A VILLAMOSENERGIA-RENDSZER SZABÁLYOZÁSA Tanulmány
A villamosenergia-rendszer fizikai és jogi szabályozása összefügg. Az előbbi ritkán, az utóbbi gyakran módosul. Az illesztés jósága azonban elengedhetetlen, hiszen a nemzetközi és nemzeti célok csak a jó összhanggal teljesíthetők. Közép- és hosszú távra gondolva, le kell írni a várható jó összetartozást – nem bírálva a meglévő szabályokat, inkább segítve az újak kialakítását.
1. Alapok A váltóáramú villamosenergia-ellátás egyik minőségi jellemzője a frekvencia, amelynek a megváltozása jelzi a fogyasztás (terhelés) és a termelés (teljesítmény) egyensúlyát (1. ábra). Fontos persze a feszültség szabályozása is, de itt ezzel most nem foglalkozunk. Ha a terhelés nő, a frekvencia csökkenését a teljesítmény növelésével lehet megakadályozni. Az egyensúlyt egyaránt be lehet állítani a fogyasztás és a termelés célirányos befolyásolásával egy ún. szinkronzónában.
Az egyensúlyt tartani kell … ∆f fogyasztók bekapcsolása
szabályozás
a tárolt energia tompító hatása
terhelés
termelői kiesés
fogyasztók kikapcsolása
1. ábra
teljesítmény
Erőgép (pl. turbina) szabályozása
f alapjel
+
-
f-szabályozó
PI n alapjel
na
na
-
P-szabályozó
PI hálózat
na
szabályozó
+
beavatkozó
n
n
n
turbina
G
turbina
generátor
turbina
alapjel
csak biztonsági okokból kell
1
hálózat
-
-
-
P
szabályozó
P
+
alapjel
hajtott gép
2. ábra
P
+ szabályozó
f
G generátor
+
P alapjel
Pa
fa
P
Pl. turbófúvó-hajtás vagy szivattyúhajtás
csak biztonsági okokból kell
Itt azonban fizikai szabályozásról van szó. Egy erőgép (pl. gőzturbina) szabályozása eltérő lehet attól függően, hogy mi a cél (2. ábra). Lehet fordulatszámot, frekvenciát vagy teljesítményt szabályozni. A szabályozás technikája ismert: az előírt, parancsolt (alapjel) beállított értékének és a ténylegesen mért értéknek a különbsége jelként a szabályozóra vihető, és az a kívánt irányban beavatkozik, változtatja a folyamat ún. módosító közegét (itt a gőzáramot) úgy, hogy a zavarás ellenére a tényadat a parancsolt értékhez igazodjék. Ez a hagyományos értelemben vett, ún. visszacsatolásos megoldás. Nem keverendő ez a szabályozás össze az irányítástechnika többi alapvető részével: pl. a vezérléssel vagy a védelemmel.
Erőgép (pl. turbina) szabályozása Frekvenciairányítású teljesítményszabályozás f alapjel fa
3. ábra
+
-
P
f
P alapjel
Pa
f-szabályozó
+
K * ∆f
-
+ P-szabályozó
P
PI
hálózat
n-alapjel na +
P
+ n-szabályozó -
n
G
turbina
generátor
csak biztonsági okokból kell
Természetesen összetett, bonyolult szabályozás is kialakítható (3. ábra), így esetünkben egy frekvenciairányítású teljesítményszabályozás. Biztonsági okból természetesen az ilyen rendszerhez is tartozik fordulatszám-szabályozás, például induláshoz (vezérelt alapjel-elállítással) vagy a védelemhez. Még az ún. szigetüzemekhez (pl. régen egy 42 Hz-es városi vagy üzemi ellátásoz) is ilyen szabályozásokat használtak.
A szabályozó beállítása Követelmények: arányos működésű fordulatszám-szabályozó legyen; a teljesítmény (P) és a fordulatszám (n) között állandósult állapotban egyértelműen beállítható összefüggés kell; a szabályozási jelleggörbe beállítása: nagyobb teljesítményhez kisebb fordulatszám tartozzon. n, min-1
Arányosság (statizmus): S = 100.(–∆f/fn) / (∆P/Pn), % P
4. ábra
Pmax
∆f
a
b
primer szabályozási tartalék
∆f
P, MW
∆P
∆fb
Teljesítménynövelés: jelleggörbe-elállítással
2
∆fa f = alapjel o
Az „a” gép kisebb eltéréssel szabályoz.
Az erőgépnek olyan szabályozója van, hogy a teljesítmény (P) és a fordulatszám (n) között állandósult állapotban egyértelműen beállítható az összefüggés. Nagyobb teljesítményhez kisebb fordulatszám tartozik (4. ábra), és egy arányossági jellemző (az ún. statizmus) megszabja a meredekséget (mindez és az alábbiak az UCTE Üzemeltetési Kézikönyve, 2004 szerint értendő). Azonos fordulatszámon a jelleggörbe elállításával (fel-le tolásával) lehet a teljesítményt módosítani. Nem mindegy, hogy a rendszerben milyen arányosságú gépek dolgoznak, hiszen eltérő módon érzékenyek a termelőegységek a fordulatszám megváltozására.
2. Szinkronzóna szabályozása Ma már több gép dolgozik együtt több fogyasztó ellátására, hiszen gazdaságossági és biztonsági okból régen kialakultak már az együttműködő erőművekkel és a villamos hálózattal a villamosenergia-rendszerek, amelyek ún. szinkronzónákba szerveződtek. Ilyen rendszerekben van megfelelő hierarchikus szabályozás. Egy szinkronzónában a frekvencia azonos, és annak névleges értékét (pl. fo=50 Hz) hierarchikus rendszerrel állítják be (5. ábra). Ennek megfelelően van primer, szekunder és tercier szabályozás, valamint időbeállítás. Zavar esetén először a primer szabályozás avatkozik be, majd nem sokkal utána a szekunder is. Ezt segíti ki a tercier (perces) szabályozás. Végül az egész zónában egy helyről helyesbítik a frekvencia alapjelét az időegyeztetés alapján.
Szinkronzóna-szabályozás helyesbítés
rendszerfrekvencia
5. ábra
eltérés
visszacsatolás határ
primer szabályozás jelzés
hatás
szekunder szabályozás jelzés
eltérés
hatás
tercier szabályozás időbeállítás
A szinkronzóna ún. rendszerirányítási tartalékai teszik lehetővé, hogy megfelelő időben, kellő időtartamig el lehessen látni a szinkronzóna irányítási feladatait (6. ábra). Az „azonnal” (<0,1 min) induló primer tartalékot követi a szekunder, majd 10-15 perc alatt kisegíti őket (visszaállítja szabályozási képességüket) a perces tartalék. Egy egyszerű villamos rendszerben a primer szabályozó – megfelelő kilengés után – új frekvencián beállítja az új egyensúlyt. Mivel a fogyasztás is függ a frekvenciától (a gépek fordulatszámától), ezért az egyensúly az ún. dinamikus frekvencia-eltérés után beáll az ún. kvázistacioner eltérésen (7. ábra). Ennek megengedhető értékei minden zónában elő vannak írva. Innen kell majd a szekunder szabályozással visszatérni a kívánt frekvenciára. A mai magyar villamosenergia-rendszerre „előírt” primer szabályozási tartalék kereken ± 50 MW (8. ábra), amelyet az UCTE ír elő számunkra (a szinkronzónánk a nettó termelése alapján). Nem olyan nagyon sok ez.
3
Természetesen szinkronzónánkban (például az UCTE-ben) előírnak (9. ábra) bizonyos frekvencia-jellemzőket, megengedhető értékeket. Azt is jelzik, hogy az egyes részrendszer nagysága alapján milyen hálózati teljesítményszámmal (hálózati frekvencia-teljesítményjellemzővel, λ) számolhatunk.
Rendszerirányítási tartalékok 100
primer szabályozás tartaléka
%
50 0 0,1
6. ábra
0,5 min
1
10
100
min
1000
100
min
1000
min
1000
100
szekunder szabályozás tartaléka
% 50 0 0,1
1
5 min
10
100 %
tercier szabályozás tartaléka
50 0 0,1
10 15 min
1
60 min 100
7. ábra
hálózat frekvenciája, f, Hz
Frekvenciaszabályozás dinamikus frekvenciaeltérés, ∆ fd
kvázistacioner frekvenciaeltérés, ∆ fq
A fogyasztás is függ a frekvenciától.
maximum 30 s
idő, t, s
termelőegység (forrás) kiesése
Primer szabályozással új egyensúly új frekvencián
4
Ajánlott primer tartalék Az i. zóna primer tartaléka ⇒ Pi = Pu.Ci, MW ahol: Pu – az egész tömbre (szinkronzónára) előírt primer tartalék,
8. ábra
és az i. zónára a részarány nagysága: Ci = Ei/Eu ahol: Ei – a saját zóna nettó villamosenergia-termelése, Eu – az egész tömb (szinkronzóna) nettó villamosenergia-termelése
UCTE 1. szinkronzónára: Pu1 = 3000 MW (2003-ban) UCTE 2. szinkronzónára: Pu2 = 540 MW (2003-ban) Magyarország szabályozási zónájára (MAVIR) számított: CH = 31,6 TWh / 2392,6 TWh = 0,0132, ebből: PH = 3540 MW . 0,0132 = 46,8 MW ⇒ 50 MW.
Frekvenciajellemzők •névleges frekvencia
9. ábra
fo = 50,000 Hz
•megengedett primerszabályozási eltérés
∆f = ± 0,020 Hz
•legnagyobb kvázistacioner eltérés
∆fq = ± 0,180 Hz
•legnagyobb dinamikus eltérés
∆fd = ± 0,800 Hz
•legnagyobb mérési pontatlanság
∆fm = ± 0,010 Hz
Hálózati frekvencia-teljesítmény jellemző, teljesítményszám:
λu = ∆P/∆f, MW/Hz, ahol: ∆P egy zavar által kiváltott teljesítményváltozás, ∆f a zavar után beálló kvázistacioner frekvenciaeltérés. az UCTE 1. szinkronzónájában: λ u1 = 18 000 MW/Hz, az UCTE 2. szinkronzónájában: λ u2 = 3000 MW/Hz, a MAVIR zónájában: λ H = CH. λ u = 0,0132.21000 = 277 ⇒ 300 MW/Hz. Az egész szinkronterületen (az 1. UCTE zónában) a terhelés önszabályozó képessége (önbeállása) 1%/Hz, ami 1% terheléscsökkentést jelent a 1 Hz frekvenciacsökkenés esetén.
5
A szekunder szabályozás feladata, hogy visszaszabályozza – a teljesítményegyensúly beállításával – a frekvenciát öt perc alatt az előírt értékre. Itt is vannak átmeneti lengések, de gyors a csillapodás (10. ábra). Nem mindig pontosan 50,000 Hz a beállított érték, hiszen a korábbi eltérésekből eredő időt is ki kell egyenlíteni
Frekvencia- és teljesítményszabályozás
10. ábra
hálózat frekvenciája, f, Hz
50,050
új, előírt frekvencia névleges frekvencia 50,000 eredeti frekvencia
49,950
maximum 300 s
idő, t, s
termelőegység (forrás) kiesése
Szekunder szabályozással egyensúly az előírt frekvencián Ez tehát a valódi fizikai szabályozás a villamosenergia-rendszer szinkronzónájában. Az f-P szabályozással (frekvencia- és teljesítmény-szabályozással) tartják automatikusan a terhelés és a teljesítmény (azaz a fogyasztás és a termelés) kívánt egyensúlyát az előírt frekvencián. Itt már arányos és integráló (PI) szabályozást használnak a maradó eltérés kiküszöbölésére. Megfelelően beállított két generátor-gépegységgel például megfelelő szabályozási tartományok alakíthatók ki – gépenként megfelelő munkaponttal (11. ábra)
Erőművek a szekunder szabályozásban Minden szabályozási zónában kellenek olyan erőművek, amelyeknek van arányos, integráló (PI) szekunder szabályozójuk a következő egyenlet alapján ahhoz, hogy a csereteljesítmény- és frekvencia-szabályozásban részt vegyenek.
∆Pdi = – β i . Gi – (1/Ti) ∫Gi.dt
∆Pdi – az i. szabályozási zónára ható egységek szabályozási beállítása, alapjele; β i – az i. szabályozási zóna szekunder szabályozójának arányossága (erősítője); Gi – az i. szabályozási zóna globális szabályozási eltérése; Ti – integrálási konstans szabályozási tartalék
PM1
+
PM2
igénybe nem vehető
M1
M2
6
=
szabályozási tartomány
munkapont
szabályozási teljesítmény
munkapont
PM1+ PM2
munkapont
szabályozási tartomány
11. ábra
igénybe nem vehető
M1+M2
Az ajánlott szekunder szabályozási tartalék nagyságát a szinkronzónánkban (pl. UCTE) egy képlettel határozzák meg a csúcsterhelés függvényében. Ennek megfelelően például nálunk kereken ± 150 MW (12. ábra) szekunder szabályozásra van szükség.
Ajánlott szekunder tartalék UCTE ⇒ R = (a . Pmax + b2 )½ – b, ahol:
a = 10 MW
és
MW
b = 150 MW
250 R, MW 200
12. ábra
150 100 50 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000 10000
Pmax, MW
Ha több rendszer – szabályozási tömb vagy szabályozási zóna – kapcsolódik egymáshoz egy szinkronzónán, pl. az UCTE-n belül, akkor már frekvencia- és csereteljesítmény-szabályozásról van szó, hiszen a szabályozási zónák között egyeztetett cserére is mód van, mint arra a következő fejezetben visszatérünk. Természetesen mind a primer, mind a szekunder szabályozásban kétirányú tartalékra van szükség, hiszen a „mérleg” mindkét oldalán lehetnek zavarok, így a frekvencia mindkét irányban kilenghet.
Csereteljesítmény-szabályozás a területi szabályozási hiba, a G minimálása.
G = ∆P + K * ∆f ⇒ min!
• teljesítményszabályozási hiba: ∆P = Pmért – Pprog,
MW
• frekvenciaszabályozási hiba: K*∆f = K * (fmért – fo), MW
13. ábra
Pmért – a pillanatnyilag mért teljesítménycsere a zónahatáron, MW Pprog – az egyeztetett csereteljesítmény a szomszéd zónával, MW K – a szabályozási zóna szekunder szabályozási tényezője, MW/Hz fmért – a pillanatnyilag mért frekvencia a rendszerben, Hz fo – a frekvencia előírt, parancsolt értéke (alapjele) a rendszerben, Hz
• az 1. UCTE szinkronzónában: K1 = 19 801 MW/Hz (2004-re) • a 2. UCTE szinkronzónában: K2 = 3 301 MW/Hz (2004-re)
7
Egy adott területen – például egy országban – egy vagy több (nálunk egy, Németországban négy, Ausztriában három) ún. szabályozási zóna (CA) van, tehát nem országhatár-függő a zóna. Ezekben a zónákban alapvető cél a mérleg egyensúlyban tartása, tehát a területi szabályozási hiba (G) minimálása. Ez összeadódhat (13. ábra) a teljesítmény- és a frekvencia-szabályozási hibákból. A cél e hibák minimálása. A frekvenciatényezők (K) mindig kicsit nagyobbak, mint a hálózati teljesítményszámok (λ); pl. az 1. UCTE-szinkronzónában K=19 800 MW/Hz, míg λ=18 000 MW/Hz. Itt kell megjegyezni, hogy jelenleg az 1. UCTE szinkronzónában a primer tartalék ± 3000 MW, de ez nem volt elég pl. a tavalyi olasz kiesés hatásainak előírások szerinti kiegyenlítéséhez. Mielőtt a rendszerek összeköttetésével foglalkoznánk, célszerű megvizsgálni két szomszédos szabályozási zóna közötti cserét (14. ábra)
Csereteljesítmény-megváltozás ∆f = 0 (fmért = fo) és ∆P = 0 (P mért = Pprog) kiesik egy gépegység: Pa fo+∆f, ∆f = Pa / λu ∆P1= -λ1*∆f és ∆P2= -λ2*∆f ∆P12 a 2. hálózat jelleggörbéje: G2(∆f) az 1. hálózat felől nézve
1.
K2*∆f
at
at
ló z
z ló há
há
P12 = - P21 csereteljesítményeltérés
2.
14. ábra
G Pa
Pa
K1*∆f ∆f
∆f, frekvenciaeltérés
az 1. hálózat jelleggörbéje: G1(∆f)
G1= ∆P12 + K1*∆f = ∆P1 + (- ∆P1) = 0 G2= ∆P21 + K2*∆f = - ∆P1 + (- ∆P2) = Pa A 2. hálózatban kell a tartalékot bevetni!
A 2. rendszer össze van kötve az 1-essel, és a két rendszer úgy működik, hogy közöttük (a példában) nincs egyeztetett csere. De kiesik a 2-ban egy gép, és a közös frekvencia csökken. Működésbe lépnek a primer szabályozók. Ekkor az ábra alapján az 1. rendszerből ennek megfelelő áramlás indul - azonos frekvenciát tartva – a zavarással érintett rendszerbe. A 2. rendszerben kell tehát beavatkozni, hogy az egyeztetett csere (itt nulla) ismét helyreálljon. Az összekötött rendszerekben tehát a belső kiesésnek megfelelően azonnal külső kisegítés indul meg, de ezt a szekunder szabályozással perceken belül meg kell szüntetni abban a rendszerben, amelyben a zavar létrejött. Az egyensúly azonos frekvencián így létrejön, és mindenki a maga bajának elhárításával törődik. Ameddig tud … A szekunder szabályozás mielőbbi tehermentesítésében segít azonban a tercier (perces) szabályozás (15. ábra). Üzembe lép például 15 percen belül egy nyílt ciklusú gázturbina. Ezt nem szabályozzák, hanem vezérlik. Miután elérte teljes terhelését, megváltoznak a működő gépek munkapontjai, megnő a szabályozási tartomány, mint azt az ábra jól szemlélteti. Ez tehát így nem közvetlenül a frekvenciára vagy a teljesítményre hat, de megváltoztatja az együttműködő erőművek terhelési képét. Ez nem igazi szabályozás, ezért itt gyakran nem is beszélnek szabályozásról, hanem csak egyszerűen perces tartalékról (nálunk ezt üzemzavari tartaléknak is hívják), annak igénybe vételéről, vezérlésről (indításról, leállításról). Végül a szinkronzóna szabályozását az időbeállítás zárja le. A pontos órával, pl. az „atomórával” meghatározott, egyeztetett idő és a szinkronidő eltérését helyesbíteni kell, tehát adott helyen be kell állítani az egész zóna frekvenciájának alapjelét úgy, hogy a villamos szinkronidő a lehető legpontosabb legyen. Ezt a feladatot például a mi szinkronzónánkban, az UCTE-ben az órák hazájában, Svájcban látják el (16. ábra). Hosszú távon így szavatolható a névleges frekvencia (fo=50 Hz) tartása. Elvben (és a legtöbbször a gyakorlatban is) minden szinkronzónában van egy ilyen központ.
8
Tercier szabályozás A generátorok munkapontjának automatikus vagy kézi megváltoztatása a szekunder tartalék támogatására, a szekunder szabályozás lehetőségének újbóli megteremtésére 15 percen belül. A szekunder szabályozási tartalék megnövelése egy nem szabályozható generátor (M3), mint perces tartalék, indításával.
szabályozási tartomány
szabályozási teljesítmény
PM1+ PM2
kezdeti munkapontok
munkapont
+ =
igénybe nem vehető
M1+M2
M1 M2
szabály. teljesít.
szabályozási tartalék
munkapont
PM1+P M2 +P M3
15. ábra
M3
szabályozási tartomány
szabályozási tartalék
új munkapontok
M1 M2 M3
Szinkronidő-szabályozás Ha a szinkronzónában a rendszer frekvenciája eltér a névlegestől (50 Hz), akkor a szinkronidő és az általánosan egyeztetett idő (UTC) is eltér egymástól. Az elfogadható időeltérés ± 20 s, normál zavarmentes üzemben ± 30 s, nagy hálózati zavarok esetén ± 60 s.
16. ábra
Az UCTE-ben Laufenburgban (CH) mérik az időt, és az eltérés alapján beállítják minden szabályozási tömb és zóna részére a szekunder szabályozás alapjelét, az előírt, parancsolt értéket 49,99 és 50,01 Hz között. Kielégítőnek tartják a frekvencia minőségét, ha egy hónap alatt a mérési intervallumok 90-99%-ában a frekvenciaeltérés 40 mHz-nél kisebb, és havonta nyolc napon át 49,99 és 50,01 Hz között van az érték.
9
3. Irányítási hierarchia Egy szinkronzóna, pl. az UCTE, lehet elég nagy ahhoz, hogy az irányítási, szabályozási feladatokat részekre osszák, felépítsenek egységes szabályok alapján egy irányítási hierarchiát (17. ábra). A feladatok és felelősségek így kellően összehangolhatók és kioszthatók. A hierarchia szintjeinek a száma lehet kevés, lehet sok. Mi maradjunk a hatnál. Az egész szinkronzónát (1) több részre oszthatják, és így központi szinkronzóna-csoportok (centrum, CC) (2) alakulhatnak ki. Mindegyik csoporthoz több szabályozási tömb (blokk, CB) rendelhető, és minden tömbhöz több szabályozási zóna (terület, CA) (4) tartozhat. A versenypiaci szabályozástól függően aztán minden zónában lehetnek mérlegkörök (5), és ezekhez almérlegkörök (6) is rendelhetők.
Irányítási hierarchia 1
Szinkronzóna
2
Szinkroncsoport
17. ábra
UCTE Észak RWE, Brauweiler
3
Szabályozási tömb
4 Szabályozási zóna
CENTREL PSE, Varsó
Magyarország
5
MAVIR, Budapest Közüzem
Mérlegkör
6 Almérlegkör
MVM, Budapest Saját ellátás Eastern Sugar, Kaba
Ez magyarázatra szorul. Példa természetesen itt is az UCTE lehet (18. ábra). Az UCTE ma két fő részre oszlik: a már évek óta együtt járó 1. zónára és a jövő évtől csatlakozó 2. zónára. Az első zónát is két részre osztották: az északit Németországból, a délit Svájcból irányítják, míg a 2. zónát Belgrádból. A 2. zóna 2004. október 10-én csatlakozott az UCTE szinkronüzeméhez. Az északi szinkronzónában több szabályozási tömb van; mi a lengyelek irányította CENTREL-hez tartozunk, és az országunk szabályozási zónát alkot. Több olyan szabályozási zóna is van (pl. Nyugat-Ukrajna, Nyugat-Dánia, a MAGREB-országok és Albánia), akik nem tagjai az UCTE-nek, mégis együtt járnak a szinkronzónával. Természetesen nem csatlakozhat mindenki egy szinkronzónához, hiszen ennek vannak gazdasági és fizikai határai. Az Európai Unióban például több szinkronzóna van (19. ábra): az EU-15-ben még csak négy volt, az EU-25-ben már hét van, de egész Európában ennek a kétszeresét is meghaladó szinkronzóna lehet – tekintetbe véve a szigeteket. Ki kell emelni, hogy a politikai vagy gazdasági csoportosulások egészen más alapszabályokat követhetnek, mint a szinkronzónák szerinti együttműködések. Svájc nem tagja az EU-nak, de az UCTE-nek igen, Lettország tagja az EU-nak, de az UCTE-nek nem. Ezért fontos elkülöníteni a politikai alapon kialakult jogi szabályozásokat a fizikai alapokat követő együttműködési szabályoktól.
10
Szabályozási tömbök az UCTE-ben
Dél
L
F E
18. ábra
D
P
szabályozási tömb szabályozási zóna nem UCTEtag
SK
Nyugat
UK
4 A
CH
MAGHREB
8
CZ
PL
=
2
H
A
=
L
CENTREL
DK
=
NL
RO
YU
7
I
SLO
HR BIH
= =
B
Észak
BG
3
AL RWE irányít, Brauweiler ETRANS irányít, Laufenburg
GR
2. zóna: jelenleg külön Megjegyzések:
(2004. X. 10-ig)
L – ipar B-vel, közüzemi D-vel A – a két nyugati szabályozási zóna D-vel
EKC irányít, Belgrád
DK – csak a kontinentális rész (ELTRA-terület) BIH – részben HR-rel, részben az EKC-vel
Szinkronzónák Európában EU-15-ben: UCTE-1-Észak Ausztria
19. ábra
UCTE-1-Dél
UCTE-2 NORDEL UKTSOA* ATSOI*
Belgium Dánia (nyugat) Hollandia Luxemburg Németország Franciaország Olaszország Portugália Spanyolország Görögország Dánia (kelet) Finnország Svédország Nagy-Britannia Írország
EU-25-ben (többletként): UCTE-1-Észak
Csehország Lengyelország Magyarország Szlovákia
UCTE-1-Dél
Szlovénia
UPS/IPS
Észtország Lettország Litvánia
CIE*
Ciprus
ENEMALTA*
Málta
* sziget – szigetüzemmel
Európa-50-ben: a fenti 7 szinkronzónán kívül még kb. 5-7 zóna
11
4. Összekapcsolt rendszerek A szinkronzónák között váltóáramú villamosenergia-csere nincs, de egyen-áramú van vagy lehet (átalakítókkal, betétekkel, tengeralatti kábelekkel). A villamos energia tehát szállítható az egyik szinkronzónából a másikba. Természetesen a zónahatárok is változhatnak – időben és térben. Egy területi fogyasztói körzet átkapcsolható egy másik szinkronzónához (szigetüzemi ellátás), vagy az egyik zónában lévő erőmű vezetékrendszere - leszigetelve – a másik zónába is szállíthat villamos energiát (irányüzem). Ne tévesszen meg senkit, hogy Európában mindenütt fo = 50 Hz a névleges frekvencia. Ez még nem jelent összekapcsolhatóságot, hiszen a szabályozási feltételek eltérőek lehetnek.
5. Irányítás „felfelé” A magyar szabályozási zónát (CA) a MAVIR irányítja Budapestről. Felfelé indulva jön a CENTREL, amely szabályozási tömböt (CB) a lengyel PSE irányítja Varsóból. Ehhez a tömbhöz tartozik még a cseh és a szlovák szabályozási zóna is (20. ábra).
UCTE Észak
D Brauweiler
E MWh/h, /h, E << 80 80 MWh MWh/h, G G << 400 400 MW MW
CENTREL
PL Varsó H
E MWh/h, /h, E << 20 20 MWh MWh/h, G G << 100 100 MW MW
Magyar VER
Budapest
szabályozási tömb (blokk) = CB
szabályozási zóna (terület) = CA
A lengyelek irányította CENTREL-lel az UCTE szinkronzónájának 1., északi csoportjához tartozunk, amelyez a német RWE átviteli hálózati rendszerüzemeltetője irányít Brauweilerből, a központi irányítóból (CC). A kapcsolatokat az UCTE együttműködési kézikönyve szabja meg. Minden szabályozási zónának és tömbnek teljesíteni kell a cserére vonatozó előírásokat. A zónákban a rendszer irányítóinak (TSO) kell egyensúlyt tartani. Megszabják, hogy mekkora lehet az eltérés („hiba”) a megegyezett idő (1 óra, ½ vagy ¼ óra) alatt. Így például egy óra alatt legfeljebb ± 20 MWh engedélyezhető nálunk a CA és CB között úgy, hogy egyetlen pillanatban sem nagyobb az eltérés ± 100 MW-nál. Természetesen a CB és CC közötti kapcsolatra is van előírás (pl. az említett két számnak a négyszerese). Amennyiben nagyobbak a CA-eltérések, úgy azt a CB-nek kell helyesbítenie. Tartós eltérés esetén büntetés járhat (nincs tudomásom róla), de lehet kompenzáció is.
12
eltérési határok
20. ábra
koordináló központ (centrum) = CC
Együttműködés „felfelé”
A lényeg az, hogy a CA irányítójának a saját szabályozási zónájában az egyeztetett importhoz és exporthoz (tranzithoz) igazodva kell a termelés és a fogyasztás egyensúlyát jelzett menetrend szerint betartania – fedezve természetesen a veszteségeket is (21. ábra) és kielégítve a belső mérlegkörök hibáit. Nem könnyű dolog.
Egyensúly - szabályozás mérés
H-zóna (H-CA)
behozatal
Idő: 5 s, 15, 30 min, 1 h
21. ábra
I fogyasztás
termelés
G sok-sok mérlegkör együttese
T
veszteség V
F
felelőse:
F
E kivitel
Egyensúly: T + I – F – E – V = 0 Egyeztetve a szomszéd zónákkal: I és E A csereprogramokat az aktuális (D) nap előtt (D-1) kell egyeztetni. Külön a CA-CA kapcsolatban, külön a CA-CB együttműködésben és végül a CB-CC irányításban. Időben eltolva, bejelentéssel és visszaigazolással (jóváhagyással) délután hatig lezajlik minden egyeztetés (22. ábra), az irányítók felkészültek. A számok gépekben vannak.
Csereprogram-egyeztetés egyeztetés
lebonyolítás
6
22. ábra
12
elszámolás
18
24
Csereprogramok (CAX): 1. zónák között (CA-CA) 2. zónák és tömb között (CA-CB) 3. tömbök és a centrum között (CB-CC)
Minden zónahatárt keresztező metszéknél a csereteljesítményt a Dnap az adott időszakára (órára) meg kell adni.
Megállapodási időtartamok (kétoldalú egyeztetéssel) ½, ¼ vagy 1 órára : • Ha 1 órára, akkor MW-ban a csereteljesítmény átlagos értékét kell megadni. • Ha ½ vagy ¼ órára, akkor a csereteljesítmény MW-jának átlagos értékét három értékes jeggyel kell megadni. Megjegyzés: Mindez az UCTE konzultációs tervezete 2004. május 15-én.
Természetesen nem lehet minden órára az átlaggal lépcsős függvényt adni az exportra és az importra külön. Megengednek ezért ± 5 perc átmenetet minden ugrásra –
13
lefelé vagy felfelé (23. ábra) . Így kialakul egy cseremenetrend minden zóna és tömbhatáron az egyeztetett időintervallumokra (általában egy órára).
Egyeztetett menetrend egyezmény szerinti beállított csere tény
600 500
23. ábra
400 300 200 10 min
100 0 -100 6
7
8
9
10 idő, t, h
-200
Eljön aztán a „D” nap, a mérések napja, és az egyeztetések betartása a feladat. Van tervgörbe (vonalakkal) és ténygörbe (görbékkel). A kettő eltérhet egymástól. Egy időszakaszon, órán belül lehet + és – eltérés. Az eredő, az összeg számít energiában, a pillanatnyi érték teljesítményben (24. ábra).
Zónaeltérési határ MW
24. ábra
Megengedhető eltérés a CENTREL-ben a MAVIR-nál: - órás energiában (+ és –): max. max. 20 MWh/h MWh/h - pillanatnyi terhelésben: max. max. ± 100 MW
menetrend
tény
+ -
-
1 óra
+
-
idő
A mérések alapján aztán a következő nap (D+1) jön az elszámolás, majd később a rendszerirányítók összejövetelein a „leszámolás”. Az egyeztetett terv (ES), a ténylegesen mért (ET) és az ún. virtuális energiaáramok (EVT) alapján kiadódik az „akaratlan” eltérés (UD), tehát a hiba (25. ábra). Bizonyos rendszerkapcsolatokban – például vízerőművekben gazdagabb
14
zónáknál- kompenzációra (COMP) is mód van a következő hét négy munkanapján. Az UCTE egészében természetesen az akaratlan eltérések előjelhelyes összege nulla. A szinkronzóna egyensúlya így rövidebb-hosszabb távon adott.
Energiacsere-elszámolás egyeztetés
lebonyolítás
6
25. ábra
elszámolás
12
18
adatcsere CA - CB CA & CB jóváhagyás CA & CB lezárás, CC jóváhagyás ES – előző nap egyeztetett energiaáram, ET – ténylegesen mért energiaáram a D napon, EVT – virtuális energiaáram, COMP – kompenzációs program (min. 4 nap), UD = ET - (ES + EVT) – akaratlan eltérés
24
CC lezárás
UCTE-ben: ∑ UD = 0 !
Időtartamok: az egyeztetés szerint (½, ¼ vagy 1 h) Elszámolás: MWh alapján Megjegyzés: Mindez az UCTE konzultációs tervezete 2004. május 15-én.
Az a kérdés ezek után, hogy az egyes szabályozási zónák rendszerirányítói (TSO-k) milyen szabályozási tartalékokat tartsanak, hogyan készüljenek fel a zavarok elhárítására és a menetrendkövetésre. Kell tartalék az automatikus primer és szekunder szabályozáshoz, és kézi (automatikus) perces tartalék is kell. Itt meghatározhatnak időket, sebességeket, feltételeket, amikor a szabályozási energia piacán beszerzésre indulnak. A feltételek az UCTE-ben általában hasonlóak (26. ábra) az igénybevételi időket, a változtatási sebességeket illetően. Egyes helyeken előírják, hogy minden 100 MW-nál nagyobb erőműegységnek részt kell tudni venni a primer szabályozásban. Más előírások vannak hőerőműves rendszerekben, mások a vízerőművekkel kellően ellátottakban, más a már erősen decentralizált zónákban. Az ábra táblázatában feltüntettük az UCTE német szabályozási tömbjéhez csatolt négy szabályozási zónára és a nyugati dán zónára vonatkozó értékeket – összehasonlítva a magyar rendszerre vonatkoztathatóval. A primer szabályozási tartalékokat az említett termelési részarányból és a 3000 MW-ból arányosítják, a szekunder szabályozás tartalékát pedig a megadott képletből vezetik le. Általában ± értékek vannak a szekunder szabályozás tartalékainál, de nem mindig. Ez a két szabályozási tartalékot hőerőműves rendszerekben forgó tartalékokkal (üzemben lévő gépekkel) tartják. A perces tartalék többnyire álló, indulásra kész egység a pozitív irányban, nálunk például nyílt ciklusú gázturbinák, amelyek kézi parancsra indulnak. A negatív irányban természetesen a perces tartalék is „forgó”, hiszen működő erőművek leállításáról van szó. A pozitív tartalékok nagy termelőegységek kiesésekor lépnek üzembe, így itt számolni kell a rendszerben lévő legnagyobb egység-teljesítőképesség nettó értékével. A perces tartalékok órákig üzemben maradhatnak, szerepük egészen addig tart, míg az órás tartalékukat a kereskedők nem aktiválják a szerződéseik szerint. Az egyeztetett menetrendet aztán úgy kell követni, hogy mindig legyen elegendő tartalék is a fentiek szerint. Egy adott munkanap (itt példaképpen 2003. szeptember 10-én, szerdára) tervezett – egyenes vonalakkal kialakított – menetrendjét a valós rendszerirányítás az adott napon jól követheti úgy, hogy fel- vagy levezérel, indít vagy leállít gépegységeket, de mindig tart forgó tartalékot a szabályozáshoz (27. ábra). Látató, hogy túl nagy eltérés nincs. Vannak azonban napok, amikor jelezni kell az eltérést (pl. „Korrigált menetrendtől való eltérés az 1. órában –40 MWh/h volt a kisgradiensű rendelkezésre állás miatt”). Ez azonban ritkán fordul elő.
15
Rendszerszabályozási tartalékok az UCTE-ben ⇒ H-zónában, 4 D-zónában, Dániában Primer Szekunder szabályozási szabályozási
Tercier (perces kézi) tartalék
0,01 – 0,5 – 15
0,5 – 5 – 60
5 – 15 – (120) 180
A tartalék jellege: hőerőgép (víz)
forgó
forgó (álló)
álló (forgó)
Szabályozási sáv minimuma/gép
±2% (±2 MW)
±30 MW
-
Teljesítményváltoztatási sebesség
-
± 2 %/min
-
Beépítési követelmény a gépeknél
BT >100 MW
ajánlattal
ajánlattal
MAVIR (javaslat 2005-re), MW
± 50
± 150
+ 450 / - 150
RWE Net (2003), MW
± 320
± 1050
+ 780 / - 620
E.ON Netz (2003), MW
± 190
+ 800 / - 400
+ 1100 / - 400
EnBW Trasportnetz (2003), MW
± 75
+ 720 / - 390
+ 510 / - 330
Wattenfall Europe (2003), MW
± 150
± 580
± 780
ELTRA (dán-UCTE) (2004), MW
± 35
± 100
+ 670 / - 200
Idő: kezd – teljes – vége, min
26. ábra
Menetrendkövetés Példa: 2003. szeptember 10. Szerda
MW 5500
5100
27. ábra
4700
4300
tényleges rendszerterhelés menetrend szerinti rendszerterhelés
3900
forgóteljesítmény-határ 3500
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20 22 24 óra / nap
Amíg egy kézben volt az egész VER, beleértve a rendszerirányítást is, addig túl nagy gond nem volt, mivel a saját tulajdonú berendezéseket irányították a növekményköltség szerint. Aztán az áramdíjak átvették a szerepet, de még mindig optimálni tudta az MVM a rendszertermelést, a menetrend tartását (más kérdés, hogy mikor és mennyi tartalék volt a szabályok szerint). Az ún. optimális teherelosztáshoz is meg kellett becsülni a következő napi menetrendet (terhelési görbét), és a másnap üzembiztosan rendelkező teljesítőképességek (ÜIT) alapján az energia ára alapján vásárolta az MVM a megfelelő géptől a villanyt (28. ábra).
16
Menetrendkészítés - régen Optimális teherkiosztás a menetrendhez perces tartalék
ÜIT= 7500 MW Po = 5800 MW
6000
5000
4000
3000
P = 5697 MW
6000
5000
import széntüzelések
28. ábra
TÉNY
olaj- és gáztüzelések
TERV
gázból szabályozó
4000
szénből 3000
importból
2000 atom
2000
1000
kötelező
0 0
6
12
18
24
atomerőműből
1000
áramdíj, Ft/kWh
kötelező átvétel
0 0
6
12
18
Például a megújuló forrásokból eredő villamos energiát kell „először” átvenni, majd az atomerőműben termeltet. Ha az import is olcsó, akkor ezután ő következik, majd jönnek az egyre drágább szénerőművek, végül a legdrágább tüzelőanyagokból előállított villany. Tartalék még így is marad. Ezt a gazdaságos teherelosztást mindenki értette, legfeljebb az áramdíjak hatósági megállapítása okozott gondot. A következő napra mindig lehetett előre jelezni a menetrend várható módosulásait – tekintetbe véve az időjárás alakulását (29. ábra). A napi menetrendhez meg kellett határozni a legkisebb és a legnagyobb terhelések alapján az üzemelő, indítandó és leállítandó gépek számát. Mindig volt felfelé és lefelé is forgó tartalék a primer és a szekunder szabályozáshoz. Volt álló pozitív és forgó negatív perces tartalék is a rendszerben.
Menetrend - tartalékokkal menetrend forgó+perces forgó-perces
MW
forgó maximum forgó minimum
7000
29. ábra
6000
5000
4000
3000 0
6
12 indítás
17
indítás
18
24 leállítás
24
Elvben és a gyakorlatban ma is így kellene ennek történnie. De jött a magánosítás és a „szabaddá tevés”, az új törvény a csatlakozó jogi szabályokkal. Ezek ismertek, erre nem kell kitérni. Meg kell azonban említeni, hogy ma a Kereskedelmi Szabályzat (KSZ) a mértékadó a részekre bomlott rendszer szabályozásához és a menetrend tartásához előírt parancskövetéshez. Itt is vannak szerződések, előző napi előkészítések (30. ábra). Az adott nap folyamatai is rögzített „szabályozás” címmel, és a következő napon itt is az elszámolás következik. És a rendszer ma is működik. Rögzített az is, hogy a szerződött termelőkkel miképp kell a negyedórás időszakokban a szükséges teljesítményváltozások parancsait követni (31. ábra). Erről sem kell itt újat mondani.
adott napon érvényes menetrend, mérés
előző napon fél évvel előtte
alapmenetrend
sebességre, ± MW/min
később
szekunder szabályozás, parancskövetés
ajánlott értékek:
mérlegkörelszámolás
nem elfogadott
30. ábra
parancskövetés díja fel, +, Ft
parancskövetésre, fel, + , Ft/kWh
tervezett rendelkezésre állási idő, fel, + , óra
rendelkezésre, fel, + , Ft/MW lekötésre, fel, + , MW
tényleges rendelkezésre állási idő, fel, + , óra rendelkezésre állás díja fel, +, Ft
igénybe vehető, fel, + , MW
parancskövetés díja le, -, Ft
parancskövetésre, le, - , Ft/kWh
tervezett rendelkezésre állási idő, le, - , óra
rendelkezésre, le, - , Ft/MW lekötésre, le, - , MW
tényleges rendelkezésre állási idő, le, - , óra rendelkezésre állás díja le, -, Ft
igénybe vehető, le, - , MW
Parancskövetés – menetrend tartásakor elszámolási időtartam teljesítménynövelési időtartam
MW szükséges teljesítménynövelés
31. ábra
tűrési sáv távparancs tényleges teljesítmény elvi parancskövetés
kizárás
T2
T3
T1 kilépett
1
2
3
4
5
késleltetés
18
jelzés
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15 min
Azt azonban hangsúlyozni kell, hogy más a fizikai értelemben vett irányítás, a vezérlés (parancs az indulásra, a leállásra, a teljesítmény növelésére és csökkentésére), tehát maga a menetrendkövetés, mint a fizikai, automatikus szabályozás a lekötött szabályozási tartalékok (primer, szekunder) felhasználásával és az üzemzavari (tercier, perces) tartalékok kézi igénybevételének vezérlése. A primer (± 50 MW) és szekunder (± 150 MW) szabályozási tartalékok nem menetrendkövetést szolgálnak, a szabályozási energia piacán ezeket nem ilyen célból szerzik be. A perces tartalék vezérelt igénybevétele (ezért nem hívják ezt szabályozásnak) azonban módosíthatja az üzemelő forgó teljesítőképességet, de ezt sem a menetrend követésekor használják (normál üzemben).
6. Irányítás „lefelé” Az EU-hoz vagy az UCTE-hez tartozó országokban a „belső” irányításnak gyakran adnak politikai és fizikai feltételeket. Kialakulnak az ún. működési modellek, amelyek arra szolgálnak, hogy a fizikai szabályokkal együtt a kívánt politikai célok is teljesüljenek a jogi szabályozás szerint. Egy szabályozási zóna belső irányítása ilyen modelleket követ. Ne foglalkozzunk most a magyar „kettős piac” modelljével, mely középtávon megváltozhat, de tekintsük a választott ún. mérlegkörös modellt, várható jövőjét közép- és hosszú távon (32. ábra)!
Együttműködés „lefelé” szabályozási zóna (terület) = CA
Pl.. MAVIR
rendszerirányító primer
kiegyenlítés
mérlegkör = MK
Pl.: MVM
mérlegkörfelelős
szekunder
egyeztetés
tercier
almérlegkör = AMK
(perces)
saját termelő
órás (hideg) tartalékok piaca
32. ábra
szabályozási energia piaca (rendszerirányítási tartalékok)
CB
A szabályozási zónában a fogyasztók ilyen mérlegkörökhöz taroznak, amelynek van egy felelőse, az ún. mérlegkörfelelős (többnyire egy kereskedője), aki gondoskodik a fogyasztókörének ellátásáról – olcsó és biztonságos forrásokat keresve – saját célfüggvényt követve. Nem földrajzilag, hanem mérésekkel körülhatárolt fogyasztói és termelői körről van itt szó, ahol ismét az egyensúly, a mérlegkiegyenlítés a lényeg. A mérlegkörfelelős gazdasági érdeke, hogy a lehető legkisebb kiegyenlítési energia beszerzése a rendszerirányítótól (33. ábra). A kereskedő mérlegkörfelelős tehát ellátja fogyasztót, szerződésekkel beszerzi a szükséges energiát (leköti a megfelelőnek ítélt teljesítőképességeket), és saját célfüggvényeket követ, amelyek elsősorban gazdaságiak. Sok mérlegkör lehet (van) egy szabályozási zónában (nálunk most 18, Ausztriában kb. 80, Németországban több mint 400), és minden mérlegkörhöz más fogyasztói csoport tartozhat (34. ábra). Vannak ún. zsinórfogyasztók, akik közel állandó napi terhelést adnak, és vannak naponta erősen változó igénnyel jelentkezők. A mérlegkör felelőse igazodik a fogyasztóinak
19
igényeihez: leköt alaperőműves forrásokat, változó terheléshez jól igazodókat, és a biztonság érdekében tartalékot is (ezt nevezik gyakran órás vagy hideg tartaléknak is). A cél, hogy a fogyasztók meg legyenek elégedve.
Egyensúly - kereskedelmi Rendszerirányító mérés
mérlegkör
K
kiegyenlítés
pl. közüzemi, felelős: MVM
T
33. ábra
F
G
F
termelők
veszteség
I
fogyasztók
V
E
egyeztetett csere más mérlegkörökkel
Egyensúly: T + I – F – E – V ± K = 0 Gazdasági célfüggvény: ⏐K⏐⇒ min! A mérlegkörfelelősök azonban nem irányítanak erőműveket. Jelzik a forrásaikat és jelzik a várható igényeiket a rendszerirányítónak (35. ábra). Egyeztetett szerződések alapján kapcsolatban állhatnak más mérlegkörökkel (vétel és eladás). Ami pedig a legnagyobb gondot okozhatja az a „kötelező átvétel” a megújuló forrásokkal és a kapcsoltan termelő kiserőművekből (vagy később a kvótás rendszer a zöld és kék bizonyítványokkal). E gond megoldására itt nem lehet kitérni. A kapcsolódó „külsőkkel” való egyeztetés vagy becslés után meg kell adni az előző napon (D-1) a tervezett mérlegköri menetrendet – negyedórás időszakokra – a rendszerirányítónak a következő napra (D). A cél az, hogy a fogyasztási menetrendet a lehető legnagyobb pontossággal adják meg.
Mérlegkörök a szabályozási zónában Forrás
Menetrend
100
Forrás
Menetrend
100
75
75
75
50
50
50
50
25
25
25
25
0
0
0
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
0
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
0 0
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
0
75
75
75
50
50
50
50
25
25
25
25
0
0
0
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
0
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
6
12
18
Menetrend
100
24
Forrás
0
75
75
75
50
50
50
25
25
25
0 6
12
18
Forrás
Menetrend
100
24
6
12
18
Forrás
Menetrend
100
24
6
12
18
Forrás
Menetrend
100
24
0
75
75
75
50
50
50
25
25
25
25
0
0
0
12
18
24
0
6
12
20
18
24
12
18
24
Forrás
6
12
18
24
Forrás
Menetrend
100
50
6
6
0 0
75
0
24
Forrás
25
0 0
18
Menetrend
100
50
0
12
0 0
75
0
6
Menetrend
100
75
0
Forrás
Menetrend
100
75
0
34. ábra
Forrás
Menetrend
100
0 0
6
12
18
24
0
6
12
18
24
Természetesen nem lehet soha pontosan előre jelezni még egy napra sem. Eltérés minden mérlegkörben lesz, és mivel nagyon sok mérlegkör van egy szabályozási zónában, a rendszerirányítónak sok mérlegkört kell kiegyenlíteni. Ösztönzést kell adni tehát a lehető legjobb kiegyenlítésre. Erre szolgál a kiegyenlítési energia ára.
Mérlegkörfelelősi feladatok τ = idő, ¼ h
Rendszerirányító
Tervezet (D-1):
To(τ) = Fo(τ) – CSo(τ)
Kiegyenlítés:
Tény (D):
|K(τ)| =|(T(τ) – To(τ))| ⇒ min!
T(τ) = F(τ) – CS(τ)
mérlegkör
mérlegkörfelelős
∑T GGG
35. ábra menetrend
∑F
termelők
fogyasztók
A
B
megújuló
X mérlegkör
egyeztetett vétel
G
C D
G
kapcsolt
Y mérlegkör
kötelező, kvóta
Egyeztetés a külsőkkel:
célfüggvény
egyeztetett eladás
CS(τ) = A(τ) + B(τ) + C(τ) – D(τ)
A mérlegkör felelőse, a kereskedő vehet és eladhat a rendszerirányítónak. Ha vesz, akkor ez sokba kerül, vannak határok is (pl. 5% ), amely felett még többe. Ha pedig elad, akkor nem kap ért semmit vagy csak nagyon keveset (36. ábra). A kiegyenlítés a mérlegkörök felé „csak” egy mérésen és elszámoláson alapuló rendszer, amelyben gazdasági érdekeltség teremthető. A sok mérlegkör egyidejű, eredő kiegyenlítéséhez szerez be aztán a rendszerirányító szabályozási energiát a piacon.
Menetrend-kiegyenlítés
tervezett menetrend (To) tényleges teljesítmény
¼h ¼h ¼h
tervezett átlag ¼ h tényleges átlag ¼ h
MW
terv nagyobb (kör „elad”) tény nagyobb (kör „vesz”)
36. ábra
K,% 20
0
15 10
K
+
5
τ
0 10 -5
-
20
30
k, €cent/kWh
a kiegyenlítő energia ára
Érdemes megállni egy kicsit, hogy a tényekről ismereteket közvetítsünk. Egy hétköznapi menetrend-előrejelzés és a jelzettől való eltérés egy magyar mérlegkörnél (37. ábra) jól jellemzi a helyzetet. Egy nap van 96 negyedóra, minden negyedórának van egy fogyasztása – kWh-ban –előre jelzett és mért értékekkel. A negyedórás átlag persze MW-ban
21
is megadható, az időtengely pedig órában is skálázható, hogy a görbék alatti terület energiát jelentsen. Az ábrában jól látható, hogy a mérlegkörfelelős nem jelezte pontosan előre a fogyasztóinak várható együttes igényét, mert – szinte az egész nap alatt – többet igényelt a jelzettnél. Számolt azzal, hogy kiegyenlítő energiát kap a rendszerirányítótól. Amennyiben ezt 8-11 Ft/kWh-ért kapja, akkor talán jobban is jár, mintha saját forrásokból szerezné be az igényét, mintha pontosabban jelezné előre a várható igényeket. Amennyiben a kiegyenlítő energia ára nem elég ösztönző, hanem az ún. le- vagy felszabályozási költségekhez igazítják, akkor a kereskedő nem sokat
Fogyasztás-előrejelzés 84 000
egy egy mérlegkör mérlegkör munkanapon munkanapon
82 000 320
80 000 78 000
280
kWh
MW
37. ábra
kiegyenlítő energia
76 000
300
74 000 72 000 70 000 68 000
Tény Menetrend
66 000 260
64 000 93
89
85
81
77
73
69
65
61
57
53
49
45
41
37
33
29
25
21
17
9
13
5
1
62 000 negyedóra
0
6
12
18
24
idő, óra
MAVIR – Bertalan Zsolt
foglalkozik a várható igények pontosabb jelzésével, hanem alábecsül, és kiegyenlítő energiát vesz. A modell tehát nem jól működik, a kereskedő nem sokat kockáztat. Nagyon sok áramkereskedő van már az EU-25-ben, különösen azokban az országokban, ahol hamar kinyitották a piacot (38. ábra). Már középtávon jelentősen megnövekedhet az áramkereskedők száma, megjelenhetnek az áramtőzsdék a valódi piaci ár jelzésére (az óvatosabbaknál a „szervezett piacok” a spekuláció elkerülése érdekében), tehát a kereskedés jelentős szerephez juthat a teherelosztásban, a legjobb források megszerzésében, a legtöbb fogyasztó megszerzésében. Mindezt bonyolítja az EU belső piacának megnyitása úgy, hogy kapcsolatban maradhatunk olcsó keleti, bár szennyező forrásokkal is.
Áramkereskedők az EU-25-ben Ország
38. ábra
Kereskedő
Ország
Kereskedő
Németország
1050
Dánia
48
Lengyelország
475
Hollandia
36
Csehország
396
Litvánia
21
Olaszország
212
Belgium
17
Ausztria
144
Magyarország
15
Svédország
127
Luxemburg
12
Finnország
100
Görögország
11
Nagy-Britannia
91
Portugália
8
Észtország
87
Írország
6
Szlovákia
85
Ciprus
1
Spanyolország
69
Lettország
1
Szlovénia
68
Málta
Franciaország
67
ÖSSZESEN
VGB PowerTech 5/2004. p. 14.
22
1 3148
A kereskedői célfüggvény viszonylag egyszerű: a maximális haszon. A hálózat használatán nem lehet nyerni, hiszen a szállítás monopólium marad (39. ábra). Lehetőség van azonban az árambeszerzés befolyásolására, tehát a bel- és külföldi termelői források kiválasztására. Még több lehetőséget ad a marketing, a piacszerzés a biztonság és egyéb előnyök hangoztatásával. A kis-, közepes és nagyfogyasztók persze eltérő módon befolyásolhatják a költségtömbök rugalmasságát, de a legnagyobb tétel mindenképpen az árambeszerzés marad.
Áramkereskedők érdekeltsége
39. ábra
a költségtömb befolyásolhatósága
Forgalom:
lehet
100%
30%
8
2 1
11
30%
40%
nyereség értékesítés, marketing, elszámolás
1 5
8
2 alig lehet
45
nem lehet
36
12
16
árambeszerzés költségei
10
11
15
hálózathasználati díj
nagy
közepes
kis
17
átlagos
villamosenergia-fogyasztók et 2004, 1/2
Ki kell térni az egyre terjedő decentralizált ellátásra és a terjedő saját termelésre is (40. ábra). A technikai fejlődése itt már lehetővé tette a politikai akaratok teljesítését. Van már olyan ország, ahol a villamosenergia-ellátás 50%-ban decentralizált. Nálunk még a kiserőművek termelési részaránya alig 7%, de hamarosan ez is megugorhat.
Központi és elosztott termelés 220 - 400 kV 200 - 500 MW
G
G
G
központi termelés 120 kV 50-200 MW
40. ábra elosztóhálózat
G
G nagyfogyasztók
10 - 20 kV
1- 50 MW G
G
G
G G
saját termelés
G
saját termelés
0,4 kV < 1 MW G
G
G
kisfogyasztók
decentralizált termelés elosztott vagy beágyazott (fogyasztókhoz közeli) termelés A kiserőművek (gázmotorok, gázturbinák, mikro-, midi- és mini-turbinák, tüzelőanyagelemek, Stirling-motorok) a kisebb fogyasztóknál már saját ellátást, saját termelést tesznek
23
lehetővé úgy, hogy azért a saját célú hálózat kapcsolódik a közcélúhoz, tehát a frekvenciaés feszültségtartásban a saját termelők nem vesznek részt (ha csak nem alakítanak ki teljes szigetüzemet). A saját termeléssel aztán nagyon sok lehetőség adódik – természetesen a saját célok alapján: teljes ellátás, teljes vásárlás, részleges vásárlás, időszakos vásárlás (rövid kieséseknél) és eladás a saját igény kielégítésén felül. Mindezen lehetőségekhez (41. ábra) irányítási, tartaléktartási, vezérlési feladatok tartoznak. A saját erőművekre pedig ki fognak terjedni az 1-100 kW közötti termelési szabályok, melyekkel a mai magyar jogrend nem foglalkozik.
Saját termelés 120 kV
Mostanában: Mostanában: •• gőzturbinák, gőzturbinák,
41. ábra
közcélú hálózat
CCGT
földgáz
G
•• gázmotorok gázmotorok
G megújuló
összes igény vásárlással
Távlatban: Távlatban: •• napelemek, napelemek,
0,4 kV
•• gázturbinák, gázturbinák,
saját igény kielégítésére
sajátcélú hálózat 10 kV
•• mikro-gázturbinák, mikro-gázturbinák, •• tüzelőanyag-elemek tüzelőanyag-elemek
0,1÷50 MW
részben vétel, részben saját termelés
átmeneti vásárlás
a többlettermelés eladása eladás
vásárlás
saját igény 0
12
saját igényre szabályozott termelés
24 0
12
nem üzemelő saját erőművek, kényszervétel
saját igény
saját igény 24 0
12
részlegesen terhelhető saját erőművek
24 0
vásárlás
vásárlás
12
kis időre kiesett saját termelés, tartalékvétel
saját igény 24 0
12
24
kedvező feltétel a többlettermeléshez, értékesítés
A saját – kis- vagy törpeerőműves – termelők ezen kívül szinte teljes egészében kapcsolt termelésűek és gyakran megújuló forrásokat is használnak, és ezekre társadalmi, politikai célokból ösztönzések vonatkozhatnak – gazdasági jelzésekkel. Nem tekinthetünk el tehát a saját termelő kapcsolódásától, a kiserőművek hatásától sem. Az új jogrend kialakításakor a decentralizált rendszer (elosztott vagy fogyasztókhoz közeli termelés) létét éppen úgy tekintetbe kell venni, mint a saját termelést, a fogyasztó saját célfüggvényét (42. ábra).
Saját termelő kapcsolódása
kereskedők (mérlegkörfelelősök)
„A” kereskedő (mérlegkör)
42. ábra
„B” kereskedő (mérlegkör)
„C” kereskedő (mérlegkör)
szerződés tartalékra
értékesítés menetrenddel
vásárlás menetrenddel
G G G saját termelő saját fogyasztóval (almérlegkör almérlegkör))
Például: olajfinomító, vegyi üzem, cukorgyár, kórház, bevásárló központ
Célfüggvény: maximális biztonság és hosszú távú nyereség
24
Nem cél itt a megoldás lehetőségeinek a bemutatása, elegendő a figyelem felhívása. A szabályozási zónában a teljesen szabad piacon saját célfüggvények szerint tevékenykedő szereplők együttműködésének jogi szabályozásakor a fizikai szabályoknak még akkor is érvényesülniük kell, ha a legszélesebb körű decentralizálást tűzik célul. A „lefelé” való együttműködés szabályai nagyon fontosak.
7. Erőművek szabályozása A villamosenergia-rendszer szabályozásának elemzését a termelők irányításával kell befejezni. Az erőművekkel szabályoznak általában, nem a fogyasztókkal, bár velük is lehet. A fogyasztói befolyásolásra (DSM) azonban itt nem lehet kitérni, az túl messzire vezetne. Alapvető annak lerögzítése, hogy minden erőműegység szabályozható, csak ennek vannak korlátjai, feltételei és eltérő érdekeltségei. Minden gépegységet szabályoznak, mindegyiknek van valami szabályozási lehetősége. A legtöbb megújuló forrással működő erőművet csak „lefelé” lehet szabályozni. Az ellennyomású erőműegységeket a hőkiadásra szabályozzák, de a hőt lehet tárolni, a villanyt nem, ezért gyakran hőtárolókkal teszik a kapcsolt termelést szabályozhatóvá a villamos oldalon. Célszerű a villamos rendszer tekintetében négy erőműtípust megkülönböztetni (43. ábra):
1. 2. 3. 4.
szabályozható, irányítható, kényszermenetrendes és tartalék
erőműegységeket. A szabályozható egység villamos teljesítménye szabadon beállítható a pillanatnyi maximum (teljesítőképesség) és a minimum között (44. ábra). A legtöbb nagyerőmű ilyen. Az üzemi tartomány felett és alatt azonban van egy szabályozási tartalék is a primer vagy a szekunder tartalékhoz. Az üzemi tartományban előírnak ± %/min terhelésváltoztatási sebességet, amelynek értéke kis változási tartományokban sokkal nagyobb lehet a normál értéknél (a szabályozási tartalék területén). Menetrendkövetésre rendelkezésre áll az üzemi tartomány, amely akkor kedvezően nagy, ha a tartós minimális terhelés elég alacsony (pl. 25%). Ilyen gépegységek nélkül hőerőműves rendszerekben igen nehéz a menetrend követése, a forgó tartalékok tartása. Ezek legtöbbször szénhidrogén-tüzelésű blokkok, de lehetnek széntüzelésűek is.
Alapvető erőműtípusok
MW
szénhidrogéntüzelésű erőmű
atomerőmű
pl. megújuló MW
kapcsolt termelés
MW gázturbina
szélerőmű
idő
esetleges idő visszaterhelés
25
hőmérséklet- idő és szélfüggés
tény=0
hideg tartalék
perces
szabályzáshoz
tartalék
igénybe vehető
tény
üzemi min.
igénybe vehető
tény
alaperőmű
Tartalék Tartalék
tu rb in a
MW
min.
igénybe vehető
tény
üzemi
menetrendtartó
Kényszerű
gő z
43. ábra
Irányítható
tartalék
min.
igénybe vehető
Szabályozható
órás
parancs
indítás
idő
igénybe vehető teljesítőképesség - nettó
felső szabályozási határ szabályozási tartalék
üzemi tartomány
minimális tartós teljesítőképesség - nettó
maximális teljesítőképesség - nettó
44. ábra
beépített teljesítőképesség - nettó
Szabályozható erőműegység
megengedhető terhelésváltoztatási sebességek
menetrendkövetés
szabályozási tartalék
alsó szabályozási határ
teljesítőképességek, MW
Az irányítható erőműegységeket korlátozott mértékben lehet szabályozni. Ezek azok az alaperőművek, amelyeket nagy kihasználásra méreteztek, és nem érdemes őket kis terhelésen járatni (atomerőműves, lignittüzelésű és egyéb blokkok). Itt általában a visszaterhelés jön szóba a normál vezérlés (indítás, leállítás) mellett. A gyártók sokszor előírják a visszaterhelhetőség megengedhető mértékét, sebességét, gyakoriságát. A kényszermenetrendes erőműegységek legnagyobb villamos teljesítménye valamely olyan külső feltételtől függ, amely kívül esik a villamos rendszer érdekkörén. A megújuló források változó kínálata szabja meg például a szél-, a nap- és a folyami vízerőművek legnagyobb teljesítményét. Ellennyomású kapcsolt termelésben pedig a hőigény. Az adottságoktól függő maximumtól persze „lefelé” itt is el lehet térni, legfeljebb nem érdemes. Legtöbbször azonban az ilyen erőművek rugalmassága is megnövelhető (pl. hő- vagy víztárolással). Vannak eleve tartalékként épített erőművek, amelyeket csak vezérelnek: indítanak és leállítanak. Szabályozásra azért mód lehetne ezeknél is, csak a feltételek ezt nem teszik célszerűvé. Nézzük meg a néhány magyar nagyerőmű jellemzőit (45. ábra) - minimális, névleges és maximális teljesítőképességűket, a blokkszámot, az átlagos terhelésváltoztatási sebességet és egy blokk éves indításának számát! A paksi és a mátrai blokkok kimondottan alaperőműves, irányítható egységek, amelyeket célszerű teljes terhelésen üzemeltetni (áramdíjuk viszonylag kicsi). Kimondottan jól szabályozható egység kevés van ma rendszerünkben: a) a tíz dunamenti és tiszai 215 MW-os blokk; b) a csepeli CCGT-egység és c) néhány régi szénerőműves kisblokk, amelyek hamarosan leállnak. Korlátozott mértékben szabályozhatók a dunamenti, az újpesti, a kispesti, (2005-től) a kelenföldi és a debreceni CCGT egységek a hőkiadási feladatok ellátása miatt. A nyílt ciklusú gázturbinás blokkok pozitív perces (üzemzavari) tartalékok. Kényszermenetrendes egységeink zöme a kiserőmű kategóriába esik, és ma többnyire kötelező átvenni a termelésüket. Ma nincsenek hő- vagy víztárolós kiserőműveink, a kapcsolt termelés irányításában a hő játszik meghatározó szerepet. Semmi ösztönző sincs arra, hogy az ilyen blokkok részt vegyenek a szabályozásban vagy a menetrend követésében.
26
Irányítható magyar erőművek (2005-re felvett adatok a nagyerőművekre) Teljesítőképesség, MW
Erőmű
45. ábra
Blokk
Sebesség, %/min
Indítás
Megjegyzések
min.
névleg
max.
db
normál
gyors
db/a/blokk
Paks
320
470
480
4
-2
-
5-10
alaperőmű*
Duna F & Tisza
50
215
220
10
± 2,5
±5
25-50
szabályozó
Duna G1 & G2
120
200
210
2
±2
-
10-20
gőzkiadás**
Mátra kicsik
60
100
100
2
-2
-
20-30
alaperőmű
Mátra nagyok
90
212
215
3
-2
-
20-30
alaperőmű
Csepel, CCGT
150
390
400
1
± 2,5
±5
25-50
hőkiadással
Újpest, Kispest
50
110
120
2
±2
-
15-20
hőkiadás***
Kelenföld
100
190
200
1
±2
-
15-20
hőkiadás***
Debrecen DKCE
60
95
110
1
±2
-
15-20
hőkiadás***
Oroszlány
30
60
60
4
±2
±5
20-30
szabályozó
Tiszapalkonya
30
55
60
2
±2
±5
20-30
szabályozó
Pécs
30
60
60
1
±2
±5
20-30
V. géppel
Lőrinci
120
170
175
1
±5
± 10
50-80
+perces tart.
80
120
125
2
±5
± 10
50-80
+perces tart.
Litér, Sajószöged Megjegyzések:
* hetente egyszer max. 150 MW; ** gőzkiadástól függően; *** hőkiadástól függően
Meg kell nézni a tapasztalatok alapján az irányítható nagyerőművek idő és energia szerinti rendelkezésre állási mutatószámait, a tényleges indítási számokat is (46. ábra) ahhoz, hogy az erőműveinket a rendszer egészének szabályozhatósága tekintetében megítéljük.
Nagyerőművek indítása, megbízhatósága (2003-es adatok alapján a nagyerőművekre)
46. ábra
Blokk
Indítási szám
db
összes
egy blokk
Rendelkezésre állás, % időre / energiára
Paksi Atomerőmű
4
19
4,75
71,6 / 70,5
alaperőmű
Dunamenti „F” rész
6
105
17,50
86,0 / 86,0
szabályozó
Tisza II. Erőmű
4
81
20,25
72,1 / 64,6
szabályozó
Duna G1 & G2
4
55
13,75
91,7 / 83,8
gőzkiadás
Mátra kicsik (100 MW)
2
55
27,50
81,5 / 71,0
alaperőmű
Mátra nagyok
3
44
14,67
90,0 / 85,5
alaperőmű
Csepel, CCGT
3
108
36,00
98,4 / 98,4
hőkiadással
Újpest
1
89
89,00
91,9 / 89,1
hőkiadás
Kelenföld
5
57
11,40
82,8 / 66,5
hőkiadás
Debrecen DKCE
1
12
12,00
89,9 / 88,8
hőkiadás
Oroszlány
4
118
29,50
72,1 / 64,4
szabályozó
Tiszapalkonya
3
43
14,33
nincs adat
szabályozó
Pécs
3
67
22,33
70,1 / 55,7
hőkiadással
Lőrinci
1
27
27,00
98,0 / 86,9
+ perces tart.
1-1
18 - 15
18 - 15
41,9/30,1 – 98,5/100
+ perces tart.
Erőmű
Litér - Sajószöged
27
Megjegyzés
Megállapítható, hogy a régebbi egységek megbízhatósága, rendelkezésre állása nem a legkedvezőbb, és gyakran indítanak is szabályozható egységeket. Mivel mostanában az ösztönzők hatására elsősorban kiserőművek épülnek, így a meglévő erőmű-park csak korlátozottan lesz a közeljövőben alkalmas a rendszer kielégítő szabályozására. Végül azt is jelezni kell, hogy a jelenhez képest a jövőben milyen menetrend-követési tartományok várhatók és milyen sebességű terhelésváltozásra kell felkészülni (47. ábra).
47. ábra
napközi reggeli
Napi menetrend-követések, MW Indulásszám
Jelen: 2003-2004
Jövő: 2020
Max. db/nap
Terhelésnövekedés, MW
Terhelésnövekedés, MW
Jelen
Jövő
Tél
Ősz
Nyár
Tél
Ősz
Nyár
Munkanap
2
4
1300
1400
1500
1700
1850
2000
Hétvége
1
2
1000
1100
1200
1300
1450
1600
Hétfő
3
5
1700
1800
1900
2200
2350
2500
Munkanap
0
1
500
400
300
700
550
400
Hétvége
1
2
700
600
500
900
800
700
Hétfő
0
1
600
500
400
800
700
600
Munkanapi maximális
9 - 10 MW/min
13 - 14 MW/min
5 - 6 MW/min
7 - 8 MW/min
11 - 12 MW/min
15 - 17 MW/min
Hétvégi maximális Hétfő reggeli maximális
Az új erőművek építésekor várható követelményeket ezzel jellemeztük a befektetők részére. Ki lehet számítani könnyen, hogy kellenek új, jól szabályozható erőművek: gyorsan indíthatók, kicsi a minimális tartós terhelésük részaránya, nagy a teljesítmény-változtatási sebességük, nem nagy az indítási veszteségük.
Várható növekményköltségek Erőműtípus
48. ábra
Hatásfok
Beszerzés
Energiaár
Egyéb
Változó költség
%
EUR/GJ
EUR/MWh
EUR/MWh
EUR/MWh
Szél, víz, nap
100
0
0
8
~8
Fa, faapríték
30
4
48
6
~ 54
Szalma, energianövény
30
6
72
6
~ 78
Hulladék
25
-0,1
-1,4
12
~ 10
Atomerőmű
33
0,1
1,1
9
~ 10
Ligniterőmű**
42
1,5
12,9
8
~ 20
Feketeszén-erőmű**
45
2,5
20,0
6
~ 26
Kapcsolt termelés*
80
5
22,5
4
~ 27
Földgáztüzelés***
55
5
32,7
4
~ 37
Olajtüzelés****
36
5
50,0
5
~ 55
Gázturbina olajjal*****
32
10
112,5
3
~ 115
Megjegyzések: * földgázzal; ** CO2-költség nélkül; *** CCGT kondenzáció; **** hagyományos olajtüzelés (ETO); ***** nyílt ciklusú gázturbina gázolajjal VGB PowerTech, 6/2004.
28
Természetesen nem csak földgáztüzelésű, hanem például feketeszén-tüzelésű egységek is szóba jöhetnek. Nem kerülhető el előbb, vagy utóbb az sem, hogy valamilyen tárolós erőmű, például szivattyús, tárolós vízerőmű épüljön hazánkban, a szabályozási zónánkban. Fel kell hívni a figyelmet arra, hogy a mérlegkörös, liberalizált rendszerben is alapvető fontossága van az ún. növekményköltség-alapú energiaáraknak. A kereskedők éppen úgy optimálnak, mint régen a rendszer egészét gazdaságilag is irányítók. Ide tartozik minden teljesítménnyel arányos, azzal közel lineárisan változó költség, elsősorban a felhasznált primer energia beszerzésének változó költsége (a lekötési díj például nem). Természetesen a jövőre nézve csak tájékoztató adatok adhatók (48. ábra), és nagyon sok függ például a széndioxidadótól is. A kötelező átvételek (megújuló, kapcsolt) vagy a kvótás, bizonyítványos rendszerek miatt is megváltozhat ez a sorrend, de ennek a rendszer szabályozására gyakorolt hatása ma még nem jelezhető előre.
8. Összefoglalás A villamosenergia-rendszer fizikai szabályozásában nem, de jogi szabályozásában már jelentős változások várhatók a közeljövőben. Ez az ábrákkal díszített rövid leírás csak felhívta a figyelmet arra, hogy a működési modell kialakításakor, jövőbeni formálásakor milyen tényezőkre kell kitérni. Teljességre nem tudtunk törekedni, mert nem tankönyvet akartunk írni, hanem csak figyelemfelkeltő képeskönyvet, mely könnyebben kezelhető, mint az energetikai „alkotmány”. A 2003. évi adatokkal és a 2004. év első felének tényeivel – szintén ábrákkal és táblázatokkal – a VI. fejezetben találkozhat az olvasó. Példákat ezért tényszámokkal itt nem mutattunk be, inkább a várható jövőt elemeztük. A villamosenergia-rendszer szabályozásának jó vagy elégtelen ismerte hatással lehet a jogszabályok alkotására is, ezért tértünk ki – az egyszerű képek és tájékoztató táblázatok segítségével – a részletekre, de nem tudtunk minden érdekes részletet bemutatni. Az iparági szereplők segíthetnek. Kérjük az észrevételeket! Fel kell hívni a figyelmet arra, hogy a kereskedői irányításokba, az egyes mérlegkörök hosszabb távú jövőjébe nem lehetett elmerülni, hiszen minden kereskedő maga köti a szerződéseit mind a forrásokkal, mind a fogyasztókkal. Nem ismerhetjük sem a kereskedők szerződéseit, sem a várható kockázatvállalási képességüket. Stratégiájukat és taktikájukat maguk alakítják úgy, hogy a megfelelő biztonságú és olcsó villannyal hosszú távon megfeleljenek tulajdonosi érdekeltségüknek - adott esetben például a részvényesi értéket maximálják. Ebbe a célfüggvénybe már nem tudtunk belemenni. A gazdasági, jogi szabályzások részletei messze vezetnének ...
9. Állásfoglalás Az érvényes jogrend alapján nem könnyű a villamosenergia-rendszer irányítását optimálni, de a változások reményt adnak ahhoz, hogy az egész magyar szabályozási zóna szabályozásához kedvező feltételeket fognak teremteni. Elsősorban a rugalmas, jól szabályozható erőművekből kell több. Megfontolandó egy szivattyús, tárolós vízerőmű létesítéséhez az állami ösztönzés rendszerének kellő pontosítása. A kapcsolt termelés és a megújulók használata nehezíti a legkedvezőbb szabályozás kialakítását, így azok ösztönzését összhangba kell hozni a rendszer irányításának javítására vonatkozó intézkedésekkel. Lényeges, hogy a kereskedők importból való vásárlásakor is érvényesüljenek a gazdasági ösztönzők a kiegyenlítéshez, a menetrend tartásához. Meg kell oldani végül a decentralizált, elosztott termelés elterjedésével járó irányítási gondokat is a megfelelő jogszabályalakítással.
29
