Model optymalizujący rezydualne zapotrzebowanie na moc

Na poczet niniejszej pracy został stworzony autorski model optymalizacji dobowych krzywych rezydualnych (Lres) w horyzoncie do 2030 roku. Ilustracją funkcji celu modelu jest zapis w postaci:

[𝑚𝑎𝑥_{𝑡∈(1,…,24)}(𝐿_𝑟𝑒𝑠(𝑡)) − 𝑚𝑖𝑛_{𝑡∈(1,…,24)}(𝐿_𝑟𝑒𝑠(𝑡))]  min (2.1)

Celem modelu jest osiągnięcie jak najmniejszej rozpiętości pomiędzy obciążeniem systemu w czasie doliny nocnej i szczytu dziennego, co można określić jako swego rodzaju spłaszczanie krzywej obciążenia. W modelu założono, że w horyzoncie 2030 roku oprócz jednostek będących w budowie nie będą powstawały nowe źródła węglowe. Istniejące oraz aktualnie w budowie elektrownie potraktowane są jako zadane, nie występuje już więc możliwość optymalizacji poniesionych kosztów inwestycyjnych (CAPEX). Profil krzywych obciążenia KSE modyfikowany jest przez dobieranie poziomu generacji instalacji fotowoltaicznych (PV), elektrowni wodnych szczytowo-pompowych (ESP), elektrociepłowni (CHP) wyposażonych w magazyny energii cieplej, wykorzystanie magazynów energii oraz redukcję obciążenia poprzez zarządzanie stroną popytu (DSM). Podstawa zapotrzebowania (baseload) pokrywana jest poprzez istniejące oraz obecnie budowane źródła konwencjonalne, uzupełniane przez planowane morskie jednostki wiatrowe (offshore). Odpowiednie sterowanie elementami systemu i właściwie dobrany miks wytwarzania pozwala na osiągnięcie optymalnych parametrów pracy jednostek konwencjonalnych (rozpiętość krzywej rezydualnej pomiędzy doliną a szczytem utrzymywana na jak najniższym poziomie) i prowadzi do minimalizacji kosztów operacyjnych (OPEX). Działanie autorskiego modelu opisuje algorytm przedstawiony na Rys. 5 Punktem wyjściowym jest wybrana, bazowa krzywa obciążenia KSE. Analizie poddano wybrane krzywe KSE w okresach 2013-2017 oraz prognozowane dla 2030 r. W kolejnych krokach ustala się poziom produkcji różnych źródeł tak aby osiągając najniższe różnice w krzywej rezydualnej.

34

Rys. 5. Algorytm opisujący działanie modelu

Nie

Zastosuj DSM

Tak

Tak

Czy osiągnięto najniższą rozpiętość krzywej rezydualnej pomiędzy

doliną nocną a szczytem Zastosuj DSM

Wypełnij krzywą rezydualną jednostkami konwencjonalnymi. Czy spełnione minimum techniczne bloków?

Zmodyfikowana krzywa rezydualna w dniu "n"

Nie

Dodaj magazyny en. elektrycznej Dostosuj produkcję ESP Dostosuj produkcję ESP Dostosuj produkcję CHP oraz magazynowanie ciepła Krzywa KSE w dniu "n" Sczytaj moc max oraz min

Tak Nie _{Pora roku lato?}

(zima/lato) Wprowadź moc zainstalowaną w PV Nie Nie

35

W pierwszym kroku sczytywane są informacje o minimalnym i maksymalnym obciążeniu systemu w danej dobie. Następnie dobierana jest moc zainstalowana w elektrowniach fotowoltaicznych (moc ta może być sukcesywnie powiększana). W zależności od pory roku model przewiduje różne działania w celu wypłaszczenia krzywej rezydualnej. W okresie letnim, oprócz odpowiedniego doboru mocy w instalacjach PV wypełniających południowe szyty zapotrzebowania, krzywa obciążenia KSE modyfikowana jest głównie poprzez odpowiednie sterowanie elektrowniami wodnymi szczytowo-pompowymi. Mogą one oddawać lub pobierać z systemu +/- 1 756MW dziennie. Założono, że praca pompowa przeprowadzana jest z pełną mocą, natomiast praca turbinowa dobierana jest tak, aby w jak największym stopniu wyrównać krzywą rezydualną. Model dopuszcza różne poziomy pracy ESP w poszczególnych godzinach. Modyfikacja profilu krzywej rezydualnej nie jest możliwa w momencie wystąpienia ograniczeń technicznych (ograniczenie mocowe lub pojemnościowe zbiorników wody wynoszące max. 10 000MWh) Ponadto, wykorzystane mogą być magazyny energii elektrycznej. W okresie zimowym, w którym produkcja energii elektrycznej z elektrowni słonecznych jest marginalna, odpowiednio dobierana jest moc w elektrociepłowniach. Dobierane są również magazyny energii cieplnej pozwalające częściowo zsynchronizować produkcję energii elektrycznej w jednostkach CHP ze szczytem zapotrzebowania. W okresie tym również ESP mogą optymalizować krzywą rezydualną. W obydwu sezonach może nastąpić redukcja obciążenia KSE poprzez zarządzanie stroną podaży (Wyrwa, 2009). W końcowym etapie zapotrzebowanie na moc wyrażone poprzez krzywą rezydualną pokrywane jest poprzez produkcję w jednostkach konwencjonalnych. Dodatkowym ograniczeniem modelu jest to, aby minimum techniczne pracujących bloków konwencjonalnych wynosiło co najmniej 55% mocy zainstalowanej.

36

W przypadku wykorzystania elektrowni wodnych szczytowo-pompowych (ESP) w zależności od ich pracy moc pobierana lub oddawana do KSE opisana jest wzorami:

𝐸𝑆𝑃_𝑝𝑜𝑚= ^{𝛾𝑄∆𝐻}_Ƞ

𝑝𝑜𝑚 (2.2)

𝐸𝑆𝑃_𝑡𝑢𝑟= 𝛾𝑄∆𝐻 Ƞ_𝑡𝑢𝑟 (2.3)

gdzie:

ESPpom –moc pobierana z KSE w trybie pracy pompowej [MW],

ESPtur – moc oddawana do KSE w trybie generacji – pracy turbinowej [MW], 𝛾 – ciężar właściwy wody [N/m3]

Q - objętościowe natężenie przepływu wody [m3/s] H – spad wody [m],

Ƞ– współczynnik sprawności zespołu pompowego bądź zespołu turbina – generator

W przypadku uwzględnienia jedynie elektrowni szczytowo-pompowych rezydualna krzywa obciążenia definiowana jest jako:

𝐿_𝑟𝑒𝑠(𝑡) = 𝐿_𝐾𝑆𝐸(𝑡) + 𝐸𝑆𝑃_𝑝𝑜𝑚(𝑡) − 𝐸𝑆𝑃_𝑡𝑢𝑟(𝑡) (2.4)

gdzie:

t – godziny doby, 1–24 [h],

Lres – wartość krzywej rezydualnej KSE w danej dobie o godz. t, LKSE – wartość krzywej KSE w danej dobie o godz. t.

Przy uwzględnieniu generacji z instalacji fotowoltaicznych, elektrociepłowni oraz zarządzania stroną popytu formuła ma postać:

𝐿_𝑟𝑒𝑠(𝑡) = 𝐿_𝐾𝑆𝐸(𝑡) +^𝑃𝑉𝑔𝑒𝑛^𝐷𝐸(𝑡)

𝑃𝑉_𝑡𝑜𝑡^𝐷𝐸 ∗ 𝑃𝑉_𝑡𝑜𝑡^𝑃𝐿 + 𝐸𝑆𝑃_𝑝𝑜𝑚(𝑡) − 𝐸𝑆𝑃_𝑡𝑢𝑟(𝑡) − 𝐶𝐻𝑃(𝑡) − 𝐷𝑆𝑀(𝑡) (2.5)

gdzie:

Lres – wartość krzywej rezydualnej KSE w danej dobie o godz. t, LKSE – wartość krzywej KSE w danej dobie o godz. t,

37 𝑃𝑉_𝑔𝑒𝑛^𝐷𝐸 – całkowita moc zainstalowana w PV rynku niemieckiego,

𝑃𝑉_𝑡𝑜𝑡^𝑃𝐿 – przyjęty do danej symulacji poziom mocy zainstalowanej w PV, ESPpom – ESP praca pompowa,

ESPtur – ESP praca turbinowa,

CHP – produkcja energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem, opcjonalnie, przy zastosowaniu magazynów ciepłą,

DSM – redukcja obciążenia KSE poprzez zarządzanie stroną podaży.

W Tab. 13 pokazano przykładowo wyciąg z uproszczonej wersji modelu, gdzie widoczne jest, jak zmieniała się rozpiętość krzywej rezydualnej w przypadku zmiany tylko jednego parametru, w tym przypadku poziomu PV w okresie letnim.

Tabela 13 Wyciąg z modelu symulacji krzywej rezydualnej dla lata 203 roku (scenariusz pośredni)

W przeprowadzonej symulacji poprzez stopniowe dodawanie PV widoczny jest wpływ na rozpiętość krzywej rezydualnej wyrażony ilorazem min/max. Bez udziału PV przy KSE0 wartość minimalna spada do 64,4% wartości maksymalnej. Przy stopniowym zastosowaniu PV wskaźnik min/max stopniowo rośnie do poziomu 79,9%. Po przekroczeniu 14,4 GW PV wskaźnik ponownie zaczyna spadać. W ten sposób model symuluje optymalny poziom PV.

h KSE0 Scenariusz pośredni '30 (lato) 3 GW PV 5 GW PV 10 GW PV 14,4 GW PV 16 GW PV 17 GW PV 18 GW PV 19 GW PV 20 GW PV 25 GW PV 1 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 19 599 2 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 18 862 … 23 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 22 467 24 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 21 126 Min 18 556 18 556 18 556 18 556 18 556 18 540 17 925 17 311 16 697 16 083 12 952 Max 28 805 26 919 25 679 23 230 23 228 23 227 23 226 23 226 23 225 23 225 23 222 Delta 10 248 8 363 7 123 4 674 4 671 4 687 5 301 5 914 6 528 7 142 10 270 min/max 64,4% 68,9% 72,3% 79,9% 79,9% 79,8% 77,2% 74,5% 71,9% 69,2% 55,8%

38

2.2.2. Prognozy krzywych zapotrzebowania na moc dla 2030 r.