

rząd

Reg

ulac

jiE

nerg

etyk

iU

rząd

Reg

ulac

jiE

nerg

etyk

iU

rząd

Reg

ulac

jiE

nerg

etyk

i

Nie

lim

itow

any

Lim

itow

ane

do 2

5% z

ielo

nych

obli

gacj

i w o

kres

ie k

tóre

godo

tycz

ą

Dep

arta

men

t Han

dlu

i Prz

emys

łu

Urz

ąd R

egul

acji

Gaz

owni

ctw

a i

Ene

rget

yki

Urz

ąd R

egul

acji

Gaz

owni

ctw

a i

Ene

rget

yki

Urz

ąd R

egul

acji

Gaz

owni

ctw

a i

Ene

rget

yki

12 m

iesi

ęcy

Moż

liw

e po

zm

iani

e ok

resu

waż

nośc

i cer

tyfi

kató

wM

inis

ters

two

Fin

ansó

wO

pera

tor

Sys

tem

uP

rzes

yłow

ego

Ope

rato

r S

yste

mu

Prz

esył

oweg

oO

pera

tor

Sys

tem

uP

rzes

yłow

ego

1 ro

kP

rzez

okr

es w

ażno

ści

cert

yfik

atów

Min

iste

rstw

o P

rzem

ysłu

Ope

rato

r S

yste

mu

Prz

esył

oweg

oO

pera

tor

Sys

tem

uP

rzes

yłow

ego

Ope

rato

r S

yste

mu

Prz

esył

oweg

o

Nie

lim

itow

any

(wyg

asa

w m

omen

cie

rozl

icze

nia)

Dop

uszc

za b

ez o

gran

icze

ńR

ząd

(bra

k sz

czeg

ółow

ych

dany

ch)

Sve

nska

Kra

ftne

t(O

pera

tor

Sys

tem

uP

rzes

yłow

ego)

Szw

edzk

a A

genc

jaE

nerg

iiS

zwed

zka

Age

ncja

Ene

rgii

5 la

tM

ożli

we

(na

5 la

t)D

epar

tam

ent Z

asob

ówN

atur

alny

ch i

Ene

rgii

Fla

ndri

i

Urz

ąd R

egul

acji

Ene

rget

yki

Urz

ąd R

egul

acji

Ene

rget

yki

Urz

ąd R

egul

acji

Ene

rget

yki

Kra

jN

omin

ały

cert

yfik

atów

Aus

tria

100

kWh

Wie

lka

Bry

tani

a1

MW

h

Hol

andi

a1,

10,

100

, 100

0M

Wh

Wło

chy

100

MW

h

Szw

ecja

1 M

Wh

Bel

gia

(Fla

ndri

a)1

MW

h

Kra

jZ

akup

cer

tyfi

kató

wH

ande

l cer

tyfi

kata

mi

Okr

es li

kwid

acji

cert

yfik

atów

Wie

lkoś

ć ry

nku

[MW

h]P

latf

orm

a ha

ndlu

Han

del m

iędz

ynar

odow

y

Aus

tria

Dos

taw

cy e

nerg

iiR

egio

naln

i dos

taw

cy i

źród

ław

ytw

arza

nia

2 x

rok

4200

Wyd

ziel

ony

ryne

k na

Gie

łdzi

e E

nerg

ii N

ie d

opus

zczo

ny

Wie

lka

Bry

tani

aD

osta

wcy

ene

rgii

Dos

taw

cy i

źród

ła w

ytw

arza

nia

1 x

rok

9400

Age

ncja

Zak

upu

Pal

iwN

ieko

paln

ych

Nie

dop

uszc

zony

Hol

andi

aD

osta

wcy

ene

rgii

Dos

taw

cy i

firm

y en

erge

tycz

ne(p

rodu

cenc

i)M

iesi

ęczn

y17

00Je

szcz

e ni

ezna

naB

ędzi

e do

pusz

czon

y

Wło

chy

Pro

duce

nci i

impo

rter

zyen

ergi

iP

rodu

cenc

i, im

port

erzy

i aut

opro

duce

nci

1 x

rok

5500

Fir

ma

zale

żna

oper

ator

asi

eci p

rzes

yłow

ejIm

port

erzy

mus

zą u

zysk

aćkr

ajow

e ce

rtyf

ikat

y

Szw

ecja

Uży

tkow

nicy

ene

rgii

elek

tryc

znej

/dos

taw

cyen

ergi

i

Pro

duce

nci,

indy

wid

ualn

iod

bior

cy k

ońco

wi/

dost

awcy

ener

gii

W m

omen

cie

rozl

icze

nia

zobo

wią

zań

Cel

: osi

ągni

ęcie

10 T

WH

w la

tach

2003

– 2

010

r.

Um

owy

dwus

tron

ne p

rzy

użyc

iu

plat

form

inte

rnet

owyc

h,re

jest

row

ane

prze

z S

vens

ka K

raft

net

Nie

dopu

szcz

alny

zak

up,

dopu

szcz

alna

wym

iana

na

cert

yfik

at R

EC

S

Bel

gia

(Fla

ndri

a)D

osta

wcy

ene

rgii

Pro

duce

nci

i dos

taw

cy e

nerg

ii1

x ro

kW

200

4 r.

3%

zuży

cia

ener

gii

Bra

k da

nych

Nie

dop

uszc

zony

Zie

lone

cer

tyfi

katy

Ta

bela

3

Ryn

ek z

ielo

nych

cer

tyfi

kató

w 1)

Tabe

la 4

1)Ź

ródł

o da

nych

w ta

bela

ch 2

, 3 i

4: [

11]

Dla sprostania nałożonym obowiązkom, państwa członkowskie mają opracować krajoweprogramy wspomagania i promocji energii elektrycznej wytwarzanej w odnawialnych źródłachenergii.

Programy takie powinny, oprócz oczywistego przyczyniania się do osiągnięcia wyznaczo-nych celów wskaźnikowych:

– być zgodne z zasadami funkcjonowania wewnętrznego rynku energii elektrycznej,– uwzględniać odmienności technologiczne i geograficzne dla różnych źródeł energii od-

nawialnej,– skutecznie promować wykorzystanie źródeł energii odnawialnej, stosując proste i moż-

liwie efektywne rozwiązania, zwłaszcza w odniesieniu do kosztów,– zawierać odpowiedni okres przejściowy, nie krótszy niż 7 lat, w odniesieniu do krajo-

wych systemów wspomagania oraz zapewniać utrzymanie zaufania inwestorów.Komisja Europejska oceni stosowanie dopuszczonych w prawie krajów członkowskich

mechanizmów, zgodnie z którymi wytwórca energii elektrycznej otrzymuje pośrednie lub bez-pośrednie wsparcie. Ponadto, nie później niż cztery lata po wejściu dyrektywy w życie (tj. do27.10.2005) Komisja przedstawi raport dotyczący doświadczeń, wynikających z równoległegostosowania różnych mechanizmów. Dokonana zostanie ocena powodzenia, w tym opłacalności,systemów wspierających i promujących wykorzystanie energii elektrycznej ze źródeł odnawial-nych, a także, o ile Komisja uzna za konieczne, propozycję utworzenia we Wspólnocie ramowe-go programu systemów wspierania energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych.

W dyrektywie zwrócono także uwagę na konieczność oceny rozwiązań prawnych i regu-lacyjnych w odniesieniu do procedur wydawania pozwoleń lub innych procedur zgodnie z dy-rektywą 96/92/WE dotyczącą wewnętrznego rynku energii elektrycznej, z uwzględnieniem:

– ograniczenia w procedurach administracyjnych barier regulacyjnych rozwoju produkcjienergii elektrycznej ze źródeł odnawialnych,

– uproszczenia procedur administracyjnych i ich efektywnego funkcjonowania (organy,terminy),

– zapewnienia obiektywności, jasności i wyeliminowania dyskryminacji w stosowanychregułach,

oraz ustalenia organu pełniącego rolę arbitra w sporach pomiędzy organami wydającymipozwolenia a podmiotami składającymi wnioski.

Ponadto, w dyrektywie omówiono zagadnienia związane z systemami przesyłowymiwskazując na konieczność:

– zagwarantowania przez operatorów, bez szkody dla utrzymania i sprawności sieci, trans-misji i dystrybucji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych,

– priorytetowego traktowania przez operatora systemu przesyłowego rozbudowy urządzeńwytwarzających ze wskazaniem na źródła odnawialne, o ile umożliwia to KSE,

– wprowadzenia uregulowań prawnych, obejmujących standardowe wymagania dotycząceponoszenia kosztów przyłączy technicznych oraz zobowiązujących operatora systemu przesyło-wego i operatorów systemów dystrybucyjnych do przedstawiania wyczerpujących i szczegóło-wych analiz kosztów każdemu producentowi wnioskującemu o przyłączenie,

– zapobiegania dyskryminacji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych poprzez staw-ki przesyłowe i dystrybucyjne.

Kraje członkowskie UE powinny wprowadzić wszystkie rozwiązania prawne i organiza-cyjne, wynikające z dyrektywy 2001/77/WE, do regulacji krajowych najpóźniej do 27 paździer-nika 2003 roku (w ciągu 2 lat od wejścia w życie dyrektywy). Polska powinna wprowadzić od-powiednie rozwiązania prawno-organizacyjne najpóźniej do 1 maja 2004 roku.

Można zatem spodziewać się, że jeśli kraje członkowskie nie podejmą prób ujednoliceniastosowanych instrumentów, dokona tego Komisja Europejska.

��

Polska, na tle Unii Europejskiej i analizowanych państw członkowskich, jest mocnoopóźniona w przygotowaniu i wprowadzaniu spójnej polityki w zakresie pozyskiwania energiize źródeł odnawialnych.

ELEKTROENERGETYKA


6

Strategię rozwoju energetyki odnawialnej tworzy Minister Środowiska, jednak większośćregulacji szczegółowych zawartych jest w ustawie Prawo energetyczne i rozporządzeniach do tejustawy.

Problematyka rozwoju energetyki odnawialnej została co prawda zasygnalizowana jużw Polityce ekologicznej państwa, którą Rząd i Sejm przyjęły w roku 1991, ale w kolejnych la-tach niewiele się działo. Pewne elementy, dotyczące energetyki odnawialnej, znalazły się dopie-ro w przyjętych w lutym 2000 roku przez Radę Ministrów Założeniach polityki energetycznejPolski do roku 2020. Zapisy przywołanych dokumentów były deklaratywne i nie pozwalały nabezpośrednie wykorzystanie dla ustalania celów ilościowych oraz tworzenia mechanizmówwspomagania rozwoju OZE.

W sierpniu 2001 r. Sejm przyjął Strategię rozwoju energetyki odnawialnej. Za cel strate-giczny uznano w dokumencie zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie pa-liwowo-energetycznym kraju na poziomie do 7,5% w roku 2010 i do 14% w roku 2020 (w struk-turze zużycia nośników pierwotnych). Wielkości te określono w stosunku do roku odniesienia(1999), kiedy przy całkowitym zużyciu krajowym energii na poziomie 3779 PJ, źródła odna-wialne dały 103,8 PJ co stanowiło 2,75%.

Struktura wytwarzania energii z OZE w 1999 r. była następująca:energia z biomasy – 98,05 %energia wodna – 1,83 %energia geotermalna – 0,10 %energia wiatru – 0,01 %energia słoneczna – 0,01 %W strategii nie wyznaczono celu w zakresie udziału energii elektrycznej wytwarzanej

w OZE w ogólnym bilansie. W dokumencie tym znalazła się zapowiedź opracowania programów wykonawczych roz-

woju poszczególnych rodzajów energii odnawialnej, których wdrożenie ma stać się ważnym ele-mentem strategii rozwoju energii odnawialnej w kraju. Zgodnie z zapowiedziami rządu, powin-ny one powstać do końca 2003 roku.

Krajowe dokumenty strategiczne dotykają wszystkich istotnych zagadnień związanychz rozwojem energetyki odnawialnej włącznie z wytycznymi w zakresie projektów lub zmian ustawdotyczących: odnawialnych źródeł energii, prawa energetycznego, prawa budowlanego, prawao ochronie gruntów rolnych i leśnych, oraz Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku.

Jednak do chwili obecnej nie nastąpiły stosowne zmiany w przywołanych ustawach. W dokumencie, przyjętym przez rząd w kwietniu 2002 r. pt. Ocena realizacji i korekta

założeń polityki energetycznej Polski do 2020 zauważono, że dotychczas stosowane instrumentynie doprowadziły do znaczącego wzrostu wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Zasuge-rowano, że „rozporządzenie Ministra Gospodarki, regulujące kwestie realizacji wspomnianegoobowiązku (zakupu energii i ciepła ze źródeł odnawialnych) wymaga uzupełnienia o zasady han-dlu tzw. zielonymi certyfikatami ułatwiającymi obrót energią pochodzącą ze źródeł odnawial-nych, niezależnie od miejsca jej produkcji”.

Podstawowe ogólne regulacje prawne, dotyczące energetyki odnawialnej, zawarte sąw ustawie Prawo energetyczne. Ostatnia nowelizacja tej ustawy z 2002 r. wprowadziła nowezapisy dotyczące OZE, które obowiązują od 1 stycznia 2003 roku. Najważniejszy jest art. 9a,zobowiązujący przedsiębiorstwa energetyczne, zajmujące się obrotem energią elektryczną, dozakupu energii elektrycznej z OZE i jej odsprzedaży bezpośrednio lub pośrednio odbiorcomdokonującym zakupu energii elektrycznej na własne potrzeby. Podobny obowiązek ciąży naprzedsiębiorstwach zajmujących się obrotem, przesyłaniem i dystrybucją ciepła w stosunku dociepła wytwarzanego z OZE (w ilości nie większej niż zapotrzebowanie odbiorców przyłączo-nych do sieci).

Ustawa zawiera również zapisy określające sankcje za niewywiązywanie się przedsię-biorstw energetycznych z nałożonego obowiązku zakupu energii odnawialnej. Kto nie przestrzegaobowiązków zakupu energii elektrycznej i ciepła z OZE podlega od 1 stycznia 2003 r. karze pie-niężnej w wysokości do 15% przychodu, osiągniętego w poprzednim roku podatkowym, którąwymierza prezes URE (art. 56). Jest to duży postęp w stosunku do wcześniejszych regulacji pra-wnych. Jak wynika bowiem z doświadczeń krajów europejskich, odpowiednio zwymiarowana

ELEKTROENERGETYKA


7

wielkość kar skutecznie zachęca do wypełnienia nałożonych zobowiązań, a np. w Wielkiej Bry-tanii stanowi „ekwiwalent” dotowania ceny energii.

Obowiązek zakupu energii odnawialnej przez firmy energetyczne, zajmujące się przesy-łem i obrotem energią elektryczną i ciepła, wprowadzono po raz pierwszy rozporządzeniem Mi-nistra Gospodarki z dnia 2 lutego 1999 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej i cie-pła ze źródeł niekonwencjonalnych oraz zakresu tego obowiązku. Dokument ten nie wyczerpy-wał jednak wszystkich zagadnień związanych z rozwojem OZE.

Kolejnym dokumentem było rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 grudnia2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odna-wialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł nie-konwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku.

Od 1 lipca 2003 r. obowiązuje już zgodnie z ostatnią nowelizacją Prawa energetyczne-go, rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z 30 maja 2003 r. w spra-wie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnychźródeł energii oraz energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła– (DzU 2003.104.971). Zawiera ono dalsze uszczegółowienie zapisów, w tym określającychwielkości zakupu energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu.

Nie ma w nim jednak żadnych zapisów dotyczących handlu zielonymi certyfikatami,o czym mówi Ocena realizacji i korekta założeń polityki energetycznej...

W tej sytuacji nadal brak jest rozwiązań formalno-prawnych, także w prawie powszech-nym i gospodarczym, umożliwiających m. in. wprowadzenie mechanizmu zielonych certyfika-tów, a tym bardziej uznania ich za pełnoprawny walor giełdowy.

Wśród odnawialnych źródeł energii największe znaczenie dla produkcji energii elektrycz-nej mają energetyka wiatrowa i energetyka wodna przepływowa. W najbliższych latach możnaspodziewać się też wzrostu udziału biomasy w produkcji energii elektrycznej. Paliwo to ma naj-większy udział w bilansie energetycznym źródeł odnawialnych, aczkolwiek jego wykorzystaniedo produkcji energii elektrycznej jest dziś praktycznie zerowe. Prowadzone są jednak, m.in. naPolitechnice Częstochowskiej, próby wykorzystania biomasy jako paliwa dodatkowego w ener-getycznych kotłach fluidalnych.

��

Unia Europejska jak dotąd nie narzuca krajom członkowskim sposobów promowania roz-woju OZE i zapewnienia wzrostu produkcji energii z tych źródeł. Mechanizm zielonych certyfi-katów nie jest najczęściej stosowanym instrumentem.

Rząd polski z kolei nie wypracował jak dotąd spójnej i przejrzystej strategii wspieraniarozwoju OZE. Tym niemniej, w każdym kolejnym dokumencie przywiązuje się coraz większąwagę do mechanizmu zielonych certyfikatów. W Strategii rozwoju energetyki odnawialnej cer-tyfikaty są wymienione, obok konkursów i przetargów, jako jeden z instrumentów, jakie powi-nien stosować Minister właściwy ds. gospodarki w ramach systemu wspierania OZE. W Progra-mie rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce na lata 2002 – 2005 proponuje się już wprowadze-nie mechanizmu zielonych certyfikatów jako uzupełniającego do mechanizmu zobowiązań ilo-ściowych. Wśród założeń do opracowania mechanizmu wymienia się m.in.:

– „zapewnienie producentom energii ze źródeł odnawialnych stabilnych (w określonym okre-sie, min. 8 lat od momentu powstania inwestycji – okres spłaty kredytu) oraz przewidywalnych warun-ków sprzedaży energii elektrycznej oraz zielonych certyfikatów, tj. warunków pozwalających na mini-malizację ryzyka inwestycyjnego (np. przez wprowadzenie minimalnej ceny na zielone certyfikaty),

– wprowadzenie jasnych i jak najprostszych warunków obrotu zielonymi certyfikatami tak,aby procedury sprzedaży, zakupu oraz inne towarzyszące transakcjom były nieuciążliwe nieza-leżnie od ilości certyfikatów,

– zapewnienie wsparcia finansowego dla obrotu na rynku zielonych certyfikatów (np. kre-dyty, zabezpieczenia, gwarancje bankowe)”.

Jak dotąd nie powstał jednak projekt takiego systemu, nie zaproponowano też odpowie-dnich zapisów regulacji prawnych.

ELEKTROENERGETYKA


8

��

Dyrektywa 2001/77/WE (art. 5) zobowiązuje państwa członkowskie do stworzenia, niepóźniej niż do 27 października 2003 r., systemu gwarancji pochodzenia energii elektrycznejz OZE. Świadectwo gwarancji pochodzenia, wydawane na podstawie odpowiedniego wniosku,musi określać źródło, z którego pochodzi produkowana energia elektryczna, czas i miejsce jejwytwarzania, a w odniesieniu do urządzeń hydrotechnicznych – moc produkcyjną tych urzą-dzeń. Świadectwo pochodzenia ma ułatwić wytwórcom energii elektrycznej udowodnienie fak-tu, że sprzedawana przez nich energia elektryczna jest wytwarzana w źródłach odnawialnych,a konsumentom wybór między energią elektryczną pochodzącą ze źródeł odnawialnych i kon-wencjonalnych. Państwo członkowskie może wyznaczyć jeden lub kilka organów, nie prowa-dzących działalności wytwórczej i obrotu, do sprawowania nadzoru nad wydawaniem świa-dectw pochodzenia. Wprowadzenie świadectw gwarancji pochodzenia energii wymaga wpro-wadzenia odpowiednich mechanizmów, zapewniających dokładność i wiarygodność danychw gwarancji pochodzenia, obejmujących nie tylko energię elektryczną wytwarzaną przez elek-trownie wyłącznie z zasobów odnawialnych, ale także proporcjonalną część energii wytwarza-nej w źródłach wielopaliwowych, zużywających także paliwa konwencjonalne oraz energięelektryczną pochodzącą z elektrowni wodnych zbiornikowo-pompowych, wytworzoną na prze-pływie naturalnym.

Świadectwo gwarancji pochodzenia energii nie jest wymienialnym zielonym certyfikatem.Może jednak służyć jako dokument potwierdzający wyprodukowanie określonej ilości energii zeźródeł odnawialnych dla wydania zielonego certyfikatu. Wprowadzenie mechanizmu wydawa-nia świadectw pochodzenia energii może zatem przyspieszyć rozwój systemu zielonych certyfi-katów. Uzyskanie świadectwa gwarancji pochodzenia energii ze źródeł odnawialnych nie ozna-cza automatycznego przyznania zielonego certyfikatu. Z systemu zielonych certyfikatów możebowiem być wyłączona pewna grupa producentów, np. elektrownie wodne przepływowe o mo-cy większej niż 10 MW. Jednocześnie panuje przekonanie, że zielone certyfikaty mogą stanowićrównież świadectwo gwarancji pochodzenia energii dla przyjętego zestawu i zakresu mocyźródeł odnawialnych.

��

Zielonych certyfikatów można używać m.in.:– do udokumentowania spełnienia obowiązku zakupu lub wytworzenia energii ze źródeł

odnawialnych albo korzystania ze specjalnych taryf,– na wolnym rynku zielonej energii,– do etykietowania zielonej energii,– do wspierania rozwoju energetyki odnawialnej, np. do zwolnienia z podatku,– przy imporcie i eksporcie energii,– do monitorowania rozwoju energetyki odnawialnej,– do gwarancji pochodzenia energii odnawialnej.

W Polsce certyfikaty postrzegane są jako dokumenty, które mogą być użyte do:– wypełnienia istniejącego już obowiązku zakupu energii z OZE,– promocji ekologicznego wizerunku dużych przedsiębiorstw, co może stać się ważne

w przypadku rozwinięcia szerszej kampanii promocyjnej,– zaspokojenia zapotrzebowania na energię OZE ze strony indywidualnych odbiorców.

��

Warunkiem utworzenia rynku certyfikatów jest wykreowanie popytu na nie. Popyt na zie-lone certyfikaty może być kształtowany przez:

ELEKTROENERGETYKA


9

– nałożenie na grupę przedsiębiorstw funkcjonujących na rynku energii obowiązku zaku-pu pewnej liczby certyfikatów w określonym czasie przez kolejnych uczestników, biorącychudział w dostawie energii (mechanizm zobowiązań ilościowych),

– nałożenie na odbiorców energii obowiązku zakupu certyfikatów po ustalonej z góry cenie,– składanie ofert (przetarg) kupna certyfikatów,– kreowanie popytu niewymuszonego.

Mechanizm zobowiązań ilościowych Mechanizm zobowiązań ilościowych polega na nałożeniu na wybranych uczestników pro-

cesu wytwarzania energii elektrycznej obowiązku wykazania się odpowiednim udziałem OZEw bilansie energii elektrycznej, np. w postaci procentowego udziału OZE w bilansie lub fizycz-nie określonych ilości energii (kWh).

Obowiązek posiadania określonej liczby certyfikatów może być nałożony na różne ogni-wa w łańcuchu dostaw energii elektrycznej: producentów, przedsiębiorstwa przesyłu, dystrybu-torów i odbiorców końcowych.

Obowiązek zakupu zielonych certyfikatów po ustalonej z góry cenie minimalnejMechanizm jest podobny do mechanizmu zobowiązań ilościowych, ustala jednak mini-

malną cenę certyfikatu.

PrzetargZapotrzebowanie na zielone certyfikaty można też generować przez organizowanie na nie

przetargów. Wyróżnia się dwa typy przetargu: – kontyngentowy – przetarg ogłasza się na ustaloną wielkość energii odnawialnej w każ-

dej rundzie przetargowej,– budżetowy – w każdej rundzie przetargowej ustala się efektywną wielkość budżetu.Przetargi na zielone certyfikaty umożliwiają sterowanie wybranymi rodzajami OZE, po-

nieważ możliwe jest wyszczególnienie składników i lokalizacji OZE. System taki jest stosowany najczęściej w celu stymulowania rozwoju niektórych techno-

logii np. fotowoltaiki.

Popyt niewymuszonyZielone certyfikaty są przedmiotem obrotu między zainteresowanymi, a cenę certyfikatu

wyznacza rynek. W przypadku istnienia tylko popytu niewymuszonego, zielone certyfikatyotrzymują odbiorcy końcowi, łącznie z zakupioną energią elektryczną. Jakkolwiek administra-cja rządowa nie ingeruje w sam mechanizm, to wymaga on jednak najczęściej od państwa sto-sowania zachęt poprzez instrumenty podatkowe.

Możliwe jest oczywiście łączenie kilku sposobów pobudzania popytu na zielone certyfi-katy. Podstawowym mechanizmem jest najczęściej mechanizm zobowiązań ilościowych.

��

Zarządzanie systemem i wydawanie zielonych certyfikatów

Zarządzanie systemem zielonych certyfikatów Zarządzanie systemem zielonych certyfikatów może być skoncentrowane w jednym (np.

w USA) lub dwóch (w systemach europejskich) organach. Są to:– organ zarządzający (The Executive Body) oraz– organ wydający certyfikaty (The Issuing Body).Rolą organu zarządzającego jest określenie reguł, według których ma działać rynek certyfika-

tów oraz wykreowanie początkowego zapotrzebowania na certyfikaty. W Polsce rolę tę może pełnić:– Minister Środowiska, odpowiedzialny za politykę w zakresie odnawialnych źródeł energii,– Minister Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej, odpowiedzialny za politykę energe-

tyczną oraz określający zakres obowiązków dotyczących zakupu energii ze źródeł odnawialnych,– Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, regulujący rynek paliw i energii i promujący wa-

runki konkurencji.

ELEKTROENERGETYKA


10

Wydawanie zielonych certyfikatówTechniczne zadania związane z prowadzeniem systemu realizuje organ wydający certyfi-

katy. W większości systemów są to:– akredytacja wytwórców,– wydawanie zielonych certyfikatów,– monitorowanie wdrażania systemu,– raportowanie do organu zarządzającego,– rejestracja (o ile roli tej nie pełni oddzielna instytucja) i wycofywanie certyfikatów.Organ wydający certyfikaty powinien spełniać dwa istotne kryteria:– powinien być wystarczająco niezależny i wiarygodny, aby zapewnić niezawodność i po-

ufność na rynku; z tego powodu firma/organizacja pełniąca tę rolę nie może być wytwórcą ener-gii lub posiadaczem certyfikatu,

– powinien być zdolny do zbierania i zarządzania dużą ilością danych. Organem wydającym zielone certyfikaty mogą być: organ publiczny lub administracyjny,

operator systemu przesyłowego i inne organizacje.Potrzebne dane znajdują się u operatora systemu przesyłowego. Stąd też OSP jest naj-

częściej wybierany do pełnienia roli organu wydającego certyfikaty. W przypadku, gdy niejest to OSP, rolę tę przejmuje ktoś inny, np. regulator rynku energii. Nawet wówczas jednakwspółpraca z operatorem jest niezbędna. Doświadczenia europejskie w tej kwestii są różne.Przykładowo, w krajach skandynawskich, we Włoszech i Holandii, rolę tę pełni OSP, w Au-strii jest to regulator, w Wielkiej Brytanii – niezależna firma konsultingowa – The Green Cer-tificate Company. Najczęściej jednak rolę tę pełni OSP.

W Polsce rolę organu wydającego certyfikaty mogłyby pełnić:– Polskie Sieci Elektroenergetyczne – jako operator Krajowego Systemu Energetycznego

posiadają dostęp do danych wytwórców systemowych oraz poprzez dystrybutorów do danychmałych wytwórców; wiązać się jednak to musi z koniecznością pełnego uniezależnienia OSP odobrotu i wytwarzania energii elektrycznej;

– Urząd Regulacji Energetyki – jest niezależny, ale może mieć problem z pozyskaniem,zarządzaniem i weryfikacją dużej ilości danych;

– Giełda Energii – jest bardzo dobrze przygotowana do zarządzania obrotem certyfikata-mi, problem stanowiłyby pozyskanie danych o produkcji energii ze źródeł odnawialnych i ichweryfikacja;

– inne organizacje – np. Krajowy Depozyt Papierów Wartościowych, Agencja RynkuEnergii lub specjalnie utworzona instytucja – podstawowym problemem w przypadku takiegowyboru może być nieznajomość rynku energii integralnie związanego z rynkiem zielonych cer-tyfikatów, co wiąże się z koniecznością rozbudowy segmentu weryfikującego certyfikaty lub do-datkowymi kosztami związanymi z zatrudnieniem pośredników.

W każdej z tych opcji podstawą wydania certyfikatu będzie potwierdzenie faktu wyprodu-kowania energii elektrycznej z OZE przez operatorów systemów dystrybucyjnych lub operatorasystemu przesyłowego.

Organ wydający certyfikaty może pełnić też inne funkcje w systemie zielonych certyfika-tów, np. zajmować się także wycofywaniem certyfikatów z rynku.

Zasady wydawania i zawartość certyfikatu

Dostęp technologii i urządzeń do systemu certyfikacjiJakkolwiek teoretycznie prawo do objęcia zielonymi certyfikatami powinny mieć wszy-

stkie technologie produkcji energii ze źródeł odnawialnych, to w praktyce kraje stosują dodat-kowe kryteria, które ograniczają ten dostęp. Ponadto każde urządzenie, z którego produkcja mabyć objęta certyfikacją, musi zostać „akredytowane” w oparciu o przyjęte definicje odnawial-nych rodzajów energii lub technologii, czasem wiek urządzenia. Może więc zostać wprowadzo-ne rozróżnienie pomiędzy rodzajami energii np. ze względu na zróżnicowane oddziaływanie naśrodowisko. Mogłoby to wyrażać się w formie wykluczenia pewnych rodzajów energii z syste-mu, np. dużej energetyki wodnej lub przyznania tej samej ilości wyprodukowanej energii róż-nej liczby certyfikatów. Z systemu mogą być wyłączone także urządzenia, uruchomione przedokreśloną datą.

ELEKTROENERGETYKA


11

Systemy certyfikatów w większości krajów nie obejmują dużej energetyki wodnej. W Pol-sce, wobec zaliczenia do źródeł energii odnawialnej elektrowni wodnych bez względu na wiel-kość mocy zainstalowanej, sprawa ta będzie musiała być rozstrzygnięta.

Zróżnicowanie certyfikatówW większości systemów certyfikaty są traktowane jednakowo. W efekcie, do wypełnienia

zobowiązań wykorzystywane są najtańsze certyfikaty. Możliwe jest ich zróżnicowanie poprzezustalenie szczegółowych zobowiązań do zakupu energii wyprodukowanej w określonej techno-logii produkcji, np. w celu promocji wykorzystania urządzeń fotowoltaicznych. Taka politykaprowadzi jednak do skomplikowania systemu i podraża handel zielonymi certyfikatami. Utrzy-manie zasady równości traktowania certyfikatów wymaga od państwa zastosowania innych in-strumentów, stymulujących rozwój technologii o większych kosztach wytwarzania energii.

Forma fizyczna certyfikatuIstnieją zasadniczo dwie możliwości nadania formy fizycznej certyfikatom: zapis elektro-

niczny lub zapis papierowy.Ze względu na wygodę i praktyczność należałoby przyjąć zapis elektroniczny jako po-

wszechnie stosowany. W przypadku traktowania zielonych certyfikatów jako papierów warto-ściowych wymagana jest specjalna procedura postępowania z nimi, wynikająca z prawa dotyczą-cego obrotu papierami wartościowymi.

Informacje zawarte w certyfikacieInformacja w certyfikacie musi być ujednolicona. Powinna ona z jednej strony dostarczyć

wszystkich potrzebnych danych uczestnikowi rynku, z drugiej – umożliwiać ocenę funkcjono-wania rynku i potrzeb ewentualnych modyfikacji, a także zaprojektowanie i prowadzenie bazyelektronicznej. Zakres informacji możliwych do podania często zależy od dostępności danychi możliwości ich weryfikacji.

Certyfikat powinien zawierać następujące podstawowe informacje:niepowtarzalny numer identyfikacyjny certyfikatu,– datę wydania certyfikatu i okres ważności,– nominał certyfikatu,– dane identyfikujące producenta energii:

• nazwę producenta,• numer identyfikacyjny urządzenia,• rodzaj technologii OZE,• moc zainstalowaną urządzenia,• datę rozpoczęcia użytkowania,

– lokalizację przedsiębiorstwa (urządzenia).

Dodatkowo certyfikat może zawierać:– informacje o potencjalnej wielkości unikniętej emisji CO2, SO2, NOx, jako uzyskanych

w wyniku handlu korzyści środowiskowych (oszacowanie tych wielkości nie jest jednak łatwe);– informacje o finansowym wsparciu produkcji np. w ramach pomocy publicznej (infor-

macja taka nie jest z reguły konieczna w systemach krajowych).Największą trudność może sprawić przesądzenie, jaki powinien być nominał i okres waż-

ności certyfikatu.

Nominał certyfikatuNominał certyfikatu wyrażany jest w standardowej jednostce produkcji energii elektrycz-

nej, stanowiącej wielokrotność kilowatogodzin.Ustalenie nominału powinna poprzedzać analiza następujących elementów:– wielkość i rodzaj podmiotów działających na rynku (im mniejsi są uczestnicy, np. odbior-

cy energii, tym mniejszy musi być nominał),– wielkość kosztów transakcyjnych (każdy certyfikat musi być wydany, zarejestrowany, prze-

transferowany i wycofany – im mniejszy nominał, tym większe koszty, związane z jego obsługą),

ELEKTROENERGETYKA


12

– wielkość producentów zielonej energii – większy nominał certyfikatu może utrudnić dostęp dorynku małym przedsiębiorstwom, nie mogącym wyprodukować w jednym miejscu dużej ilości energii.

Opinie w Polsce są w tej sprawie podzielone. W większości przypadków przeważa poglądo ustanowieniu nominału na poziomie 1 MWh, co odpowiada producentom energii wiatrowej,małej energetyce wodnej i producentom energii z biomasy, ale utrudnia lub uniemożliwia ucze-stnictwo w handlu certyfikatami producentom energii z ogniw fotowoltaicznych.

Okres ważności certyfikatuCertyfikat pozostaje ważny do czasu jego wycofania, inaczej mówiąc skonsumowania

przez właściciela. Skonsumowanie certyfikatu może, w zależności od ustalonych reguł, nastą-pić poprzez wykorzystanie do wypełnienia zobowiązań ekologicznych, np. ograniczenia emisjiSO2, NOx, CO2 lub wypełnienia obowiązku podaży względnie zużycia odpowiedniej ilości zie-lonej energii. Poszczególne państwa mogą wprowadzić dodatkowe ograniczenia dotyczące ter-minu ważności.

Okres ważności certyfikatu w dużym stopniu wpływa na jego cenę, warunki handlu mię-dzynarodowego, efektywność strategii poszczególnych przedsiębiorstw (możliwość przechowy-wania na okresy realizacji późniejszych zobowiązań).

Opinie w Polsce w tej sprawie są również podzielone. Zwolennicy jednorocznego termi-nu ważności certyfikatu uważają, że stymulować to będzie rozwój odnawialnych źródeł energiii ułatwi rozliczanie spółek dystrybucyjnych z corocznych obowiązków zakupu zielonej energii.Zwolennicy dłuższego terminu ważności twierdzą, że dopiero wtedy nastąpi rozwój tych źródeł,z uwagi na możliwość lepszego planowania inwestycji.

Obrót, przechowywanie i przenoszenie praw

Certyfikat jako przedmiot handlu Zielony certyfikat, będący przedmiotem handlu, posiada cenę rynkową, zmienną w zależ-

ności od popytu i podaży. O podaży decydują: koszty wytwarzania energii w danej technologiiOZE, dostępność zasobów, zachęty finansowe do rozwoju nowych mocy i wzrostu produkcji.Popyt kreują: wielkość obowiązku zakupu energii z OZE, wybory konsumentów, zachęty do za-kupu energii z OZE lub zielonych certyfikatów.

Na kształt rynku w decydującym stopniu wpływa polityka państwa, ponieważ rząd:– określa minimalne zapotrzebowanie na energię z OZE, wprowadzając obowiązek zaku-

pu lub inne zachęty w stosunku do uczestników rynku;– wpływa na podaż poprzez określenie, które z rodzajów zasobów odnawialnych mają pra-

wo uczestniczyć w rynku lub decydując o poziomie wsparcia produkcji;– określa cechy, jakimi charakteryzuje się certyfikat (jego nominał, okres ważności, rodzaj

wymaganych informacji);– ustala zasady handlu certyfikatami: określa uczestników rynku i rodzaje rynków, na

których certyfikaty są sprzedawane;– określa warunki finansowe handlu, w tym kary za niewypełnienie zobowiązań.

Podmioty uczestniczące w handluUczestnictwo w handlu certyfikatami może być ograniczone do minimum, np. tylko do

przedsiębiorstw, które mają obowiązek zakupu energii z OZE aż do opcji bez ograniczeń,w której każdy może sprzedawać i kupować certyfikaty.

Im mniejsza ilość uczestników, tym łatwiej kontrolować handel i wypełnianie zobowią-zań. Wraz ze wzrostem liczby uczestników zwiększa się natomiast konkurencyjność między ni-mi i płynność rynku.

W każdym przypadku istnieje obowiązek rejestracji lub akredytacji podmiotów uczestni-czących w handlu.

Biorąc pod uwagę, że przynajmniej w pierwszej fazie działania tego mechanizmu w Pol-sce, wykorzystywany on będzie do wypełnienia obowiązku zakupu energii z OZE, określonegow rozporządzeniu Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej, w sprawie szczegółowegoobowiązku zakupu energii elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii..., uczestnicy

ELEKTROENERGETYKA


13

rynku mogliby być w tej fazie ograniczeni do producentów, przedsiębiorstw zobowiązanych dozakupu energii z OZE oraz brokerów/instytucji finansowych.

Mechanizm handluZielone certyfikaty mogą być przedmiotem handlu pomiędzy dwoma stronami lub na gieł-

dzie. Transakcje dokonywane na giełdzie mogą być automatycznie rejestrowane w elektronicz-nej bazie danych, informacja o zawartej umowie dwustronnej musi być dostarczona prowadzą-cemu bazę danych. Dotychczas, ze względu na wczesną fazę rozwoju rynku certyfikatów, zawie-rane są najczęściej kontrakty dwustronne.

Tym niemniej dokonywanie transakcji certyfikatami na giełdzie ma wiele zalet, które war-to rozważyć przy ustaleniu reguł tego rynku, a mianowicie:

– prowadzenie transakcji poprzez giełdę zwiększa przejrzystość rynku;– na giełdzie można zrównoważyć krótkoterminowe wahania podaży i popytu ;– giełda może wspomagać rozwój instrumentów finansowych zmniejszających ryzyko,

np. zmienności ceny certyfikatów;– transakcje giełdowe mogą być automatycznie rejestrowane, gdy w przypadku handlu

dwustronnego konieczne jest dodatkowe powiadamianie administratora systemu.W początkowej fazie wdrażania mechanizmu, na niedojrzałym rynku, pośrednictwo bro-

kerów może być niezbędne. Działania brokerów zwiększają liczbę transakcji i płynność rynku(opcja występująca najczęściej w Europie).

Handel zielonymi certyfikatami może odbywać się także na rynku autonomicznym (stand-alone market). Korzystanie z baz elektronicznych i internetu ułatwia dostęp do rynku. Urucho-mienie takiego rynku wymaga jednak czasu. Forma ta powinna być zatem wprowadzana z wy-przedzeniem. W przypadku wcześniejszego nałożenia obowiązku zakupu energii OZE (jakw Polsce), naturalne są preferencje dla kontraktów dwustronnych. Utrzymywanie się jednak ta-kiej formy rynku może ograniczyć liczbę transakcji co sprawi, że rynek przez wiele lat nie uzy-ska wystarczającej płynności.

Możliwa jest również opcja handlu zielonymi certyfikatami na giełdzie papierów warto-ściowych, aczkolwiek jak dotąd nie jest to praktykowane. Plusem takiej opcji jest fakt, że Gieł-da Papierów Wartościowych w Polsce już istnieje. Problemem jest spełnienie przez zielone cer-tyfikaty statusu papieru wartościowego. Dyskusyjny pozostaje bowiem status prawny certyfika-tu, dotyczącego korzyści środowiskowych.

Przynajmniej w początkowej fazie handel zielonymi certyfikatami powinien być powiąza-ny z handlem energią elektryczną na rynku kontraktowym lub giełdzie energii. Przechodząc dosamoistnego rynku certyfikatów, zaleca się możliwie szybkie rozwinięcie autonomicznego ryn-ku elektronicznego lub portalu internetowego.

Częstotliwość przeprowadzania transakcjiTransakcje na rynku zielonych certyfikatów mogą być prowadzone:– nieprzerwanie,– okresowo w trakcie trwania okresu wypełniania zobowiązań,– pod koniec okresu wypełniania zobowiązań.Nie ma żadnych zasadniczych przeciwwskazań, aby transakcje na rynku prowadzone by-

ły nieprzerwanie, pod warunkiem rejestrowania daty ich zawarcia. Pewne ograniczenia mogąbyć wprowadzone w początkowej fazie działania systemu z uwagi na niewielki obrót przy du-żych kosztach utrzymania systemu.

Przechowywanie certyfikatów (banking) i pożyczanie pod zastaw przyszłych certyfikatów(borrowing).

Ustanawiając zasady i reguły systemu należy określić czy:– certyfikaty niewykorzystane w danym okresie rozliczeniowym (np. roku) mogą być uży-

te na pokrycie zobowiązań w roku (latach) następnym (banking);– w przypadku braku możliwości wypełnienia zobowiązań w danym okresie rozliczenio-

wym dopuszcza się ich pokrycie certyfikatami z produkcji energii z OZE w okresie późniejszym(borrowing).

ELEKTROENERGETYKA


14

Rozważenie tych problemów jest konieczne z następujących powodów:– prognoza wielkości produkcji energii ze źródeł odnawialnych może rozminąć się z nało-

żonymi zobowiązaniami do posiadania certyfikatów na zieloną energię w danym roku;– istnieje pewne przesunięcie pomiędzy zapotrzebowaniem a produkcją energii ze źródeł

odnawialnych; z jednej strony może nie być natychmiastowego zapotrzebowania na produkcjęz dużego źródła, z drugiej strony podaż może nie nadążać za zwiększonym niespodziewaniepopytem;

– przechowywanie i pożyczanie certyfikatów może pomóc w stabilizowaniu rynku w sy-tuacjach nagłego wzrostu zapotrzebowania na energię z OZE lub nadmiaru podaży.

Ma to szczególne znaczenie na wstępnym etapie rozwoju rynku energii z OZE.

��

Wycofanie certyfikatów następuje w momencie ich wykorzystania przez właściciela doosiągnięcia określonych celów, np. do udokumentowania wywiązania się z obowiązku zakupuzielonej energii, sprzedaży zielonej energii odbiorcy końcowemu, identyfikacji pochodzeniaenergii i uzyskanych korzyści środowiskowych, praw konsumenta do zwrotu części taryfy lubpodatku. Certyfikaty mogą być także skupowane i wycofywane z rynku przez pozarządoweorganizacje ekologiczne w celu zwiększenia produkcji zielonej energii lub przez różne firmy dlapoprawy wizerunku publicznego.

Wycofywaniem certyfikatów z rynku zajmuje się organ do tego powołany, którym może byćrównież organ wydający certyfikaty. Fakt usunięcia certyfikatu wraz z informacją o podmiocie,który go wykorzystał jest również raportowany do organu kontrolującego wypełnianie zobowiązań.

��

Sposób rejestracji certyfikatów zależy od ich fizycznej formy. Jeśli certyfikaty przyjmu-ją formę elektroniczną, w bazie danych musi być rejestrowany każdy etap ich użytkowania(wydawanie, obrót, wycofanie z rynku). Aczkolwiek możliwe jest tworzenie kilku rejestrówhandlowych zielonych certyfikatów, odpowiedzialnych za zarządzanie zmianami własnościo-wymi, to jednak praktyczne jest skoncentrowanie tych operacji w jednym miejscu, które łatwokontrolować.

Rejestr certyfikatówRejestracja transakcji certyfikatami i ich obiegu odbywa się poprzez rejestr certyfikatów.

Rejestr ten może prowadzić specjalna jednostka lub organ wydający certyfikaty, pełniący tę ro-lę w większości krajów, w których wprowadzono system zielonych certyfikatów. Organ ten bo-wiem prowadzi bazy danych, umożliwiające wydawanie i wycofywanie certyfikatów. Przenosze-nie informacji między bazami danych jest znacznie ułatwione, jeśli wszystkie te bazy znajdująsię w jednym miejscu.

Zebranie tych uprawnień i odpowiedzialności w jednym organie pozwala zatem uniknąćproblemów komunikacyjnych i błędów pomiędzy instytucjami, zbierającymi poszczególne ro-dzaje danych i informacji.

Organ rejestrujący nie może być zaangażowany w handel certyfikatami.W rejestrze certyfikatów odnotowywane są operacje przenoszenia praw własnościowych,

co umożliwia przenoszenie certyfikatów na różne rachunki, także międzynarodowe, bez wzglę-du na ich umiejscowienie, pod warunkiem stworzenia odpowiedniej sieci przekazywania infor-macji i zabezpieczenia przed oszustwem.

Rejestracja wydania certyfikatuZapis rejestrujący wydanie zielonego certyfikatu może zostać dokonany na koncie produ-

centa energii, po odczytaniu danych z licznika i przesłania do bazy danych.

Rejestracja transakcjiHandel zielonymi certyfikatami rejestrowany jest w przypadku zapisu cyfrowego przez

przepisanie certyfikatu z jednego rachunku na drugi, bez względu na to czy odbywa się to w ra-mach jednego czy kilku rejestrów.

ELEKTROENERGETYKA


15

Rejestracja wycofania zielonych certyfikatów z rynkuZużycie certyfikatu (np. w celu wypełnienia zobowiązania), jak i wygaśnięcie certyfika-

tów, jeśli nie zostały zużyte, muszą być dokonane poprzez usunięcie odpowiednich zapisóww bazach danych.

Schemat procesu certyfikacji zielonej energii przedstawiono na rysunku 2.

��

Międzynarodowy handel zielonymi certyfikatami jest oczywiście możliwy, aczkolwiekdość utrudniony ze względu na zróżnicowaną politykę poszczególnych państw oraz wynikającez tego różnice pomiędzy systemami. Większość krajów prowadzi politykę na rzecz rozwoju kra-jowych odnawialnych źródeł energii, poprawy jakości lokalnego środowiska, zróżnicowaniastruktury paliwowej produkcji energii, zwiększenia niezależności od importu paliw i energii orazrozwoju obszarów wiejskich. Zróżnicowany jest też system stosowanych subwencji. W efekcie,certyfikaty pochodzące z różnych krajów mogą nie być w pełni zamienne.

Międzynarodowy obrót zielonymi certyfikatami rozwija się stopniowo. Dochodzi do po-rozumień o wzajemnym uznawaniu certyfikatów między krajami, w których warunki i kształtsystemów są podobne, np. pomiędzy Szwecją a Danią.

Trwają obecnie prace nad stworzeniem systemu międzynarodowego handlu certyfikatami.Prowadzi je między innymi organizacja RECS (Renewable Eenergy Certificate System). Zrzeszaona ponad 170 instytucji i przedsiębiorstw, wśród których są producenci energii, przedsiębior-stwa obrotu energią, organizacje wydające certyfikaty, agencje rządowe i firmy konsultingowez 15 krajów Europy Zachodniej.

RECS powstała jako platforma dyskusji nad wspieraniem rozwoju rynku energii odna-wialnej poprzez system certyfikatów. Zajmuje się ona ujednoliceniem systemów zielonych cer-tyfikatów w różnych krajach, aby umożliwić międzynarodowy obrót certyfikatami.

ELEKTROENERGETYKA


16

RYNEK ZIELONYCHCERTYFIKATÓW

ORGANZARZĄDZAJĄCY SYSTEMEM

ORGANWYDAJĄCY CERTYFIKATY

REJESTRCERTYFIKATÓW

ORGANWYCOFUJĄCYCERTYFIKATY

KUPUJĄCYCERTYFIKATY

PRODUCENTENERGII Z OZE

POTWIERDZENIEPRODUKCJI Z OZE

FIRMYPRZESYŁOWE

I DYSTRYBUCYJNE

Rys. 2. Schemat certyfikacji zielonej energii

Podjęto także inne próby tworzenia platformy wymiany informacji w zakresie rozwojumechanizmu zielonych certyfikatów, np. w ramach projektu TRECIN, ale nie wyszły one pozafazę wstępnych koncepcji.

Tymczasem w ramach RECS zakończono we wrześniu 2002 r. dwuletnią fazę pilotową,której celem było:

– wypracowanie minimalnego zestawu wspólnych definicji i kryteriów do tworzenia,transferu i wycofywania certyfikatów,

– przetestowanie, czy wypracowany system jest operacyjny (zawierane są transakcje) re-alistyczny, zdolny do modyfikacji, przejrzysty, z akceptowalnymi kosztami wdrożenia i transak-cyjnymi, godny zaufania i wiarygodny.

W 2003 r. dokonano już pierwszej transakcji certyfikatami w ramach RECS.W systemie RECS szczególna rola przypada strukturze, zrzeszającej krajowe organy wydawa-

nia certyfikatów (the Issuing Body), który odpowiada za jakość wydawanych certyfikatów, a więc:– przyjęcie i sprawdzenie deklaracji energii odnawialnej, składanej przez producenta energii;– wydawanie certyfikatów o unikalnym numerze z odpowiednią ilością informacji;jako minimalną uznano:

• nazwę identyfikacyjną organu wydającego certyfikat,• odniesienie do produkcji,• datę wydania,• kod technologii,• oznaczenie braku dotacji (na etapie inwestycji, produkcji lub obu),• zainstalowaną moc;

– przenoszenie własności:• z jednego konta na drugie: zapis transferu, zachowanie pełnej dokumentacji, po-

twierdzenia obu stron,• import i eksport: potwierdzenie ważności certyfikacji, przesyłanie informacji do in-

nego organu wydającego certyfikaty, powiadomienie sprzedawcy, że certyfikat zo-stał oznaczony jako „wyeksportowany”;

– prowadzenie bazy danych rejestracji, tj. utrzymywanie aktualnych danych o każdej in-stalacji produkcyjnej oraz każdym certyfikacie;

– weryfikację, audyty i raportowanie:• kontrole ad hoc zarejestrowanych instalacji produkujących,• jakość odczytów pomiarowych,• ważność procedur,• monitorowanie wszystkich działań i publikacje raportów.

Uczestnictwo w RECS jest dobrowolne po opłaceniu jednorazowej składki członkowskiej.Umożliwia to uczestniczenie w pracach organizacji i dostęp do informacji. Ważniejsze jest jed-nak sformalizowane uczestnictwo organu wydającego certyfikaty, gdyż organy te w ramachRECS uczestniczą w podejmowaniu decyzji.

Tworząc zatem krajowy system zielonych certyfikatów warto rozpatrywać go w kontek-ście międzynarodowego obrotu certyfikatami.

��

1. Porównując stan rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce z krajami Unii Europejskiejnie sposób nie zauważyć, że znajduje się ona na początku drogi, jaką te kraje odbyły. Jej rozwójwymaga systemowego wsparcia. Energia ta, droższa od wytwarzanej ze źródeł konwencjonal-nych, nie ma bowiem szans konkurować ceną na rynku energii elektrycznej. Jak dotąd systemo-wego wsparcia nie ma. Stosowane są rozwiązania cząstkowe takie, jak wspieranie inwestycjiśrodkami finansowymi funduszy ekologicznych i przedakcesyjnych UE. Nie wystarcza to jed-nak, aby znacząco obniżyć cenę wytwarzanej energii. Nie wystarcza też zmuszenie przedsię-biorstw przesyłu i obrotu energią elektryczną do zakupu energii ze źródeł odnawialnych. Mini-ster Środowiska proponuje zatem w Programie rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce na lata2002 – 2005 opracowanie i wdrożenie do 2005 r. systemu zielonych certyfikatów, jako wspoma-gającego do mechanizmu zobowiązań ilościowych.

ELEKTROENERGETYKA


17

2. Wprowadzenie w Polsce systemu zielonych certyfikatów na obecnym etapie rozwojuenergetyki odnawialnej może nie spełnić oczekiwań polityków, którzy chcieliby w ten sposóbuwolnić budżet państwa od obowiązku wspierania rozwoju odnawialnych źródeł energii. Jest tobowiem mechanizm wprowadzany w niektórych krajach po zastosowaniu wcześniej innych in-strumentów obniżających cenę energii z OZE i znacznie bogatszych, gdzie łatwiej wykreowaćpopyt na certyfikaty.

3. Stworzenie systemu zielonych certyfikatów wymaga rozwiązania wielu problemówkoncepcyjnych i organizacyjnych oraz stworzenia podstaw prawnych, które nie istnieją, a takżeoceny skutków ekonomicznych jego wdrożenia. Jak dotąd prace te nie wykroczyły poza fazęwstępnych, ogólnych założeń.

4. Najprawdopodobniej szybciej stworzony zostanie, w związku z wymaganiami prawo-dawstwa UE, system poświadczania pochodzenia energii elektrycznej pochodzącej z odnawial-nych zasobów. Będzie to zatem minimalny zakres, dla którego system będzie tworzony. Możnasię również spodziewać, że rząd podejmie decyzję o wprowadzeniu mechanizmu zielonych cer-tyfikatów i wówczas system certyfikacji obejmował będzie: wydawanie, rejestrację i wycofywa-nie certyfikatów, a same certyfikaty powinny spełniać warunki, wymagane przy ich międzyna-rodowej wymianie.

5. Bez względu na rozwój sytuacji, zależny od polityków, a głównie Ministra Środowiska,który odpowiada za politykę rozwoju OZE, należy dążyć do wypracowania najtańszych rozwią-zań. Wykorzystanie istniejących struktur, baz danych i systemów operacyjnych jest do tego nie-zbędne. W tym systemie znaczącą rolę mogą odegrać spółki dystrybucyjne (bezpośredni „styk”z producentami energii z OZE), operator systemu przesłowego (bilansujący energię w KSE) orazGiełda Energii (jako platforma handlu energią).

6. Kluczową rolę w systemie certyfikacji pełni organ wydający certyfikaty. Doświadcze-nia we wdrażaniu systemów certyfikacji zielonej energii w innych krajach pokazują, że rozwią-zaniem najkorzystniejszym jest powierzenie zadań związanych z certyfikacją operatorowi syste-mu przesyłowego.

��

[1] Biała Księga UE Energia przyszłości: odnawialne źródła energii, 1997.[2] Zielona Księga UE Ku europejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego, 2000.[3] Strategia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce, Rada Ministrów, wrzesień 2001.[4] Program rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce na lata 2002 – 2005 (projekt), Ministerstwo Środowiska, 2001.[5] Pilotowy Program Wykonawczy do Strategii rozwoju energetyki odnawialnej w zakresie wzrostu produkcji ener-

gii elektrycznej ze źródeł odnawialnych ze szczególnym uwzględnieniem energetyki wiatrowej na lata 2003 –2005 (projekt roboczy), Ministerstwo Środowiska, wrzesień 2002.

[6] Ocena realizacji i korekta Założeń polityki energetycznej Polski do 2020 roku, Ministerstwo Gospodarki, kwie-cień 2002.

[7] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady nr 2001/77/WE z dnia 27 września 2001 r. w sprawie promocjienergii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na wewnętrznym rynku energii elektrycznej, tłumaczenie „Fakty.Do-kumenty” nr 1/2002.

[8] Ustawa Prawo energetyczne (tekst jednolity), .[9] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15.12.2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze

źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także cie-pła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku (Dz.U. 2000 Nr 122 poz. 1336).

[10] Projekt rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii elek-trycznej ze źródeł odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródełodnawialnych, październik 2002.

[11] EPRI Recomendations for Polish Renewable Energy Development. Principles for Renewable Energy CertificateTrading. Final Report, tom 1.1, 1.2, 1.3, June 2002.

[12] Zielone certyfikaty jako rynkowy mechanizm wsparcia OZE, EC BREC, lipiec 2001.[13] Materiały z seminarium „System certyfikatów energii odnawialnej RECS”, PSE SA – Ecofys Sp. z o.o., 12 czerw-

ca 2002.[14] Materiały z seminarium RECS podsumowującego dwuletnia fazę testową systemu, Piza, Włochy, 27 września 2002.[15] Market Mechanisms for Supporting Renewable Energies: Tradable RES Certyficates, Eurelectric, czerwiec 2000 r.[16] Austriacki System Zielonych Certyfikatów – prezentacja dla Parlamentarnego Zespołu ds. Restrukturyzacji Ener-

getyki, kwiecień 2002 r.[17] Poręba St., Barc W., Gajda A., Jaworski W., Rynek „zielonej energii”. „Biuletyn Miesięczny” PSE SA, styczeń

2001.18] Bućko P., Energia ze źródeł odnawialnych na rynku energii elektrycznej w Polsce, „Energetyka”, Lipiec 2002.

ELEKTROENERGETYKA


18

REGULACJA NAPIĘĆ I MOCY BIERNEJ

RYSZARD ZAJCZYKANDRZEJ SIODELSKIKatedra ElektroenergetykiWydział Elektrotechniki i AutomatykiPolitechnika Gdańska

REALIZACJA HIERARCHICZNEJ STRUKTURY STEROWANIAW KSE*)

ZAŁOŻENIA DO PROGRAMU REALIZACJI KONCEPCJI STEROWANIA U I Q

Koncepcję rozwoju układu sterowania U i Q w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE)przedstawiono w [1], zaś rozwinięto i uszczegółowiono ją w [2]. Lista postulowanych przedsięwzięćnależy do kilku uzupełniających się warstw: technicznej, organizacyjno-prawnej i ekonomicznej.

Koncepcja zakłada podział zadań związanych z szeroko pojętym procesem sterowaniaU i Q pomiędzy wszystkie podmioty tworzące strukturę własnościową KSE (PSE SA, spółki dystry-bucyjne, wytwórców) oraz odbiorców energii elektrycznej. Proces ten odnosi się nie tylko do proble-matyki bieżącej regulacji, ale również do zadań związanych z rozwojem koniecznej infrastrukturytechnicznej, organizacyjnej oraz prawnej. Mieszczą się w tym pojęciu również konieczne inwestycje.

W podziale zadań pomiędzy podmioty realizujące koncepcję sterowania U i Q nie powinno byćinnych środków przymusu, jak ekonomiczny i prawny. Ramy prawne są w zarysie zakreślone przezustawę Prawo energetyczne i towarzyszące jej akty wykonawcze. W obszarach, których te źródła pra-wa nie regulują, obowiązuje system prawa cywilnego. System prawa odnoszący się do omawianej pro-blematyki istnieje, co nie znaczy, że nie trzeba go doskonalić. Propozycje zmian w tym zakresie są za-warte w [2]. System przymusu ekonomicznego na razie jest słaby i niewydolny. Bez rozwoju tego sy-stemu proponowana koncepcja sterowania U i Q nigdy nie doczeka się pełnej realizacji. Wobec znacz-nych rezerw w KSE, system ten (w omawianym zakresie) jest wprawdzie sterowalny za pomocą do-stępnych środków, lecz jakość sterowania jest niezadawalająca a rezerwy ulegną wyczerpaniu.

Szczególną rolę przymusu ekonomicznego w realizacji koncepcji sterowania U i Q opisanow [4]. Najstaranniej przemyślany system prawa i system rozliczeń za sterowanie U i Q nie spełnijednak należycie swojego zadania, bez powszechnej (wśród zainteresowanych podmiotów) zgodyna podstawowe założenia, na których jest oparty. Dlatego konieczna jest szeroka dyskusja nad pro-blematyką rozliczeń za sterowanie U i Q, prowadzona z udziałem wszystkich zainteresowanychpodmiotów. Dyskusja pozwoli z jednej strony, wykryć i usunąć wszelkie wady projektów, z dru-giej zaś umożliwi nakreślenie „obszaru zgody” na proponowane rozwiązania.

Program realizacji koncepcji sterowania U i Q jest projektowanym, ewolucyjnym procesemzmian obecnego stanu rzeczy. Trzeba sobie odpowiedzieć na pytanie, kto zainicjuje realizacjęprogramu. Nie tylko z przyczyn formalnych zadanie to należy do PSE SA. Z poziomu operatorasystemu przesyłowego najlepiej obserwuje się problematykę napięciową w sieciach 110 – 400 kV.Dobrym sygnałem rozpoczęcia programu byłoby ogłoszenie zamiaru wprowadzenia rozliczeń zasterowanie U i Q w relacji: operator systemu przesyłowego – spółka dystrybucyjna, wraz z kon-cepcją rozliczeń i kalendarzem proponowanych zmian.

ELEKTROENERGETYKA 19


*) Program realizacji koncepcji sterowania U i Q przedstawiony w artykule jest autorską koncepcją, będącą rezultatem pracy badawczejrealizowanej dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych – nie jest jeszcze przesądzone czy będzie ona realizowana.

Na poziomie spółek dystrybucyjnych obecnie nie ma silnych motywacji dla wprowadzaniaistotnych zmian sposobu sterowania U i Q w podsystemach 110 kV. Główne problemy dotycząceomawianej problematyki lokują się w sieciach średnich i niskich napięć, odnosząc się najczęściejdo prostych relacji: spółka dystrybucyjna – odbiorca. Straty w sieciach 110 kV są (przeciętnie) ma-łe, a przepływy mocy biernej praktycznie nie dławią przepustowości sieci. Wynika to między inny-mi z małych jej obciążeń. Problemy regulacyjne U i Q w sieciach 110 kV mają charakter incyden-talny, wiążąc się najczęściej z niewłaściwymi – okresowo – poziomami napięć w węzłach zasilają-cych sieć 110 kV, co obciąża operatora systemu przesyłowego. Spółki dystrybucyjne nie dociekającprzyczyn wadliwej regulacji, tam też kierują postulaty poprawy stanu.

Zamiar rozliczeń za sterowanie U i Q, towarzysząca mu nadzieja na dodatkowe wpływy zausługi systemowe i obawa o koszty związane z niedotrzymaniem zobowiązań, mogą być impulsemdla podjęcia tej części programu realizacji koncepcji sterowania U i Q, która dotyczy podsystemówrozdzielczych 110 kV, a w konsekwencji spółek dystrybucyjnych.

Wydaje się, że od podmiotów, których podsystemy są bezpośrednio powiązane z podsystema-mi rozdzielczymi 110 kV (wielcy odbiorcy, lokalne elektrownie) nie można oczekiwać inicjatywywłączenia się w program realizacji koncepcji sterowania U i Q. Z ich poziomu nie widać wyraźniepotrzeb regulacyjnych w tym zakresie. Ta inicjatywa należy do spółek dystrybucyjnych. Stamtądpowinna wyjść odpowiednia propozycja zmian. Propozycja zmian powinna mieć wymiar finanso-wy, w postaci odpowiednich rozliczeń za wyspecyfikowane sterowania. Zamiar takich rozliczeń zasterowanie U i Q może być impulsem dla aktywności wszystkich podmiotów powiązanych z pod-systemami rozdzielczymi spółek dystrybucyjnych.

Gruntowna wiedza na temat procesów regulacyjnych U i Q wśród kadry inżynierskiej wszy-stkich poziomów nie jest powszechna. Obserwowane są nietrafne decyzje inwestycyjne i błędne ste-rowania. Można mieć nadzieję, że z chwilą, kiedy sterowanie U i Q będzie miało wyraźny wymiarfinansowy, kadra inżynierska będzie tę wiedzę pogłębiać. Dobrze byłoby wcześniej przygotowaćofertę szkoleń, wspierających takie aspiracje.

W podsumowaniu tej części opisu założeń do programu realizacji koncepcji sterowaniaU i Q podkreśla się więc następujące jego elementy:

– Ogłoszenie zamiaru i proponowanego kalendarza wprowadzania rozliczeń za sterowanieU i Q w relacji pomiędzy Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi i spółkami dystrybucyjnymi.Inicjatorem będą PSE SA. Program sprecyzuje prawdopodobne terminy i sposób realizacji.

– Prezentacja projektu programu, dyskusja, korekta projektu. Program przedstawi propozy-cje terminów. Problem będzie referowany przez wykonawcę pracy.

– Oferta szkoleń, konsultacji i wykonania specjalistycznych opracowań. Program powinienzakładać, że krajowe ośrodki naukowe, zajmujące się tą lub pokrewną problematyką, powinny byćpowiadomione o terminie i miejscu jego prezentacji. Dyskusja nad projektem wskaże kierunki dlaofert szkolenia.

– Dyskusja powinna być prowadzona na wielu płaszczyznach, również w toku wdrażaniaprogramu. Dyskusja powinna objąć możliwie szerokie grono zainteresowanych osób i zaintereso-wanych podmiotów.

– Program wskaże „ścieżki legislacyjne” proponowanych zmian w prawie.Zakłada się pięcioletni okres wdrażania koncepcji sterowania U i Q. Przedstawione dalej pro-

pozycje należą do umiarkowanych, ale ich wykonanie wymaga wystarczających środków finanso-wych, zwłaszcza na techniczną stronę koncepcji.

PROGRAM WDRAŻANIA SYSTEMU ROZLICZEŃ ZA STEROWANIE U I Q

Wdrażanie rozliczeń finansowych usług U i Q w polskim systemie elektroenergetycznym wy-maga inicjatywy największego podmiotu gospodarczego sektora elektroenergetyki Polskich SieciElektroenergetycznych. Stąd też do PSE SA należeć będzie cała akcja związana z akceptacją zasad,opracowaniem szczegółów i zapoznaniem z nimi pozostałe przedsiębiorstwa energetyczne, główniespółki dystrybucyjne i elektrownie systemowe. Program niniejszy podzielono pomiędzy najważniej-sze przedsiębiorstwa biorące udział w sterowaniu U i Q.

ELEKTROENERGETYKA


20

ELEKTROENERGETYKA


21

Poziom operatora systemu przesyłowegoRok 1Dyskusja podstawowych zasad rozliczeń usług U i Q. Rozważenia wymagają następujące

sprawy:– Sposób wyznaczania kosztów generacji/poboru mocy biernej dla elektrowni systemowych:

• koszty stałe; sposób podziału nakładów kapitałowych,• koszty zmienne według wartości uśrednionych za miniony okres (rok) lub według prze-

biegów rzeczywistych.– Sposób wyznaczania kosztów przesyłowych sieciami 400 kV i 220 kV. Czy uwzględniać

koszty stałe. Koszty zmienne według wartości uśrednionych za miniony okres (rok), czywedług przebiegów rzeczywistych.

Sposób wyznaczania kosztów unikniętych:− możliwości techniczne instalowania własnych źródeł i odbiorów mocy biernej,− opłaty karne na rzecz hurtowych odbiorców energii za niedotrzymanie jakości.

Zakres obligatoryjnych usług standardowych U i Q:− elektrowni systemowych,− węzłów przesyłowych na styku z odbiorcami hurtowymi,− odpłatność za usługi obligatoryjne.

Rok 2Opracowanie zasad funkcjonowania rynków usług U i Q (handlu mocą bierną):

− dla elektrowni systemowych,− dla spółek dystrybucyjnych z uwzględnieniem wszystkich aspektów:

• dostawa mocy biernej do SD w normalnych warunkach pracy SEE,• pobór mocy biernej przez SD, gdy USEE>Umax,• dostawa mocy biernej przez SD, gdy USEE<Umin.

Wyznaczenie kosztów unikniętych:− z racji uniknięcia inwestycji w węzłach SEE, gdzie może to być brane pod uwagę,− z racji uniknięcia opłat karnych za niedotrzymanie standardów jakości.

Ustalenie w drodze wstępnych negocjacji wartości współczynników pE i pS dla węzłówwytwórczych.Rozważenie sprawy korekt do stawek za moc i energię czynną, jakie należałoby wprowa-

dzić wraz z wdrożeniem handlu mocą bierną.

Rok 3Wyznaczenie cen i stawek opłat za moc bierną z uwzględnieniem wyników negocjacji

z elektrowniami systemowymi (wartości pE i pS):− dla węzłów wytwórczych,− dla węzłów przesyłowych na poziomie 400 – 220 kV oraz 110 kV.

Wprowadzenie okresu próbnego rozliczeń usług U i Q (np. pół roku) celem przyswojeniazasad i wyeliminowania usterek.

Rok 4Wprowadzenie jako obowiązującego zainteresowane strony, rozliczania finansowego usług

U i Q. W odniesieniu do OSP dotyczy to rozliczania się:− z elektrowniami systemowymi,− ze spółkami dystrybucyjnymi,− z wielkimi odbiorcami zasilanymi z szyn 400 i 220 kV, bądź z szyn 110 kV węzłów wy-

twórczych i przesyłowych SEE.

Poziom operatorów podsystemów rozdzielczychRok 1Dyskusja podstawowych zasad rozliczeń usług U i Q. Rozważenia wymagają następu-

jące sprawy:– Uzgodnienie stanowisk z OSP odnośnie do zasad wyznaczania kosztów mocy biernej po-

bieranej/dostarczanej w różnych okolicznościach pracy SEE:

ELEKTROENERGETYKA


22

• w normalnych warunkach pracy SEE, gdy Umin <USEE<Umax,• pobór mocy biernej przez SD gdy USEE>Umax,• dostawa mocy biernej przez SD gdy USEE<Umin.

– Sposób wyznaczania kosztów generacji/poboru mocy biernej dla elektrowni i elektrocie-płowni lokalnych; wskazane jest przyjęcie propozycji analogicznych lub zbliżonych jak dlaelektrowni systemowych.

– Sposób wyznaczania kosztów mocy biernej pobieranej/wprowadzanej przez odbiorców fi-nalnych w ramach uczestnictwa w sterowaniu U i Q.

– Sposób wyznaczania kosztów przesyłowych sieciami 110 kV.– Sposób wyznaczania kosztów unikniętych:

• możliwości techniczne instalowania własnych źródeł mocy biernej w GPZ-tach110/15 kV,

• koszty mocy biernej z własnych źródeł,• opłaty karne na rzecz odbiorców finalnych za niedotrzymanie standardów jakości.

Ustalenie zakresu obligatoryjnych usług standardowych U i Q:– Uzgodnienie stanowisk z OSP w ww. sprawie odnośnie do:

• punktów zasilania sieci 110 kV,• elektrowni i elektrociepłowni lokalnych,• odbiorców finalnych, biorących czynny udział w sterowaniu U i Q,• odbiorców finalnych, biorących bierny udział w sterowaniu U i Q,• węzłów rozdzielczych na styku z odbiorcami finalnymi,• punktów zasilania odbiorców finalnych,• odpłatność za usługi obligatoryjne.

Rok 2Uzgodnienie stanowisk z OSP w sprawie zasad funkcjonowania rynków usług U i Q na sty-

ku OSP-OSR, z uwzględnieniem wszystkich aspektów, w tym:− dostawa mocy biernej do sąsiedniej SD w normalnych warunkach pracy SEE,− pobór mocy biernej przez SD, gdy USEE>Umax,− dostawa mocy biernej przez SD, gdy USEE<Umin.

Opracowanie zasad funkcjonowania rynków usług U i Q:− dla elektrowni i elektrociepłowni lokalnych,− dla odbiorców finalnych biorących udział w sterowaniu U i Q,− dla sąsiednich SD, z którymi ma miejsce wymiana mocy biernej w ramach usług stero-

wania U i Q.Opracowanie szczegółowych sposobów rozliczania usług U i Q uwzględniających

wyniki dyskusji i decyzji podjętych w roku 1 i 2. Określenie zasad pomiarów i rejestracjiwartości podlegających rozliczaniu. Uzgodnienie i akceptacja zasad przedstawionych przezOSP:

− dla sąsiednich SD, z którymi występuje za planową wymianę mocy biernej,− dla elektrowni i elektrociepłowni lokalnych,− dla wielkich odbiorców finalnych, biorących czynny udział w sterowaniu U i Q,− dla wielkich odbiorców finalnych, biorących bierny udział w sterowaniu U i Q,− dla pozostałych odbiorców finalnych.

Rok 3Wyznaczenie kosztów unikniętych:

− z racji uniknięcia inwestycji w węzłach, w których może to być brane pod uwagę,− z racji uniknięcia opłat karnych za niedotrzymanie standardów jakości.

Ustalenie w drodze wstępnych negocjacji wartości współczynników pE i pS dla elektrownii elektrociepłowni lokalnych.

Wyznaczenie cen i stawek opłat za moc bierną z uwzględnieniem wyników negocjacjiz elektrowniami i elektrociepłowniami lokalnymi (wartości pE i pS),

− dla GPZ-tów,− dla punktów zasilania odbiorców finalnych.

ELEKTROENERGETYKA


23

Wprowadzenie okresu próbnego rozliczeń usług U i Q (np. pół roku) celem przyswojeniazasad i wyeliminowania usterek.

Rok 4Wprowadzenie obowiązującego zainteresowane strony, rozliczania finansowego usług

U i Q. W odniesieniu do OSR dotyczy to rozliczanie się:− z elektrowniami i elektrociepłowniami lokalnymi,− z wielkimi odbiorcami finalnymi, biorącymi czynny udział w sterowaniu U i Q,− z wielkimi odbiorcami finalnymi biorącymi bierny udział w sterowaniu U i Q,− z sąsiednimi spółkami dystrybucyjnymi.

Elektrownie systemoweRok 1Uczestnictwo w dyskusjach z OSP na temat podstawowych zasad rozliczania usług

U i Q obligatoryjnych i na życzenie OSP.Akceptacja ustaleń.

Rok 2Opracowanie własnych, opartych na ustaleniach z OSP, zasad wyznaczania kosztów, cen

i stawek opłat za usługi U i Q świadczonych na rzecz OSP.

Rok 3Wyznaczenie wartości kosztów, cen i stawek opłat związanych z usługami U i Q własnej

elektrowni loco szyny GN transformatorów blokowych.Wprowadzenie, w uzgodnieniu z OSP, okresu próbnego rozliczeń usług U i Q (np. pół ro-

ku) celem przyswojenia zasad i wyeliminowania usterek.

Rok 4Wprowadzenie, zgodnie z umową dwustronną z OSP, rozliczania finansowego usług U i Q,

jako obowiązującego obie zainteresowane strony.

Elektrownie i elektrociepłownie lokalneRok 1Uczestnictwo w dyskusjach z OSR na temat podstawowych zasad rozliczania usług

U i Q obligatoryjnych i na życzenie OSR.Akceptacja ustaleń.

Rok 2Opracowanie własnych, opartych na ustaleniach z OSR, zasad wyznaczania kosztów, cen

i stawek opłat za usługi U i Q świadczonych na rzecz OSR.

Rok 3Wyznaczenie wartości kosztów, cen i stawek opłat związanych z usługami U i Q własnej

elektrowni (elektrociepłowni).Wprowadzenie, w uzgodnieniu z OSR, okresu próbnego rozliczeń usług U i Q (np. pół ro-

ku) celem przyswojenia zasad i wyeliminowania usterek.

Rok 4Wprowadzenie, zgodnie z umową dwustronną z OSR, rozliczania finansowego usług

U i Q, jako obowiązującego obie zainteresowane strony.

UwagiDla poszczególnych poziomów hierarchicznej struktury sterowania U i Q należy przewidzieć

w odpowiednich terminach uzupełnienie sprzętowe w zakresie wymaganym dla wprowadzanegosposobu rozliczeń finansowych usług U i Q: liczniki, transmisje danych pomiarowych, sprzęt kom-puterowy, oprogramowanie specjalistyczne.

ELEKTROENERGETYKA


24

PROGRAM TECHNICZNEJ REALIZACJI STEROWANIA U I QW NIEELEKTROWNIANYCH WĘZŁACH SIECI PRZESYŁOWEJ

Program adresowany jest do kilkudziesięciu węzłów sieci przesyłowej 220/110 kV,400/110 kV, 400/220/110 kV, z których przeważająca większość pozbawiona jest automatyki re-gulacyjnej transformatorów. Przedsięwzięcia objęte tym programem niemal wyłącznie dotycząoperatora systemu przesyłowego (PSE SA), w związku z obecnymi stosunkami własnościowymi.Przesłankami realizacji programu są spodziewane korzyści dla PSE SA, wynikające z możliwejpoprawy jakości sterowania, a także z oszczędności możliwych do uzyskania, dzięki wycofywa-niu stałej obsługi z niektórych węzłów systemu. Węzły takie charakteryzować się muszą wyso-kim stopniem automatyzacji pracy.

Katalog przedsięwzięć technicznych, składających się na program, zawiera:− Analizę pracy istniejącej automatyki ARST z wnioskami co do koniecznych zmian.− Wymianę algorytmów (oprogramowania) istniejącej automatyki ARST, w tym rozwinięcie

algorytmów sterowania w węzłach z dławikami kompensacyjnymi i węzłach powiązanych silniez lokalnymi elektrowniami, wyprowadzającymi moc do sieci 110 kV.

− Organizowanie „poziomych” kanałów informacyjnych pomiędzy sąsiednimi węzłami, za-silającymi wspólnie sieć 110 kV, dla koordynacji pracy automatyki regulacyjnej.

− Sukcesywną wymianę powiązań istniejącej automatyki ARST ze sterowanym obiektem.− Wdrożenie automatyki regulacyjnej transformatorów w tych węzłach sieci przesyłowej

z elektrowniami systemowymi, gdzie nie ma i nie przewiduje się regulatorów grupowych elektrow-ni (ARNE), albo automatyka ta nie realizuje prawidłowo procesów regulacyjnych transformatorówzasilających sieci 110 kV. Przykładem jest węzeł Żarnowiec.

Propozycja harmonogramu wdrażania automatyki regulacyjnej U i Q w nieelektrownianychwęzłach sieci przesyłowej przedstawiono poniżej na podstawie [3].

Rok 1.: − Analiza „historii” pracy regulatorów ARST w 9 węzłach sieci przesyłowej. − Wymiana oprogramowania regulatorów ARST w węzłach PLE i MIL.− Opracowanie szczegółowego programu sterowania U i Q dla Śląska.

Rok 2.: − Sukcesywna wymiana oprogramowania regulatorów ARST w węzłach, w których taautomatyka jest zainstalowana.

Rok 3. – Sukcesywna wymiana oprogramowania regulatorów ARST w węzłach, w którychi następne: ta automatyka jest zainstalowana.

– Sukcesywna wymiana powiązań istniejącej automatyki ARST z obiektami re-gulacji.

– Sukcesywne instalowanie regulatorów grupowych transformatorów o pełnym algo-rytmie sterowania w węzłach sieciowych.

– Instalowanie uproszczonej automatyki regulacyjnej transformatorów w węzłach niewymagających złożonej automatyki.

PROGRAM REALIZACJI KONCEPCJI STEROWANIA NA POZIOMIE WĘZŁÓW WYTWÓRCZYCHPodmioty objęte programem

Program realizacji sterowania U i Q w węzłach wytwórczych obejmie następujące podmioty:− Podmiot wdrażający: operator systemu przesyłowego,− Podmioty biorące udział we wdrażaniu zasad sterowania:

• operatorzy podsystemów przesyłowych,• elektrownie systemowe,• operatorzy podsystemów rozdzielczych,• elektrownie lokalne 110 kV.

− Podmioty wspomagające proces realizacji i wprowadzania zasad sterowania:• Politechnika Gdańska, Katedra Systemów Elektroenergetycznych i inne,• Instytut Energetyki – Gdańsk,• inne ośrodki naukowe.

ELEKTROENERGETYKA


25

Techniczna część programu

Przewidywany zakres czynności technicznych niezbędnych do zrealizowania w węzłach wy-twórczych dużej mocy (dwusystemowych i trójsystemowych) jest następujący:T1. Modyfikacja algorytmów działania oraz zmiana metodologii doboru nastaw ograniczników

i elementów dodatkowych (układ kompensacji prądowej, stabilizator systemowy) według za-sad opracowanych w zadaniu 2.

T2. Modernizacja układów regulacji napięcia generatorów pod kątem zapewnienia współpracyz układami regulacji grupowej w zakresie sterowania i wymiany informacji według zasadjak wyżej.

T3. Modernizacja istniejących układów regulacji grupowej węzłów wytwórczych polegająca na:– Zmianie algorytmów ich działania w zakresie zasad sterowania, – Zmianie charakterystyk sterowania w zakresie regulacji generatorów i transforma-

torów.T4. Docelowe przygotowanie układów regulacji grupowej do pracy w trybie „on line” w obrębie

danego węzła wytwórczego.T5. Zapewnienie układom regulacji grupowej pełnej wymiany informacji z układami regulacji

nadrzędnej – współpraca z systemem DYSTER w zakresie funkcji EMS.T6. Na obszarach o dużej koncentracji węzłów wytwórczych i odbiorczych układy regulacji

grupowej należy przystosować do współpracy z układem regulacji grupowej ARN-PILOT– przez:

– wybór węzła pilotującego,– wybór i określenie węzłów wspomagających,– modernizację algorytmów działania układów RGWW poprzez wprowadzenie i aktywa-

cję nowych kryteriów sterowania,– zapewnienie wymiany sygnałów sterujących i informacji w obrębie grupy układów

RGWW biorących udział w ARN-PILOT oraz na zewnątrz grupy z operatorem sieciprzesyłowej.

Grafik realizacji czynności technicznych w zakresie sterowania U i Q w węzłach wytwór-czych przedstawiono na rysunku 1a.

Przewidywany zakres czynności technicznych niezbędnych do zrealizowania w elektrow-niach lokalnych, powiązanych z siecią rozdzielczą 110 kV:TE1. Modyfikacja algorytmów działania (algorytmy Qg=Qzad=const) oraz zmiana metodologii

doboru nastaw ograniczników (kąta mocy) i elementów dodatkowych (układ kompensacjiprądowej, stabilizator systemowy) według zasad określonych w ramach zadania 2.

TE2. Modernizacja układów regulacji napięcia generatorów pod kątem zapewnienia współpra-cy z układami regulacji nadrzędnej w zakresie sterowania i wymiany informacji.

TE3. Ewentualne wprowadzenie układów regulacji grupowej.Grafik realizacji czynności technicznych w zakresie sterowania U i Q w węzłach wytwór-

czych współpracujących tylko z siecią 110 kV przedstawiono na rysunku 1b.

T1

T2

T3

T4

T5

T6

0 1 2 3 4 5

TE 1

TE 2

TE 3

0lata lata1 2 3 4 5

Rys. 1. Harmonogram realizacji czynności technicznych w zakresie regulacji U i Q dla: a) systemowychwęzłów wytwórczych b) elektrowni lokalnych, współpracujących tylko z siecią 110 kV

ELEKTROENERGETYKA


26

Szkolenie

Program organizacyjny realizacji hierarchicznej struktury sterowania w węzłach wytwór-czych powinien obejmować serie szkoleń realizowanych dla elektrowni systemowych i lokalnychoraz lokalnych elektrociepłowni z zakresu takiego jak:S1. Potrzeba zmiany sposobu rozliczeń za sterowanie U i Q w węzłach wytwórczych.S2. Zasady rozliczeń za sterowanie U i Q w węzłach wytwórczych.S3. Cel i potrzeba modernizacji istniejących układów regulacji biorących udział w sterowaniu

U i Q w węzłach wytwórczych.S4. Zakres niezbędnych inwestycji związanych z dostosowaniem węzłów wytwórczych do udzia-

łu w procesie sterowania U i Q.S5. Zmiany infrastruktury informatycznej pod kątem jej dostosowania na potrzeby sterowania

U i Q.

Realizacja powyższej tematyki szkoleń powinna odbywać się w dwóch grupach:Grupa 1 (G1) dotyczy współpracy węzłów wytwórczych z operatorem systemu przesyłowego.Grupa 2 (G2) dotyczy współpracy węzłów wytwórczych z operatorem systemu rozdzielczego.Uczestnicy szkoleń to przedstawiciele wszystkich szczebli służb dyspozytorskich odpowie-

dzialnych za proces sterowania U i Q w sieciach przesyłowych i rozdzielczych wysokiego napięcia.Grafik szkoleń w zakresie sterowania U i Q w węzłach wytwórczych przedstawiono na rysunku 2.

PROGRAM REALIZACJI KONCEPCJI STEROWANIA NA POZIOMIE KDM I ODM

Podmioty objęte programem

Program realizacji sterowania U i Q na poziomie Krajowej i Obszarowych Dyspozycji Mocyobejmuje następujące podmioty:

Podmioty wdrażające: − operator systemu przesyłowego (KDM),− operatorzy podsystemów przesyłowych (ODM).Podmioty biorące udział we wdrażaniu zasad sterowania:

• spółki dystrybucyjne (SD),• elektrownie.

Podmioty wspomagające proces realizacji i wprowadzania zasad sterowania:• Politechnika Gdańska, Katedra Systemów Elektroenergetycznych i inne,• inne ośrodki naukowe.

Techniczna część programu

Zakres czynności technicznych niezbędnych do wprowadzenia systemu sterowania U i Qna poziomie operatora systemu przesyłowego (OSP) oraz na poziomie operatora podsystemu

S1

S2

S3

S4

S5

0 1 2 3 4 5 lata

Rys. 2. Harmonogram szkolenia z zakresu regulacji U i Q w węzłach wytwórczych

ELEKTROENERGETYKA


27

przesyłowego (OPSP), a także niezbędnych do realizacji samego sterowania, można określićnastępująco:T1. Tworzenie niezbędnych powiązań informatycznych, tj. tworzenie sieci – głównie światłowo-

dowej – na terenie danego systemu (podsystemu) elektroenergetycznego.T2. Przyłączanie RTU poszczególnych obiektów do sieci informatycznej (systemu SCA-

DA/EMS). Wyposażenie węzłów systemu elektroenergetycznego w sterowniki węzła (RTU).Powiązanie tych sterowników z obiektami węzła w zakresie pomiarów i sterowania.

T3. Utworzenie połączeń informatycznych pomiędzy operatorami systemów. Są to powiąza-nia pomiędzy systemami SCADA/EMS poszczególnych operatorów mające na celu wy-mianę informacji pozyskiwanej z podsystemów podlegających sterowaniu i/lub obserwa-cji (monitorowaniu) oraz częściowe zredundowanie informacji wykorzystywanej przez sy-stemy EMS.

T4. Opracowywanie poszczególnych aplikacji systemu EMS.T5. Uruchamianie poszczególnych aplikacji EMS.T6. Uruchomienie łączy zapewniających wymianę informacji pomiędzy oraz umożliwiających

sterowanie systemami ARNE.T7. Uruchomienie łączy zapewniających wymianę informacji pomiędzy oraz umożliwiających

sterowanie systemami ARST.T8. Domknięcie pętli automatycznego sterowania U i Q na poziomie operatora systemu.

Harmonogram realizacji czynności technicznych w zakresie koncepcji sterowania U i Q napoziomie Krajowej i Obszarowych Dyspozycji Mocy przedstawiono na rysunku 3.

Organizacyjna część programu

Program czynności organizacyjnych niezbędnych do realizacji hierarchicznej struktury stero-wania U i Q powinien obejmować serię szkoleń realizowanych dla podmiotów objętych programeni obejmować szkolenia z następującego zakresu:S1. Utrzymania i konserwacji urządzeń SCADA/EMS.S2. Utrzymania i konserwacji aplikacji EMS. Obsługa baz danych.S3. Obsługi systemu EMS (szkolenie operatorów systemu).S4. Obsługi systemu EMS (szkolenie osób przeprowadzających analizę i weryfikację funkcjono-

wania systemu w trybie off-line).S5. Obsługi systemu EMS (szkolenie osób w zakresie niezbędnym dla analiz ekonomicznych

i rozliczeń za sterowanie i usługi systemowe).Oprócz szkoleń niezbędne są:

S6. Okresowe analizy funkcjonowania systemu EMS zmierzające do korekcji, modyfikacji i uno-wocześniania algorytmów systemu.

S7. Działania zmierzające do zamknięcia pętli sterowania U i Q na poziomie operatora systemu(po stwierdzeniu, że jest to celowe i uzasadnione). Wszystkie z wymienionych powyżej działań organizacyjnych powinny być realizowane przez

wszystkich operatorów systemów, wykorzystujących do sterowania systemy typu SCADA/EMS.

0 1 2 3 4 5 0 1 2 3 4 5

T1

T3

T5

T7

T1

T3

T5

lata lata

Rys. 3. Harmonogram realizacji czynności technicznych w zakresie koncepcji sterowania na poziomiea) Krajowej i b) Obszarowych Dyspozycji Mocy

ELEKTROENERGETYKA


28

Harmonogram realizacji czynności organizacyjnych w zakresie koncepcji sterowaniaU i Q na poziomie Krajowej i Obszarowych Dyspozycji Mocy przedstawiono na rysunku 4.Należy zaznaczyć, że większość szkoleń i działań organizacyjnych powinna mieć charaktercykliczny.

PROGRAM REALIZACJI KONCEPCJI STEROWANIA NA POZIOMIE SPÓŁEK DYSTRYBUCYJNYCH

Propozycje zawarte w tym programie zostaną podjęte lub nie, w zależności od woli za-interesowanych podmiotów. Przesłanką podjęcia programu jest nadzieja na poprawę wynikówfinansowych spółki dystrybucyjnej. Pierwszą propozycją dla spółek dystrybucyjnych jestanaliza pracy ich własnych podsystemów 110 kV, w celu określenia potrzeb, możliwościi perspektyw, związanych z ekonomiką pracy tych sieci i ewentualnych rozliczeń za ste-rowanie U i Q. Podobna analiza przeprowadzona przez Katedrę Systemów Elektroenergetycz-nych Politechniki Gdańskiej dla kilku spółek dystrybucyjnych północnego obszaru sieci,ujawniła możliwości i ograniczenia tkwiące w ich podsystemach 110 kV. We wszystkich ana-lizowanych przypadkach nakłady związane z podobnym opracowaniem zwróciły się w bardzokrótkim czasie.

Ważnym elementem programu są lokalne systemy nadzoru nad pracą sieci 110 kV(lokalne EMS), współpracujące z systemami monitoringu sieci 110 kV. Lokalny EMS będziepełnił wiele ważnych funkcji spoza omawianej tu problematyki. W sytuacji rozwiniętego moni-toringu sieci 110 kV w wielu spółkach dystrybucyjnych, lokalny EMS jest jego naturalnym roz-winięciem i uzupełnieniem. Bez systemów nadzoru i przetwarzania danych pomiarowych, ob-szerne ich zbiory przedstawiają sobą ograniczoną wartość.

Dwa wymienione wyżej przedsięwzięcia potrzebne są każdej spółce dystrybucyjnejw bieżącej eksploatacji jej własnego podsystemu 110 kV, niezależnie od rozwoju wzajemnychrelacji, związanych ze sterowaniem U i Q w systemie elektroenergetycznym. Wieloaspektowaanaliza stanu własnego podsystemu 110 kV pozwoli odpowiednim służbom analitycznym każ-dej spółki dystrybucyjnej sprecyzować stanowisko w sprawie proponowanych zasad regu-lacji U i Q.

Szacuje się, że na wszelkie prace wstępne i uzgodnienia pomiędzy podmiotami z otocze-nia spółek dystrybucyjnych potrzeba około 2 lat, po których można będzie przejść do fazypróbnych rozliczeń finansowych z PSE SA, lokalnymi odbiorcami i lokalnymi źródłami (elek-trowniami) współpracującymi z siecią 110 kV. Taki ramowy program działań naszkicowany zo-stał w rozdziale 3. Potrzebne będzie wówczas opomiarowanie do celów rozliczeniowych. Nie

0 1 2 3 4 5

S1

S3

S5

S7

lata

Rys. 4. Harmonogram realizacji czynności organizacyjnych w zakresie koncepcji sterowania U i Q napoziomie operatora systemu przesyłowego (Krajowej Dyspozycji Mocy), operatora podsystemu przesy-łowego (OPSP) oraz operatora systemu rozdzielczego (OSR) lub spółki dystrybucyjnej (SD) realizują-cego samodzielnie zadania sterowania własnym systemem rozdzielczym

widać przeszkód (już obecnie) w skompletowaniu takiego opomiarowania. Podstawą powinnybyć rejestratory napięć i liczniki „energii” biernej, całkujące przepływy w cyklach na przykład15 minutowych.

LITERATURA

[1] Lubośny Z., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Zajczyk R.: Opracowanie struktury oraz zasad sterowania po-ziomami napięć i rozpływem mocy biernej w sieciach 110 – 400 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Za-danie nr 1 Struktura oraz zasady sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej. Praca badawczo--rozwojowa wykonana w ramach projektu badawczego celowego pt. „Hierarchiczny wielopoziomowy układ stero-wania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej w krajowym systemie elektroenergetycznym”, nr 8 T10 B05198C/99, Gdańsk 06.2001.

[2] Lubośny Z., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Zajczyk R.: Opracowanie struktury oraz zasad sterowania po-ziomami napięć i rozpływem mocy biernej w sieciach 110 – 400 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Za-danie nr 2 Środki realizacji sterowania w zakresie U i Q. Praca badawczo-rozwojowa wykonana w ramach pro-jektu badawczego celowego pt. „Hierarchiczny wielopoziomowy układ sterowania poziomami napięć i rozpływemmocy biernej w krajowym systemie elektroenergetycznym”, nr 8 T10 B051 98C/99, Gdańsk 06.2001.

[3] Lubośny Z., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Zajczyk R.: Opracowanie struktury oraz zasad sterowania po-ziomami napięć i rozpływem mocy biernej w sieciach 110 – 400 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Za-danie nr 3 Program realizacji układu sterowania U i Q w sieciach 110 – 220 – 400 kV. Praca badawczo-rozwo-jowa wykonana w ramach projektu badawczego celowego pt. „Hierarchiczny wielopoziomowy układ sterowaniapoziomami napięć i rozpływem mocy biernej w krajowym systemie elektroenergetycznym”, nr 8 T10 B051 98C/99,Gdańsk 06.2001.

[4] Lubośny Z., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Zajczyk R.: Opracowanie struktury oraz zasad sterowania po-ziomami napięć i rozpływem mocy biernej w sieciach 110 – 400 kV Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Za-danie nr 4 Zasady rozliczeń pomiędzy podmiotami za czynny i bierny udział w sterowaniu U i Q. Praca ba-dawczo-rozwojowa wykonana w ramach projektu badawczego celowego pt. „Hierarchiczny wielopoziomowy układsterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej w krajowym systemie elektroenergetycznym”, nr 8 T10B051 98C/99, Gdańsk 06.2001.

ELEKTROENERGETYKA


29

ELEKTROENERGETYKA30


RYSZARD POCHYLUKZBIGNIEW SZCZERBAPolitechnika GdańskaKatedra Elektroenergetyki

ZASADY OKREŚLANIA KOSZTÓW STEROWANIA POZIOMAMINAPIĘĆ I ROZPŁYWEM MOCY BIERNEJ

W KSE

Podstawowe przesłanki kalkulacji uzasadnionych kosztów pełnienia usług systemowychw zakresie regulacji U i Q zostały przedstawione w artykułach przedstawionych wcześniej. W pre-zentowanym obecnie artykule przybliża się proponowane rozwiązania dotyczące wyznaczania ko-sztów usługodawców, usługobiorców i negocjowanych stawek opłat.

Koszty własne usługodawców, powiększone o oczekiwany zysk, powinny być przesłankądo kalkulacji propozycji stawek opłat w taryfach. Problemem przy określaniu kosztów własnychusługodawcy jest konieczność unikania subsydiowania skrośnego różnego rodzaju działalności,unikania podwójnego naliczania tych samych kosztów oraz przypisywania ich różnego rodzajudziałalnościom. W odniesieniu do kalkulacji stawek za usługi U i Q oba te problemy wymagająrozwinięcia.

Niewątpliwie rozliczanie usług systemowych w zakresie regulacji U i Q jest trudne, bio-rąc pod uwagę dynamikę procesu oraz możliwe do wyobrażenia relacje prawno-finansowe. Sto-sowanie analogii do rozliczeń za energię czynną nie jest możliwe. Przyczyny tego stanu są na-stępujące:

– Straty energii biernej w porównaniu z energią produkowaną w źródłach są znaczące.– Znaczne ilości energii biernej generują się samoistnie w systemie przesyłowym.– Energii biernej nie można przesyłać na duże odległości – bilansowanie zapotrzebowania ma

charakter lokalny.– Lokalny bilans energii biernej wykazuje dużą dynamikę – w pewnych okresach doby ob-

serwuje się znaczny nadmiar energii biernej w węźle, podczas gdy w innych okresach dochodzi doznacznych deficytów – zapotrzebowanie na usługę systemową wiąże się więc z określonymi strefa-mi czasowymi.

– Zależność strat w urządzeniach elektroenergetycznych od przesyłanej mocy biernej ma cha-rakter funkcji kwadratowej.

System rozliczeń za usługi U i Q powinien uwzględniać ich specyfikę i należy go oprzeć nanastępujących zasadach:

− Podstawą rozliczeń powinna być moc bierna pobierana/oddawana w określonych strefachczasowych.

− Stawki opłat za usługi powinny być określane lokalnie (dla konkretnego węzła sieciowegolub obszaru) i muszą być uzależnione od strefy czasowej.

− Dostawa i pobór mocy biernej w określonym podstawowym zakresie powinny być trakto-wane jako usługi obligatoryjne (wytwórca/operator jest zobowiązany dostarczyć i/lub po-brać moc bierną w ograniczonym zakresie). Ten zakres usług powinien być określany osob-no dla wytwórców, operatorów systemów oraz odbiorców.

− System rozliczeń powinien być oparty na zasadzie stawek węzłowych, wyznaczanych dlakonkretnych węzłów systemowych.


ELEKTROENERGETYKA


31

− System opłat powinien składać się z elementów pozwalających na przenoszenie kosztówstałych i zmiennych oraz na wymierną ocenę jakości świadczonej usługi.

KOSZTY USŁUG U I Q

Jak powiedziano wyżej problemem przy naliczaniu kosztów własnych udziału w sterowaniuU i Q jest konieczność unikania subsydiowania skrośnego z innych rodzajów działalności. Wyma-ga to starannego podejścia do wydzielenia z sumarycznego strumienia kosztów obiektu tych i tylkotych, które powinny obciążać usługi U i Q. Oczywistym jest, że to wydzielenie kosztów usługU i Q powinno dotyczyć tak nakładów kapitałowych (zasadnicza część kosztów stałych), jak rów-nież kosztów zmiennych.

Koszty stałe usługi systemowej U i Q przypisuje się jednoznacznie, gdy rozważania do-tyczą obiektu stworzonego wyłącznie dla uzyskania możliwości realizacji tej usługi i związanesą tylko z jej pełnieniem np. urządzenia kompensujące, regulatory itp. W przypadku gdy usłu-dze przypisać musimy część kosztów stałych obiektu złożonego, stworzonego nie tylko dlaumożliwienia świadczenia usługi U i Q, ale także dla innych działalności, konieczne jest wy-dzielenie części kosztów stałych właściwej wyłącznie dla tej usługi. Konieczne jest zastosowa-nie metody podziału kosztów stałych majątku produkcyjnego i przypisanie ich poszczególnymrodzajom działalności. Najczęściej próbuje się poszukiwać przesłanek fizycznych lub technicz-nych do dokonania takiego podziału kosztów. Należy sobie zdawać sprawę, że nie zawsze tensposób postępowania prowadzi do zadowalających rozwiązań – może prowadzić do sytuacji, żeuzyskana wycena jednego rodzaju działalności okazuje się zbyt wysoka i niekonkurencyjna dlainnych, alternatywnych sposobów uzyskania analogicznego skutku. W takim przypadku bar-dziej uzasadnione stają się metody oparte na rozdziale kosztów proporcjonalnych do kosztówalternatywnego sposobu pokrycia zapotrzebowania usługobiorcy lub podziale kosztów propor-cjonalnych do oczekiwanych (opartych na rozpoznaniach rynkowych) przychodów z różnegorodzaju działalności.

Zaletą fizycznego (technicznego) sposobu podziału jest jego prostota i „logiczność”.Koszty zmienne związane z usługami U i Q są możliwe do wydzielenia z ogólnego strumie-

nia kosztów zmiennych usługodawcy dysponującym złożonym obiektem, gdy obejmują głównie ko-szty energii pobranej do wytworzenia usługi i koszty strat mocy czynnej w urządzeniach elektroe-nergetycznych. Przy konsekwentnie prowadzonym rachunku udaje się uniknąć problemu wielokrot-nego naliczania tych samych kosztów dla różnych działalności.

Na sposób określania kosztów należy spojrzeć z punktu widzenia usługodawcy i usługobior-cy. Punkt widzenia usługodawcy sprowadza się do zapewnienia popytu na jego usługi, wykonanieusługi i osiągnięcie stosownego zysku. Nie jest najważniejszy cel ostateczny świadczenia usług.W przypadku usługobiorcy jego podstawowym celem powinno być osiągnięcie celów technicz-nych przy minimalizacji kosztów zakupu usług systemowych.

Tak więc zadaniem operatorów sieci jest w pierwszej kolejności określenie parametrów tech-nicznych usługi w węzłach sieciowych zarówno w zakresie ilościowym, jak i poprzez określeniestref czasowych występowania tego zapotrzebowania. Kolejnym etapem powinno być rozpoznaniemożliwości pokrycia zapotrzebowania przez:

– działania własne: właściwe sterowanie własnymi źródłami ale również inwestycje we wła-sne urządzenia kompensujące,

– znajomość spodziewanych strat gospodarczych w przypadku niezrównoważenia zapotrze-bowania: straty energii w sieci, obniżenie przepustowości układu sieciowego, koszty niedotrzyma-nia poziomów napięć, awarie sieciowe itp.,

– określenie możliwości pozyskania usługi w węźle sieciowym: lista potencjalnych usługo-dawców i ich oferty techniczne oraz cenowe,

– zapewnienie możliwości pozyskania usługi w sąsiednich węzłach systemowych: oferty po-tencjalnych usługodawców oraz ocena technicznych możliwości przesyłu mocy biernej wraz z oce-ną wpływu na bilanse mocy w pozostałych węzłach i ocenę kosztów przesyłu) – ze względu naograniczone możliwości przesyłu mocy biernej rozpoznanie powinno dotyczyć jedynie pobliskichwęzłów systemowych.

ELEKTROENERGETYKA


32

Zadaniem usługobiorcy jest wybór najtańszej z wymienionych wyżej możliwości, przy speł-nieniu ograniczeń technicznych. W określonych węzłach systemu liczba możliwych do wprowadze-nia działań i potencjalnych usługodawców może być ograniczona, stąd usługi U i Q będą w pierw-szej kolejności przedmiotem kontraktów dwustronnych.

W przypadku ograniczonej konkurencji, a często jej braku, określenie stawek w kontraktachbędzie zależało od wyceny usługodawcy odniesionej do kosztów unikniętych usługobiorcy, wyzna-czonych na podstawie unikniętych inwestycji albo alternatywnie kosztów niepokrycia zapotrzebo-wania na usługi systemowe.

Intencją autorów jest zaproponowanie zasad rozliczeń finansowych za usługi U i Q w miaręprostych, możliwych do akceptacji przez zainteresowane strony i do wdrożenia. Obrano drogę ko-sztów rzeczywistych, obciążających usługi U i Q. Koszty te, oznaczone jako Ke powinny uwzglę-dniać nakłady kapitałowe (główny składnik kosztów stałych) oraz koszty energii i strat energii(główny składnik kosztów zmiennych). Największą trudność stanowi jednoznaczne wyznaczeniekosztów przesyłu mocy biernej przez sieci przesyłowe i rozdzielcze. Trzeba będzie wprowadzić tuznaczące uproszczenia. Z drugiej strony niezbędna jest znajomość kosztów usługobiorców, jakiemusieliby ponieść, chcąc utrzymać właściwe parametry pracy SEE w warunkach braku usług U i Q.Te koszty usługobiorców, służące celom porównawczym nazywa się kosztami unikniętymi i ozna-cza Ks. W następnym rozdziale proponuje się sposób wyznaczania kosztów Ke i Ks, oraz ich porów-nania z zastosowaniem współczynników wagi. Wynik tych porównań powinien pozwolić na uzyska-nie konsensusu w rozważanej sprawie.

Koszty własne usługodawców usług U i Q

Wyznaczenie kosztów własnych usługodawca powinien oprzeć na następujących podstawo-wych zasadach:

− Oferowana usługa systemowa powinna być obciążona kosztem kapitałowym tylko tych bu-dynków, budowli i urządzeń (lub ich uzasadnionej części), które uczestniczą w tej usłudze.

− Koszt kapitałowy wymieniony wyżej powinien być sprowadzony do wartości rocznejprzez zastosowanie właściwego okresu zwrotu nakładów kapitałowych i właściwej stopy odpisurocznego.

− Koszt kapitałowy może być:• sprowadzony do wartości jednostkowej przez odniesienie do czasu jej świadczenia i czasu

gotowości do jej świadczenia w okresie obrachunkowym [zł/h],• sprowadzony do wartości jednostkowej usługi przez odniesienie do przewidywanej ilości

usługi [Mvar·h] w okresie obrachunkowym, wyrażony w [zł/Mvar·h],• sprowadzony do wartości jednostkowej usługi przez odniesienie do przewidywanego zakre-

su usługi <Qmin, Qmax> w okresie obrachunkowym [Mvar], wyrażony w [zł/Mvar].− Koszt zmienny usługi U i Q powinien zawierać wszystkie zasadnicze elementy związane

z tą i tylko tą usługą. Może on być:• jednostkowy, uśredniony w rozważanym okresie obrachunkowym, wyznaczony jako war-

tość średnia ważona ze zmiennych w czasie kosztów w funkcji obciążenia i czasu trwania tego ob-ciążenia [zł/Mvar·h],

• jednostkowy, uwzględniający nieliniową zależność kosztów zmiennych usługi U i Q od za-kresu tej usługi, ściśle związany z chwilowym zakresem świadczonej usługi – mocą bierną (prak-tycznie w przedziałach czasowych 15 – 30 minutowych).

Koszty stałe usługodawcy

Koszty stałe obciążają usługi U i Q z racji nakładów inwestycyjnych, poniesionych w celuuzyskania możliwości technicznych świadczenia tej usługi. Nie ma znaczenia fakt, że w obecnie ist-niejących elektrowniach, inwestując w urządzenia techniczne, nie planowano usług U i Q jakoodrębnie rozliczanej działalności rynkowej.

Koszty stałe wynikają z:– Kosztów kapitałowych (nakładowych) na budynki, budowle i urządzenia, w całości lub

w części, umożliwiające świadczenie usług U i Q,.

ELEKTROENERGETYKA


33

– Koszty utrzymania obiektu, personelu stałego, administracji i infrastruktury w całości lubw części, umożliwiające świadczenie usług U i Q.

Koszty nakładowe głównych urządzeń elektrycznych elektrowni są proporcjonalne do mocypozornej Sn [MVA]. Dostępna w urządzeniach moc bierna Qn [Mvar], będąca różnicą wektorową Sn i Pn, decyduje o możliwości uczestniczenia w procesie sterowania U i Q. Koszt nakładowy częściurządzeń umożliwiających generację/pobór Qn powinien więc, w przypadku elektrowni, obciążaćusługi U i Q. Dla części elektrycznej elektrowni zasadniczym kosztem nakładowym jest koszt gene-ratora i transformatora blokowego (z wyposażeniem głównego toru mocy, częścią budynku maszy-nowni, itd.), dlatego proponuje się przyjąć, że wszystkie koszty stałe związane z usługą U i Q są pro-porcjonalne do różnicy (Sn- Pn). Sprowadza się to do stosowania do kosztów nakładowych częścielektrycznej elektrowni, urządzeń i budynków uczestniczących w generacji/poborze mocy biernej,współczynnika (1-cosϕn). Nie dotyczy to pracy kompensatorowej elektrowni, podczas której częśćelektryczna elektrowni (urządzenia i budynki), w pełni uczestniczą w wytwarzaniu usługi U i Q.

Jeżeli oznaczymy:KnΣ [zł] – koszty nakładowe na budowę elektrowni,KnE [zł] – koszty nakładowe części elektrycznej elektrowni biorącej udział w generacji mocy

oraz w generacji/poborze mocy biernej,KnQ [zł] – koszty nakładowe części j.w. lecz obciążające generację/pobór mocy biernejto zgodnie z założeniem przedstawionym powyżej:

KnQ = KnE · (1-cosϕn ).

Roczną ratę odpisu nakładów kapitałowych na elektrownie, obciążającą usługi U i Q świad-czone przez tę elektrownię, obliczamy z zależności:

KrQ = KnQ · r,

gdzie:

KrQ [zł/a] – roczny odpis nakładów kapitałowych w części dotyczącej usług U i Q,r [-] – roczna rata odpisu nakładów kapitałowych,

N [lat] – okres ekonomicznej eksploatacji elektrowni,p [-] – stopa rocznego odpisu.

Wartości r, N, p przyjmuje się dla poszczególnych obiektów i urządzeń stosownie do ich trwa-łości i sytuacji ekonomicznej. W wielu opracowaniach spotkano się z następującymi wartościami:

p = 2,5 % dla budynków i budowli,6,0 % dla urządzeń mechanicznych,

10,0 % dla urządzeń elektrycznych i automatyki.N = 40 lat dla budynków i budowli,

30 lat dla urządzeń dużogabarytowych,20 lat dla urządzeń małogabarytowych, pomiarowych, automatyki.

Odpisy roczne (amortyzacja) powinny być liczone w czasie dyspozycyjności obiektu tzn.w czasie aktywnej pracy i przebywania w stanie gotowości. Założono liniowy przebieg amortyzacji.

Koszty utrzymania (obsługi, roczne, stałe) elektrowni Kobs,r są określane na podstawie zaszło-ści. Proponuje się aby usługi U i Q obciążać częścią (1-cosϕn) kosztów utrzymania części elektrycz-nej elektrowni (analogicznie jak dla kosztów stałych).

Wyznaczenie kosztów stałych elektrowni nie powinno nastręczać trudności. Wymaga ono do-skonałej znajomości obiektu celem właściwej selekcji budynków, budowli i urządzeń (lub ich czę-ści), ich wyceny i przyporządkowania usługom U i Q.

Przedstawiony sposób wydzielenia kosztów stałych, oparty na przykładzie elektrowni możebyć łatwo zastosowany do każdego innego rodzaju usługodawcy U i Q lub elementu SEE. Różni-cą może być konieczność zastąpienia współczynnika cosϕn współczynnikiem cosϕr stanowiącymwartość średnią ważoną (w długim okresie czasu) współczynnika mocy danego obiektu.

( )( ) 11

1

−+

+⋅=

N

N

p

ppr .

ELEKTROENERGETYKA


34

Jednostkowe koszty stałe usługodawcy

W praktyce rozliczeniowej istotne jest określenie kosztów jednostkowych tzn. odniesionychdo czasu, ilości1) lub zakresu2) usługi U i Q. Te różne wartości jednostkowych kosztów stałychznajdują zastosowanie w rozliczeniach usług U i Q stosownie do przyjętego sposobu w określo-nych relacjach zachodzących pomiędzy podmiotami. Wartości wyrażone w [zł/h, rok] pozwalająrozliczać koszty stałe związane np. z oczekiwaniem w gotowości do świadczenia usługi. Wartościwyrażone w [zł/Mvar.h, rok] stanowią stały składnik rozliczeń sposobem dwuczłonowym (odręb-nie koszty stałe i zmienne).

Koszty zmienne usługodawcy

Koszty zmienne są konsekwencją bieżących działań prowadzących do wytworzenia usługi.Niezmiernie trudno opisać zasady ich wyznaczania w sposób ogólny, wymaga to bowiem szcze-gółowego badania pracy konkretnego obiektu. Powinny one zawierać w sobie wszystkie elementykosztów powstających w ciągu procesu technologicznego, mającego miejsce podczas realizacjiusługi U i Q. Z przeprowadzonych analiz wynika, że liczbę tych elementów można ograniczyć dokilku. Składają się na nie:

− Koszt energii zużywanej na wytworzenie usługi; klasycznym przykładem może być pobórenergii przez generatory i przez silniki rozruchowe hydrozespołu w elektrowni szczytowo-pompo-wej pracującej kompensatorowo. Sprawa jest indywidualna dla odnośnych obiektów i musi być roz-ważana jednostkowo.

− Koszt strat mocy (energii) w elementach głównego toru generacji i przesyłu spowodowanyprzez moc bierną.

W klasycznej elektrowni będą to takie elementy jak:• uzwojenie stojana generatora,• uzwojenie wirnika generatora,• transformator blokowy,• transformator wzbudzenia,• transformatory potrzeb własnych.

W sieci przesyłowej będą to głównie:• przewody linii,• transformatory należące do rozważanego toru.

Ten składnik kosztów zmiennych można wyznaczyć na dwa sposoby:• wyznaczając straty mocy i energii oraz ich koszty (zmieniające się z obciążeniem),

w funkcji obciążenia mocą bierną (wobec nieliniowej zależności strat od obciążenia); jest to sposóbpoprawny lecz kłopotliwy, nadmiernie komplikujący rozliczenia finansowe; wymaga opomiarowa-nia nie stosowanego aktualnie w SEE (co nie jest zasadniczą przeszkodą),

• wyznaczając średnie ważone straty w rozważanym obiekcie i w rozważanym okresieobrachunkowym i określając koszt tych strat (stały w tym okresie).

– Koszt personelu ruchowego w części obciążającej usługę U i Q; przy trudnościach w okre-śleniu tej części kosztów proponuje się oparcie na czasie trwania usługi U i Q lub na wskaźniku(1-cos ϕn).

Koszty przesyłu mocy biernej

Dla celów rozliczeniowych jest niezbędne określenie stawek opłat za usługi U i Q w węzłachSEE, stanowiących miejsca powiązań z podmiotami korzystającymi z tych usług. Usługodawcą bę-dzie OSP lub OSR. Zastosowanie może mieć tu analogiczna zasada określania kosztów jaką zapro-ponowano dla sterowalnych źródeł mocy biernej.

Koszty stałe przesyłu mocy biernej

Analiza pracy sieci przesyłowych i rozdzielczych nie doprowadziła do wyznaczenia parame-trów według których można by wyodrębnić z całkowitych kosztów stałych – koszty stałe obciążające1) ilość usługi – energia bierna [Mvar·h]; dotyczy rozliczeń na podstawie pomiarów krótkookresowych; 2) zakres usługi – moc bierna zamówiona [Mvar].

ELEKTROENERGETYKA


35

przesył mocy biernej. Z zasady linie przesyłowe i rozdzielcze 400 – 220 – 110 kV pracują przy ma-łych i zmiennych w dużych zakresach wartościach tgϕ. Nie ma więc mocnego uzasadnienia, jak tozrobiono dla elektrowni, aby posługując się współczynnikiem mocy podzielić koszty stałe na te dwiezasadnicze funkcje linii: przesył mocy czynnej i biernej. Do zaproponowania są dwie możliwości:

1. Zrezygnować z uwzględniania kosztów nakładowych i innych niewielkich kosztów stałychponiesionych na budowę linii. Tak więc koszty przesyłu mocy biernej będą wynikały z ko-sztów strat mocy (energii) czynnej powodowanych przesyłem mocy biernej.

2. Wydzielić część kosztów nakładowych opierając się na oszacowanej średniej rocznej(wieloletniej) wartości roboczego współczynnika mocy cosϕr,śr rozważanej linii. Analo-gicznie jak zaproponowano dla elektrowni, koszty stałe obciążające moc bierną wyzna-cza się z zależności:

KnlQ = KnlE · (1-cosϕr,śr) .

Wobec wielu kontrowersyjnych stanowisk w tej sprawie, proponuje się przyjęcie sposobupierwszego.

Koszty zmienne przesyłu mocy biernej

Wykonano wiele badań symulacyjnych obejmujących cały polski SEE z sieciami 400, 220i 110 kV. Wyznaczono globalne straty mocy od przesyłu mocy czynnej i biernej. Celem tych obli-czeń miała być ewentualna sugestia, że wartość strat jest procentowo niewielka w porównaniu docałości kosztów usług U i Q oraz że wobec tego można te koszty pominąć w rozliczeniach.

Sprawą kosztów przesyłu zajmowano się bardziej szczegółowo w pracy [2]. Wobec złożono-ści wyznaczania strat mocy spowodowanych przez moc bierną w rzeczywistym układzie przesyło-wym zastosowano uproszczenie polegające na wyznaczeniu tych strat i ich kosztów w wydzielo-nych liniach przesyłowych. Straty mocy i tym samym koszty przesyłu są różne dla tych samychwartości przesyłanej mocy biernej przy różnych obciążeniach mocą czynną. Dla prawidłowego roz-liczania kosztów przesyłu mocy biernej trzeba więc wykonać wiele symulacji celem wyznaczeniadostatecznie licznego zbioru danych pozwalających na takie rozliczanie.

Bardziej szczegółowe badanie tego problemu, pozwalające na przyjęcie niezbędnych upro-szczeń, wykracza poza ramy niniejszej pracy. Celowe do rozliczeń finansowych będzie, być może,zastąpienie rozliczeń „na bieżąco”, wymagających wielu szczegółowych danych, rozliczeniamiopartymi na danych uśrednionych w okresie obrachunkowym – średnich ważonych straty i ko-sztach. Cel zasadniczy zostanie osiągnięty: wydzielenie kosztów przesyłu mocy biernej, obciążenieodbiorców kosztami przesyłu i odzyskanie poniesionych nakładów.

KOSZTY USŁUGOBIORCÓW (UNIKNIĘTE)

Operatorzy Sieci Przesyłowych i Operatorzy Sieci Rozdzielczych dla utrzymania właściwychpoziomów napięć oraz właściwego rozpływu mocy biernej muszą korzystać z niezbędnych stero-walnych źródeł mocy biernej. Z zasady są to źródła obce, a korzystanie z nich kosztuje i zgodniez propozycją niniejszej pracy powinno być sensownie rozliczane.

Można hipotetycznie założyć, że zamiast korzystania z obcych źródeł usług U i Q, usługo-biorcy zdecydują się na instalowanie własnych urządzeń różnego rodzaju. Podjęcie decyzji wyma-ga określenia kosztów inwestycyjnych, rocznych stałych oraz zmiennych i porównania ich z propo-zycjami oferentów usług U i Q. Usługobiorcy rezygnując z instalowania własnych urządzeń unika-ją nakładów i kosztów eksploatacyjnych. Można też, również hipotetycznie założyć, że zamiast ko-rzystać z pełnego zakresu usług U i Q, usługobiorcy zdecydują się na rezygnację np. z części z nichi ponoszenie konsekwencji finansowych w stosunku do odbiorców (hurtowych i finalnych) z racjiniespełnienia standardów jakościowych. Koszty obcych usług U i Q oraz/lub suma opłat karnychpowinny być oczywiście nie większe od kosztów unikniętych.

Przedstawione powyżej rozważania dotyczyć mogą głównie Operatorów Sieci Rozdziel-czych, gdzie zastąpienie jednego usługodawcy innym lub instalowanie własnych urządzeń jest czę-sto możliwe. Może tu być rozważane instalowanie dławików, kondensatorów lub rezygnacja z peł-nego zakresu usług kosztem pogorszenia jakości. Operatorzy Sieci Przesyłowych z racji znaczniewiększego zakresu regulacyjnego nie będą mogli zrezygnować z usług U i Q świadczonych przez

ELEKTROENERGETYKA


36

elektrownie systemowe. Instalowanie sterowalnych źródeł mocy biernej (dławików, kondensatorów)w węzłach sieciowych wynika głównie z przyczyn technicznych, a nie ekonomicznych.

Najczęściej spotykane pozycje kosztów, które można uniknąć korzystając z obcych usługU i Q przedstawiono poniżej.

Dławiki kompensacyjne

Ogólna postać wzoru na koszty roczne związane z instalowaniem i eksploatacją dławika jestnastępująca:

gdzie: ksD [zł/Mvar] – jednostkowe koszty nakładowe uwzględniające odpis roczny poniesio-nych nakładów na dławik wraz z wyposażeniem i infrastrukturą,

Kobs [zł/a] – roczne koszty stałe przeglądów, napraw, personelu,kzD(Q) [zł/Mvarh] – jednostkowy koszt zmienny (głównie strat energii) zależny od obciąże-

nia dławika Q,Q(t) [Mvar] – obciążenie dławika,

TdD [h/a] – czas rocznej dyspozycyjności dławika.

Kondensatory kompensacyjne

Ogólna postać wzoru opisującego koszt roczny jest następująca:

Oznaczenia jak wyżej, K – kondensator.W praktycznych obliczeniach szacunkowych koszty zmienne związane z kondensatorami

kompensacyjnymi można pominąć.

Dotrzymanie jakości napięcia

Alternatywą dla obcych usług U i Q lub własnych urządzeń substytucyjnych jest zakładanehipotetycznie, świadome odstępstwo od standardów jakości napięcia zasilającego odbiorców hur-towych (i w konsekwencji finalnych) rewanżowane opłatami karnymi na rzecz tych odbiorców.Istotne skutki rezygnacji z usług obcych bądź z instalowania urządzeń substytucyjnych mogą byćnastępujące:

– przekroczenie U>Udop.max powoduje zagrożenie dla urządzeń i niespełnienie ustaleń kon-traktowych w stosunku do dystrybutorów i odbiorców finalnych,

– zmienność napięcia wynikająca ze zmienności obciążeń powoduje reakcję regulatorówtransformatorów systemowych i w GPZ-tach oraz ich zbyt częste działanie mogące prowadzić dostanów awaryjnych,

– przekroczenie U<Udop.min powoduje wzrost strat energii, często niewłaściwą pracę odbior-ników, niespełnienie ustaleń kontraktowych w stosunku do dystrybutorów i odbiorców finalnych.

Konsekwencje przedstawionych powyżej skutków można ująć w postaci kosztów stosując za-leżność liniową lub kwadratową:

zależność liniowa:

zależność kwadratowa:

( ) ( ) dt,tQQdDT

zDobsnDsDrD kKQkK ⋅⋅++⋅= ∫0

,

( ) ( ) dt .tQQdKT

zKobsnKsKrK kKQkK ⋅⋅++⋅= ∫0

,

( ) dt ,tt

jak UcK ⋅⋅= ∫∆0

εε

( )[ ] dt ,tt

jak UcK ⋅⋅= ∫ ∆2

0εε

ELEKTROENERGETYKA


37

gdzie: ∆Uε (t) = U(t)-Min.[U(t), ε2– ],

ε2– – połowa strefy nieczułości regulatora,

cε – współczynnik kosztów (stały).

KOSZTY NEGOCJOWANE

Usługobiorca usług U i Q będzie z nich korzystał w warunkach niezbędności z uwzględnie-niem kryterium opłacalności. Aby zaakceptować warunki finansowe usługi proponowane przezusługodawcę powinien porównać je z innymi możliwymi wariantami rozwiązania problemu. Mu-si również ocenić wartość techniczną proponowanej usługi, czy jest ona skuteczna i lepsza (niegorsza) od alternatywnych rozwiązań.

Rozwiązaniami alternatywnymi, z ekonomicznego punktu widzenia, mogą być:− Korzystanie z usług innego usługodawcy, proponującego korzystniejsze warunki finansowe

– jeżeli taki istnieje na rozważanym obszarze.− Inwestowanie we własne sterowalne źródła mocy biernej instalowane na rozważanym ob-

szarze – jeżeli jest taka możliwość techniczna przy określonym koszcie.− Rezygnacja z usług U i Q lub ich części, ze świadomością niedotrzymania jakości na-

pięcia, w konsekwencji czego wystąpią określone koszty (opłaty) na rzecz odbiorców hurtowychi finalnych.

Tak więc negocjowany koszt usługi U i Q powinien być oparty na rzeczywistych kosztachusługodawcy KE porównywanych z kosztami unikniętymi usługobiorcy KS. Koszt wynegocjowanybędzie wynikał z nierówności:

KS ≥ KUQ ≥ KE .

Nierówność tę można zamienić w postać równania z zastosowaniem współczynników wagi:

KUQ = pE · KE + pS · KS ,

gdzie: pE – współczynnik wagi uwzględniający argumenty usługodawcy,pS – współczynnik wagi uwzględniający argumenty usługobiorcy,

pE + pS = 1, 1 ≥ pE ≥ 0, 1 ≥ pS ≥ 0.

Jeżeli usługobiorca nie będzie mógł zastąpić rozważanej usługi inną lub nie może instalowaćwłasnych źródeł mocy biernej oraz nie zechce obniżyć jakości napięcia, to:

pS = 0, pE = 1,

KUQ = KE .

W rzeczywistych warunkach rynku (handlu) usług koszt usług, U i Q (a w rzeczywistościstawki opłat uwzględniające sytuację rynkową) będzie wynikiem ustalonego konsensusu.

KOSZTY WĘZŁOWE USŁUG U I Q

Określone powyżej zasady określania kosztów usług U i Q odniesione do elektrowni, wy-znaczają koszty loco szyny górnego napięcia transformatora blokowego. Praktycznie są to ko-szty generacji/poboru mocy biernej w określonym węźle wytwórczym przy założeniu, że usługęświadczy jedna określona elektrownia, a nawet jeden wybrany blok. Węzeł wytwórczy może ko-rzystać z jednego lub większej liczby usługodawców np. dwie elektrownie pracujące na jedenwęzeł wytwórczy lub, co częściej się zdarzy: kilka bloków charakteryzujących się różnymi ko-sztami świadczenia usług U i Q.

ELEKTROENERGETYKA


38

Przypadek 1. Węzeł wytwórczy korzysta z jednego źródła generacji/poboru mocy biernej

Pozostając przy zaproponowanych zasadach rozliczeń za usługi U i Q wyróżniających kosztystałe i zmienne, w węzłach wytwórczych i sieciowych można wyznaczyć te składowe kosztów jakośrednie ważone z ilości dostarczanej mocy biernej (wartości 15-minutowe) i ich kosztów odniesio-ne do sumarycznej mocy dostarczanej do węzła. Procedura ta musi być realizowana odrębnie dlakosztów stałych i zmiennych, aby nadal można było stosować taryfę dwuczłonową.

Przypadek 2. Węzeł wytwórczy korzysta z więcej niż jednego źródła mocy biernej

Wzór w postaci ogólnej:

gdzie: kQEi [zł/Mvar·h] – wynegocjowany koszt usługi U i Q ze źródła „i”,QQEi [Mvar·h] – moc bierna dostarczana ze źródła „i”.

Przypadek 3. Węzeł wytwórczy korzysta z więcej niż z jednego źródła mocy biernej, przy czym dosta-wa odbywa się również za pośrednictwem linii przesyłowej

Postać ogólna wzoru:

L1

kUQw1 = k .UQE

GE

T

L2

W1

T1

L 1 L 2

W

T2

E1 E2

kE1 kE2

kUQW2

G2G1

∑∑ ⋅

=

iQEi

QEiQEii

UQW i Q

Qkk ,

∑∑ +⋅

=

iQi

UQpiUQiQii

UQWi QkkQ

k ,

ELEKTROENERGETYKA


39

gdzie: kUQi [zł/Mvar·h] – wynegocjowany koszt usługi U i Q ze źródła „i”,kUQpi [zł/Mvar·h] – koszt przesyłu mocy biernej ze źródła „i”, QQEi [Mvar·h] – moc bierna dostarczana ze źródła „i”.

Wyznaczenie kosztu usług U i Q w węzłach jest bardziej złożone, wymaga bowiem analizywielu jednoczesnych rozpływów mocy i mocy biernej. Należy tutaj uwzględnić koszty w węzłachsąsiednich oraz koszty przesyłu. W obliczeniach kosztów przesyłu należy rozważyć straty mocyw liniach od mocy biernej mając na uwadze również moc ładowania linii.

Przypadek 4. Koszty usług U i Q w węźle sieciowym

– wzór na koszty odniesione do strony (GN) transformatorów:

– wzór na koszty sprowadzone do strony (DN) uwzględniają koszt strat w autotransforma-torach,

wzór ma postać:

gdzie: kUQWj(GN) [zł/Mvar·h] – koszt mocy biernej na szynach (GN) stacji „j”,ktTj [zł/Mvar·h] – koszt strat spowodowanych przez moc bierną w ATj,QQTj [Mvar·h] – moc bierna pobierana z transformatora „j”.

kpL2kpL1

ktT2ktT1

∑∑ +⋅

=

iQLi

pLiUQWiQLii

GNUQWi

Q

kkQk ,)(

∑∑ +⋅

=

jQTj

tTjGNUQWjQTjj

DNUQWi

Q

kkQk ,

)(

)(

ELEKTROENERGETYKA


40

WNIOSKI

− System rozliczeń za usługi U i Q powinien uwzględniać ich specyfikę. Należy oprzeć go nazasadach: eliminacji subsydiowania skrośnego, parametrami rozliczeniowymi są moc bierna i czas(w strefach czasowych), stawki opłat należy określać lokalnie (węzłowe), należy wyznaczyć obli-gatoryjne zakresy usług dla wszystkich podmiotów występujących na rynku energii.

− System opłat musi pozwalać na przenoszenie kosztów stałych (kapitałowych) i zmiennychoraz umożliwiać wymierną ocenę jakości usług.

− Podział kosztów stałych i zmiennych na poszczególne rodzaje działalności należy oprzećna modelu fizycznym (technicznym).

− Stawki opłat należy oprzeć na koszcie negocjowanym, pozwalającym uwzględnić interesyusługodawców i usługobiorców.

− W kosztach przesyłu mocy biernej można dopuścić eliminację kosztów stałych ze względuna trudność znalezienia jednoznacznego parametru podziału.

− Koszty węzłowe należy wyznaczać jako wartości średnie ważone z ilości i kosztu (ceny)mocy biernej dostarczanej do węzła przez poszczególnych usługodawców z uwzględnieniem ko-sztów przesyłu. Koszty stałe i zmienne należy uśredniać odrębnie.

LITERATURA

[1] Lubośny Z., Małkowski R., Pochyluk R., Siodelski A., Szczerba Z., Wrycza M., Zajczyk R., Bućko P., Nieczaj A.: Hie-rarchiczny wielopoziomowy układ sterowania poziomami napięć i rozpływem mocy biernej w krajowym systemie elek-troenergetycznym. Zadanie nr 4: Zasady rozliczeń pomiędzy podmiotami za czynny i bierny udział w sterowaniu U i Q,str. 129, rys. 18, tablic 14, poz. bibl. 44. Praca realizowana w ramach projektu badawczego celowego nr 8 T10 B051 98C/99.Katedra Systemów Elektroenergetycznych Politechnika Gdańska, Gdańsk, grudzień 2000.

[2] Szostek T., Kurpanik B.: Zasady rozliczeń i określania kosztów usług systemowych regulacji napięcia i rozpływu mo-cy biernej. Praca wykonana w ramach projektu badawczego celowego KBN-PSE SA-PG nr 8T10B051 98C/99. ZPBEEnergopomiar Elektryka. Gliwice, listopad 2000.

[3] Rynek energii w Polsce, seminarium; Organizator: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej –Poznań, styczeń 1999 r.

[4] Kalinowski T., Wilczyński A.: Usługi energetyczne jako przedmiot konkurencji. Konferencja „Problemy obrony i odbu-dowy systemu energetycznego w warunkach rynków energii elektrycznej”, Wrocław, 13 – 15 października 1999.

[5] Szczerba Z., Pochyluk R., Siodelski A., Zajczyk R., Wrycza M.: Określenie parametrów technicznych i opracowaniealgorytmów rozliczeń usług systemowych regulacji napięcia, świadczonych przez elektrownie wodne szczytowo-po-mpowe na rzecz sieci przesyłowych i rozdzielczych.Opracowanie: PG, WEiA, Katedra Systemów Elektroenergetycznych. Gdańk, grudzień 1996 r.oraz referat na powyższy temat na Seminarium ’97: Elektroenergetyczna Automatyka w Elektrowniach Wodnych.Czorsztyn, październik 1997 r.Towarzystwo Elektrowni Wodnych, Włocławek, grudzień 1996 r.

[6] Pochyluk R., Zajczyk R.: Voltage sensitiveness of power system nodes as the parameters for accountings of ancillaryservices in voltage levels regulation. IX International Conference „Present-Day Problems of Power Engineering. Sec-tion III.2: Problems of energy market, technical and economical analysis. Jurata, 9 – 11 of June 1999.


JAKOŚĆ IZOLATORÓW CERAMICZNYCH

JERZY BIELECKIInstytut Energetyki, Warszawa

OCENA WYTRZYMAŁOŚCI IZOLATORÓW CERAMICZNYCH PRZY OBCIĄŻENIACH CYKLICZNYCH

Izolatory w liniach elektroenergetycznych są narażone w czasie eksploatacji na na-prężenia mechaniczne zarówno stałe, jak i zmienne (cykliczne). Źródłem obciążeń cyklicz-nych są drgania przewodów. Rozpoczęte w 2001 r. w Instytucie Energetyki prace doświad-czalne miały na celu ocenę wpływu obciążeń cyklicznych na wytrzymałość izolatorów ce-ramicznych. Próby przeprowadzono na izolatorach typu LPZ 75/27W1 z częścią ceramicz-ną wykonaną z tworzywa rodzaju C130 oraz – dla porównania – z tworzywa C120. Napodstawie uzyskanych wyników badań zaproponowano kryteria doboru ceramicznych izo-latorów liniowych pod względem wytrzymałości zmęczeniowej.

Izolatory z ceramiczną częścią izolacyjną są najczęściej stosowanymi izolatorami w sie-ciach elektroenergetycznych.

Problem długotrwałej wytrzymałości mechanicznej izolatorów jest, ze zrozumiałychwzględów, jednym z podstawowych, jeśli chodzi o zapewnienie niezawodnej eksploatacji liniii stacji elektroenergetycznych. Przez wiele lat starano się tak doskonalić układ konstrukcyjny(izolator), aby był on odporny na występujące w eksploatacji narażenia.

To, że oprócz stałych sił rozciągających na izolator w linii oddziaływują również (spowodo-wane głównie wiatrem) drgania przewodu – jest wiadome od dawna. Natomiast wpływ takich drgańna trwałość całej linii (nie tylko przewodu) jest sprawą w badaniach stosunkowo nową, a jeśli chodzio wytrzymałość izolatorów przy obciążeniach zmiennych – temat pojawił się zupełnie niedawno.

Wytrzymałość zmęczeniowa tworzywa porcelanowego jest mało rozpoznanym problememnaukowym i technicznym. Istniejące obecnie poglądy opierają się w zasadzie na analizie teore-tycznej uzasadniającej destrukcyjny wpływ zmiennych obciążeń mechanicznych na wytrzyma-łość porcelany. Przyjmuje się, że obciążenia cykliczne zwiększają ogólny poziom naprężeń, coz kolei wpływa na prędkość wzrostu pęknięć podkrytycznych. W porcelanie elektrotechnicznejznaczne naprężenia mechaniczne mogą powstawać na granicy fazy szklistej i ziaren korundu.Z drugiej strony struktura takiego tworzywa, a zwłaszcza porcelany rodzaju C130, i związanyz nią – korzystniejszy niż w innych rodzajach tworzyw porcelanowych – stan naprężeń wewnę-trznych stwarza możliwość opóźnienia procesu starzenia się materiału, a tym samym podwyż-szenia trwałości i niezawodności wykonanych z niej izolatorów.

Jaki zatem wpływ na trwałość izolatorów mają występujące w liniach zmienne obciążeniamechaniczne? W jakim stopniu, przy jakich wartościach i po jakim czasie drgania te mogą ob-niżyć wytrzymałość porcelany elektrotechnicznej, a tym samym wykonanego z niej izolatora?Celem prac badawczych rozpoczętych w Instytucie Energetyki w 2001 r. było właśnie uzyska-nie odpowiedzi na postawione powyżej pytania.

Jest rzeczą zrozumiałą, że wstępne badania miały raczej charakter „makroskopowy”, a ichgłównym celem były wnioski praktyczne, do których należy zaliczyć przede wszystkim sformu-łowanie wytycznych doboru ceramicznych izolatorów liniowych pod względem długotrwałejwytrzymałości przy obciążeniach cyklicznych. Zakładając kontynuację tych prac, będą one jed-nak wymagały ujęcia problemu w aspekcie właściwości materiału i ilościowego określenia wy-trzymałości zmęczeniowej porcelany elektrotechnicznej.


ELEKTROENERGETYKA


42

Problem odporności izolatorów na obciążenia cykliczne w podobnej lub większej skaliwystępuje we wszystkich krajach z rozwiniętą energetyką. Na organizowanej od wielu lat mię-dzynarodowej konferencji „2001 World Insulator Congress&Exibition”, jaka miała miejscew Szanghaju w listopadzie ubiegłego roku, przedstawiciel Francji – dr Claude de Tourreil wy-głosił referat pt. „The Future of Testing Insulators: What Will Be Required”.1) W referacie tymzgłosił propozycję wykonania nowych badań izolatorów, w tym m.in. prób zmęczeniowych izo-latorów ceramicznych. Zdaniem C. de Tourreila o takie próby należałoby rozszerzyć programznormalizowanych badań izolatorów. Jest wielce prawdopodobne, że postulat ten zostanie przy-jęty przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC).

CHARAKTER OBCIĄŻEŃ CYKLICZNYCH DZIAŁAJĄCYCH NA IZOLATOR

W Polsce drganiami w liniach zajmuje się przede wszystkim Energoprojekt-Kraków. [1]Głównym źródłem drgań łańcuchów izolatorów są tzw. drgania eolskie przewodów. Ich często-tliwość, zależna przede wszystkim od prędkości wiatru prostopadłego do linii i od średnicy prze-wodu, może zmieniać się w zakresie od 5 Hz do 60 Hz.

Na drgania najbardziej są narażone łańcuchy odciągowe. Powstające w płaszczyźnie drgańsiły bezwładności, występujące podczas drgań elementów łańcucha, wywołują w izolatorach i elementach osprzętu zmienne naprężenia zginające, które nakładają się (dodają) na istniejąceobciążenie statyczne spowodowane określoną siłą naciągu w przewodzie. Wykazano, że naj-większe obciążenia zmienne występują przy tzw. częstotliwości charakterystycznej drgań eol-skich, która wynosi od 18 Hz do 25 Hz. Naprężenia w części ceramicznej izolatorów mogąwówczas dochodzić nawet do 22 % wartości naprężeń statycznych.

W celu ograniczenia skutków działania drgań eolskich w liniach stosuje się czynną ochro-nę przewodów. Najczęściej za pomocą tłumików drgań typu Stockbridge’a. Jak podają jednakproducenci tłumików, ich praktyczna skuteczność zaczyna się dopiero dla drgań o częstotliwo-ści 8÷10 Hz. (Przy stosunkowo dużej masie łańcuchów, górna granica możliwości oddziaływa-nia tłumików, wynosząca 50÷60 Hz, nie ma już dla izolatorów istotnego znaczenia). Tak więc nalinie, a tym samym i na łańcuchy izolatorów, mogą oddziaływać nietłumione drgania o często-tliwościach niższych, z których „pierwszą całkowitą” jest 7 Hz. Z tego względu, przy tej wła-śnie częstotliwości postanowiono wykonać próby zmęczeniowe izolatorów.

Dodatkowym argumentem za przyjęciem tej częstotliwości zmian probierczego obciąże-nia cyklicznego był fakt, że w próbach wytrzymałości zmęczeniowej izolatorów kołpakowych,przeprowadzonych przez japońską firmę NGK Insulators Ltd, zastosowano również podobnączęstotliwość zmian obciążenia [5].

Oprócz częstotliwości probierczego obciążenia cyklicznego, istotnym problemem byłoprzyjęcie takiego jego charakteru, który najlepiej odwzorowywałby przebieg obciążenia rzeczy-wistego. Jak wspomniano powyżej, na skutek drgań przewodów, na statyczne rozciągające obcią-żenie izolatora nakładają się zmienne naprężenia zginające, na ogół o harmonicznym przebiegu,jednak o znacznie mniejszych wartościach. Nieco upraszczając, drgania powodują więc, że„w jednej połowie” izolatora powstają naprężenia rozciągające, a „w drugiej połowie” – ściska-jące. Ponieważ w rzeczywistości w części ceramicznej izolatora wiszącego naprężenia ściskającenigdy nie występują, gdyż są one znacznie mniejsze (co najwyżej około 1/4) od obciążenia sta-tycznego, można przyjąć, że w części ceramicznej izolatora jedynie naprężenie rozciągającezmienia się („wokół” naprężenia statycznego) z częstotliwością drgań przewodu – o amplitudępochodzącą od momentu zginającego.

Na tej podstawie za probiercze obciążenie cykliczne w próbach zmęczeniowych izolato-rów przyjęto sumę naprężeń rozciągających: stałego i zmiennego harmonicznego. Zakładajączmieniający się w czasie t równomierny jednoosiowy stan naprężenia, otrzymamy zależność:

σ = σm + σasinω t,w której;

σ – naprężenie całkowite,1) Artykuł ten ukazał się również w czasopiśmie „Insulator News and Market Report” w numerze 1/2 z 2002 r. [3]


σm – średnia wartość naprężenia cyklicznego (naprężenie pochodzące od skła-dowej stałej),

σa – amplituda zmian naprężenia,ω – częstość zmian naprężenia (równa 2π f , gdzie f – częstotliwość drgań).

Taki charakter obciążenia cyklicznego zastosowano w zmęczeniowych badaniach izolato-rów, jak i wcześniej w badaniach znormalizowanych kształtek porcelanowych.

PRÓBY WYTRZYMAŁOŚCI IZOLATORÓW PRZY OBCIĄŻENIACH CYKLICZNYCH

Zasadniczym celem przeprowadzonych prac badawczych było ustalenie takich parame-trów probierczego obciążenia cyklicznego o częstotliwości 7 Hz, które izolator wytrzymujew określonych warunkach próby bez żadnych uszkodzeń lub obniżenia wytrzymałości orazwskazanie tworzywa porcelanowego o lepszej wytrzymałości zmęczeniowej.

Do prób przeznaczono wykonane w ZPE ZAPEL SA Boguchwała długopniowe izolatoryliniowe typu LPZ 75/27W1 o znamionowej wytrzymałości:

– 160 kN – z częścią ceramiczną z tworzywa porcelanowego rodzaju C130 – z bieżącejprodukcji,

– 100 kN – z częścią ceramiczną z tworzywa porcelanowego rodzaju C120 – wykonanespecjalnie do badań porównawczych.

Wszystkie próby obciążeniem cyklicznym przeprowadzono na stanowisku badawczymSCHENCK z wykorzystaniem hydropulsatora o maksymalnym zakresie 630 kN. Widok stano-wiska z zamontowanym do prób izolatorem przedstawiono na zdjęciu.

W pierwszej kolejności, we wstępnych próbach, należało oszacować poziom granicznejwytrzymałości izolatorów przy obciążeniach cyklicznych, aby dopiero na tej podstawie przyjąć


czujnik siły

konstrukcja wsporcza(brama)

badany izolator

uchwyt do mocowania wid-lastego okucia izolatora

hydropulsator

płyta pomocnicza wspawana w konstrukcję wsporczą

Zdj. 1. Widok stanowiska badawczego z zamontowanym izolatorem LPZ 75/27W1

ELEKTROENERGETYKA


44

odpowiednie obciążenia w próbie wytrzymałości długotrwałej. Próbom tym poddano izolatoryz częścią ceramiczną z tworzywa C130.

Próby wstępne wykazały, że (podobnie jak znormalizowane kształtki ceramiczne [2]) izo-latory ulegają zniszczeniu przy maksymalnej wartości obciążenia cyklicznego bliskiej ich wy-trzymałości rzeczywistej (określonej w próbach obciążeniem statycznym). Na tej podstawiew pierwszej próbie wytrzymałości długotrwałej przyjęto obciążenie maksymalne równe obcią-żeniu probierczemu z prób statycznych, czyli o wartości 80% wytrzymałości znamionowej izo-latora (0,8x160 kN = 130 kN). Amplitudę zmian obciążenia ustalono na około 44% obciążeniaśredniego (25 % znamionowej wytrzymałości izolatora, tj. 40 kN).

Założono, że w przypadku korzystnego wyniku, próbę zakończy się po jednym milioniecykli.

Po 604 000 cykli nastąpiło jednak zerwanie ucha widlastego (dwa ucha płaskie) w dol-nym okuciu. Część ceramiczna nie uległa zniszczeniu; w okuciu górnym również nie zauwa-żono początków pękania. Ani część ceramiczna, ani spoiwo nie wskazywały na jakiekolwiekzmiany w węźle montażowym ceramika-metal (nie stwierdzono wysuwania się części cera-micznej z okuć).

Analizując wynik próby, szczególną uwagę zwrócono na przełamy zerwanych uch. Wska-zywały one na typowe tzw. zerwanie zmęczeniowe. Okazało się, że wytrzymałość zmęczeniowa(Zrc) dla żeliwa sferoidalnego gatunku 500, z którego wykonano okucia, wynosi 140 MPa [6].Zerwanie wystąpiło w przekroju niebezpiecznym, którego sumaryczna powierzchnia wynosiokoło 990 mm2. Przy obciążeniu 130 kN naprężenie wyniosło:

σrc = 130 000 = 131 MPa.990

Tak więc naprężenie w uchach okucia przy przyłożonej do izolatora maksymalnejwartości obciążenia (130 kN) było bliskie ich wytrzymałości zmęczeniowej. Biorąc poduwagę pewien rozrzut wytrzymałości, zerwanie okucia przy tych parametrach obciążeniazmiennego należy uznać za całkowicie uzasadnione. Chcąc przeprowadzić próbę wytrzymało-ści długotrwałej z wynikiem dodatnim, należało więc obniżyć parametry obciążenia cyklicz-nego, kierując się raczej możliwymi do wystąpienia w eksploatacji naprężeniami niż analogiądo prób statycznych.

W kolejnej próbie wytrzymałości długotrwałej postanowiono więc przyjąć następujące pa-rametry obciążenia cyklicznego:

– średnia siła rozciągająca (obciążenie średnie) – 40 % znamionowej wytrzymałości izo-latora,Fm = 0,4×160 kN = 64 kN (czyli nieco powyżej przyjmowanego w obliczeniach naprę-żenia stycznego, które przy współczynniku bezpieczeństwa 3, wg PN-88/E-06313 [7],dla tego typu izolatorów wynosi około 53 kN),

– amplituda zmian obciążenia – około 25% obciążenia średniego,Fa = 0,25×64 kN = 16 kN (czyli niewiele więcej niż największe naprężenia spowodo-wane drganiami, które mogą dochodzić do 22% naprężeń statycznych),

– obciążenie maksymalne, Fmax = Fm + Fa = 80 kN (czyli 50% znamionowej wytrzymałości izolatora),

– obciążenie minimalne,Fmin = Fm – Fa = 48 kN (czyli 30% znamionowej wytrzymałości izolatora).

Liczbę cykli, jaką izolator powinien wytrzymać bez uszkodzenia, przyjęto według kon-cepcji NGK, czyli na dwa miliony.

Izolator przeszedł próbę z wynikiem dodatnim. Po zdjęciu izolatora z uchwytów maszynypoddano go dokładnym oględzinom. Szczególną uwagę zwrócono na węzeł montażowy cerami-ka-metal. Nie stwierdzono żadnych uszkodzeń.

Chcąc sprawdzić, czy próba długotrwałym obciążeniem cyklicznym nie spowodowała obni-żenia wytrzymałości izolatora, izolator poddano próbie wytrzymałości obciążeniem statycznym

ELEKTROENERGETYKA


45

(narastającym liniowo z niewielką prędkością). Zerwanie izolatora w próbie statycznej nastąpiłoprzy sile rozciągającej równej 262 kN. Można więc wstępnie przyjąć, że długopniowy izolatorliniowy LPZ 75/27W1 z częścią ceramiczną z tworzywa C130 jest odporny na obciążenia cy-kliczne 7 Hz o przyjętych w próbie parametrach.

W kolejnych próbach starano się określić tzw. graniczną wytrzymałość izolatorów podda-nych obciążeniom cyklicznym. Próby przeprowadzono na kilku izolatorach, zarówno z częściąceramiczną z tworzywa C130, jak i C120. Przyjęto metodę stałego obciążenia średniego, zwięk-szając amplitudę drgań co określoną liczbę cykli.

Dla izolatorów z częścią ceramiczną z tworzywa C130 zniszczenie następowało na pozio-mie 250 kN przy bardzo niewielkim rozrzucie. Za każdym razem zniszczeniu ulegało jednoz okuć i część ceramiczna. Na podstawie poprzednich prób, można założyć, że to właśnie zmę-czeniowe zerwanie okucia było przyczyną zniszczenia części ceramicznej.

Izolatory z częścią ceramiczną z tworzywa C120, zgodnie z oczekiwaniami, zrywały sięna znacznie niższym poziomie, jednak przy bardzo dużym rozrzucie wyników wynoszącym od120 kN do160 kN. Zniszczeniu ulegała zawsze część ceramiczna.

WYTYCZNE DOBORU IZOLATORÓW CERAMICZNYCH POD WZGLĘDEM WYTRZYMAŁOŚCI PRZY OBCIĄŻENIACH CYKLICZNYCH

Wykonane dotychczas prace badawcze, które w części opisano powyżej, są próbą roze-znania zagadnienia wpływu obciążeń cyklicznych na wytrzymałość izolatorów. Próby izolato-rów poprzedzono badaniami zmęczeniowymi znormalizowanych kształtek porcelanowychz różnych rodzajów tworzyw porcelanowych [2]. Były to jednak, jak zaznaczono we wstępie,

Rys. 1. Schematyczne przedstawienie zakresu zmian obciążenia cyklicznego w próbie wytrzymałościdługotrwałej izolatora LPZ 75/27W1 (część ceramiczna z porcelany elektrotechnicznej rodzaju C130)

Przebieg zmian obciążenia w próbie przedstawiono schematycznie na rysunku 1.

ELEKTROENERGETYKA


46

badania konkretnych elementów („konstrukcja typu kształtka”), a jedyną mierzoną odpowie-dzią materiału było zniszczenie kształtki albo jej trwała odporność. To samo dotyczyło równieżizolatorów. Postęp w dziedzinie metod eksperymentalnych i metrologicznych pozwala jednakoczekiwać, że dzięki kontynuacji rozpoczętych badań można będzie uzyskać znacznie pogłę-bioną informację o mechanizmie zmęczenia porcelany elektrotechnicznej, a tym samym zwe-ryfikować proponowane wytyczne doboru izolatorów [4].

Próby granicznej wytrzymałości izolatorów wykazały, że obciążenie cykliczne naweto bardzo ostrych parametrach (praktycznie nigdy nie występujące w eksploatacji) nie zagraża-ło części ceramicznej wykonanej z tworzywa rodzaju C130. O wytrzymałości izolatora przyobciążeniu maksymalnym powyżej 130 kN decydowało wcześniej okucie. Jest to dość zaskaku-jący wniosek, gdyż w próbach statycznych prawie zawsze zrywa się część ceramiczna. Okuciez założenia ma większą wytrzymałość statyczną niż część ceramiczna. Przy obciążeniach cy-klicznych role tych elementów izolatora odwróciły się.

Izolatory z częścią ceramiczną z tworzywa rodzaju C120 miały przy obciążeniach cy-klicznych, podobnie jak i przy statycznych, niższą (o około 70 %) wytrzymałość graniczną niżizolatory z częścią ceramiczną z tworzywa C130. O wytrzymałości przy obciążeniu cyklicznymizolatora z częścią ceramiczną z tworzywa C120 decydowała przede wszystkim wytrzymałośćczęści ceramicznej (choć nie można wykluczyć zmęczeniowego zerwania okuć przy obciąże-niach powyżej 120 kN przy większej liczbie cykli).

Bardzo istotnym wnioskiem jest poprawne zachowywanie się węzłów montażowych izo-latorów. Nawet przy największych osiąganych obciążeniach cyklicznych nie zaobserwowanowysuwania się części ceramicznych z okuć, ani jakiegokolwiek „rozklepywania się” spoiwa.

Próby długotrwałej wytrzymałości izolatorów starano się odnieść do jedynego źródła,jakim były informacje z firmy NGK o próbach obciążeniem cyklicznym izolatorów kołpako-wych [5]. Uznano jednak, że dla izolatorów długopniowych parametry obciążenia w takiej pró-bie mogą być nieco ostrzejsze. Okazało się jednak, że istotnym ograniczeniem jest tutaj zmęcze-niowa wytrzymałość okuć. Stąd konieczność wprowadzenia korekty parametrów obciążeniaw drugiej próbie wytrzymałości długotrwałej.

Na podstawie powyżej omówionych badań można sformułować następujące zalecenia(wytyczne) dotyczące doboru długopniowych izolatorów ceramicznych przeznaczonych do eks-ploatacji w liniach 220 kV i 400 kV w warunkach narażenia na obciążenia cykliczne:

1) Zaleca się, aby wytrzymałość zmęczeniową izolatorów długopniowych sprawdzaćw próbie obciążeniem cyklicznym, np. o parametrach proporcjonalnych do przyjętych w opisa-nej powyżej próbie (drugiej). Jest pożądane, aby dla oferowanych izolatorów dostawca przedsta-wił wiarygodne wyniki takich badań.

2) Części ceramiczne izolatorów należy wykonywać z tworzywa o właściwościach porce-lany elektrotechnicznej rodzaju C130.

3) Rozwiązanie konstrukcyjne połączenia części ceramicznej z okuciem powinno się wy-konywać jako klinowe z zastosowaniem spoiwa metalicznego.

4) Okucia izolatorów powinny być wykonane z materiałów o wytrzymałości zmęczenio-wej gwarantującej wystarczający zapas przy występujących w eksploatacji długotrwałych obcią-żeniach zmiennych. Zaleca się, aby dostawca izolatorów przedstawił chociaż obliczenia wytrzy-małości zmęczeniowej okuć.

Zbyt mało doświadczeń nie pozwala jeszcze na rozszerzenie powyższych zaleceń nawszystkie izolatory długopniowe o takiej samej średnicy pnia jak badany, bez jakichkolwiek za-strzeżeń. Trudno na przykład jednoznacznie odpowiedzieć na pytanie, czy izolator o większymciężarze, zachowa się w próbach zmęczeniowych identycznie; ma chociażby inny okres drgańwłasnych. Choć intuicyjnie wyczuwa się, że te inne parametry nie powinny wpłynąć na wynikpróby, to jednak na obecnym etapie prac doświadczalnych wykonanie stosownych badań dla róż-nych typów izolatorów wydaje się nieodzowne.

Proponowane wytyczne doboru izolatorów do pracy w warunkach narażenia na obciąże-nia cykliczne przedstawiono w postaci zamieszczonego poniżej algorytmu.

Efekty dotychczas wykonanych badań oraz poczynione podczas wykonywania prób obser-wacje skłaniają do kontynuowania rozpoczętych prac nad zmęczeniową wytrzymałością elektro-izolacyjnych tworzyw oraz izolatorów. Szczególnie interesujące mogą tu być badania zmęcze-niowe stacyjnych izolatorów wsporczych (narażone na bardzo groźne obciążenia oscylacyjne)

ELEKTROENERGETYKA


47

oraz kompozytowych izolatorów liniowych (zupełnie inna konstrukcja węzła montażowego,a także nieporównywalna z ceramiką elastyczność rdzenia).

Proponowany algorytm oceny izolatorów liniowych pod względem odporności naobciążenia cykliczne

PROBLEM

SPOSÓB ROZWIĄZANIA

I STOPIEŃ

II STOPIEŃ

III STOPIEŃ

NIE

NIE

NIE

NIE

IV STOPIEŃ

DECYZJA KOŃCOWA

Czy oferowane ceramiczne długopniowe izolatory liniowe można przy-jąć do eksploatacji w warunkach narażenia na obciążenia cykliczne?

Oferowane izolatory można przyjąć do stosowania w warunkachnarażenia na obciążenia cykliczne (zmęczeniowe).

Z jakiego tworzywa wykonano część ceramiczną?

Porcelana elektrotechniczna

rodzaju C130

Czy wykonano, i na jakim poziomie, badania zmęczeniowe izolatorów?

Z jakiego materiału wykonano metalowe okucia?

O wytrzymałości zmęczeniowej

powyżej 130 MPa

Wykonano;co najmniej na poziomie

przewidywanego naprężenia maksymalnego

Jakie zastosowano połączenie ceramika – metal?

Klinowe: okucie⇔spoiwo metalicz-

ne⇔część ceramiczna

Porcelana

elektrotechniczna inna

niż C130

O wytrzymałości

zmęczeniowej

poniżej 130 MPa

Innej konstrukcji

Nie wykonano żadnychprób obciążeniem

cyklicznym

TAK

TAK

TAK

TAK

O D

R Z

U C

I Ć

O

F E

R T

Ę

DECYZJE POŚREDNIE

ELEKTROENERGETYKA


48

LITERATURA

[1] Argasińska H., Wyszogrodzki Z., Zjawiska dynamiczne w łańcuchach izolatorowych wywołane drganiami przewo-dów . Energoprojekt-Kraków SA, Kraków 2001 r. (na prawach rękopisu).

[2] Bielecki J., Wpływ obciążeń cyklicznych na mechaniczną wytrzymałość izolatorów elektroenergetycznych –wstępne prace doświadczalne. Materiały Sympozjum Technicznego 10-lecie Spółki Akcyjnej ZPE ZAPEL SA,Wyd. ZAPEL SA Boguchwała, 2002 r.

[3] De Tourreil C., The future of testing insulators: what will be required. INMR January/February 2002.[4] Kaleta J., Kocańda D., Skorupa M., Topoliński T., Metody doświadczalne w zmęczeniu materiałów i konstrukcji.

Badania podstawowe. Wydawnictwa Uczelniane Akademii Techniczno-Rolniczej w Bydgoszczy, Bydgoszcz,2000.

[5] Matsuura Y., Suzuki Y., Arakawa K., Tanaka K., Techniczne względy perspektywicznych właściwości izolatorówprzelotowych oraz metody ich laboratoryjnej oceny. Canadian Electrical Association. Sympozjum na temat izola-torów. Montreal, 28 marca 1990.

[6] Niezgodziński M. E., Niezgodziński T., Wzory, wykresy i tablice wytrzymałościowe. PWN, wyd. III, Warszawa,1977.

[7] PN-88/E-06313 Dobór izolatorów liniowych i stacyjnych pod względem wytrzymałości mechanicznej.

KOLEGIUM REDAKCYJNE

Wojciech KAMIŃSKI – Redaktor Naczelny(Tel.: 629 – 15 – 77, 693 – 25 – 88)

(Fax: 693 – 13 – 82)

Zygmunt MACIEJEWSKI – Zastępca Redaktora Naczelnego(Tel.: 693 – 22 – 29)

Elżbieta WDOWIARSKA – Sekretarz Redakcji(Tel. 693 – 21 – 77)

e-mail: elzbieta.wdowiarska@pse.pl-------------------------------------------------------------------------------

-----------------------------------------------------------------------------------------------------

--------------

Ryszard FRYDRYCHOWSKI Jacek RATZRyszard MICHALCZYK Tomasz SIKORSKIZbigniew ORKISZ Regina WEGNEROWSKA

Wydawca:POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

Biuro ZarzĄdu

ISSN 1230-039X

Adres Redakcji00-496 Warszawa, ul. Mysia 2

Redakcja zastrzega sobie prawo dokonywania zmian i skrótów w nadesłanych materiałach oraz opracowania redakcyjnego tekstów.Atrykułów niezamówionych redakcja nie zwraca.

Realizacja wydawnicza: Argraf Sp. z o.o., 03-301 Warszawa, ul. Jagiellońska 76

Documents

Energetyka odnawialna Regulacja napięć i mocy biernej Jakość izolatorów ceramicznych