Mariusz Talaga, Adrian Halinka 

Artykuł odnosi się do posługiwania się pojęciem niestabilności pracy odnawialnych źródeł energii (OZE). Często w opracowaniach spotyka się takie pojęcie, szczególnie w kontekście oceny stabilności pracy systemów elektroenergetycznych (SEE), których takie źródła są składnikami. W literaturze dotyczącej tego tematu termin „niestabilne źródło OZE” bywa używany w różnych kontekstach i dla różnych horyzontów czasowych, co może prowadzić do niejednoznaczności. Autorzy artykułu proponują sformułowania i określenia, które mają na celu precyzyjniejsze określenie charakteru i warunków pracy tych źródeł w systemie elektroenergetycznym.

W artykule skoncentrowano się przede wszystkim na krótkookresowej obserwowalności zachowań OZE. Dla przyjętych analiz czasowych zaproponowano użycie wskaźników wykorzystujących sygnały pomiarowe, tj. napięcia, częstotliwość i moce. Pozwala to m.in. na monitorowanie warunków pracy sieci, podniesienie świadomości sytuacyjnej dla operatora, detekcji uszkodzeń lub błędnego działania sterowników OZE w nadzorowanej sieci elektroenergetycznej. Zaprezentowano przykładowe wyniki pomiarów i rejestracji dla małego źródła OZE.

1. Wprowadzenie

Warunki pracy systemu elektroenergetycznego (SEE), a co za tym idzie jego struktura topologiczna i funkcjonalna, ulegają głębokim przemianom spowodowanym m.in. transformacją energetyczną, w której akcentuje się znaczący udział w produkcji energii elektrycznej źródeł odnawialnych, w tym fotowoltaicznych i wiatrowych. Zgodnie z projektem strategii rozwoju polskiej energetyki do 2040 roku, opracowanym przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska, transformacja energetyczna będzie opierać się na trzech filarach: sprawiedliwej transformacji, zeroemisyjności i dobrej jakości powietrza. Rynek energii elektrycznej będzie ulegał dalszej liberalizacji, m.in. poprzez wzmocnienie roli i aktywności w nim odbiorców, działań na rynku bilansującym i rynku usług systemowych oraz dalszy rozwój energetyki prosumenckiej (np. Program Mój Prąd). Konsekwencją tych działań będzie znaczący wzrost udziału odnawialnych źródeł energii w miksie energetycznym.

Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku zakłada dalszy wzrost udziału OZE – celem jest co najmniej 23 procent udział OZE w finalnym zużyciu energii brutto już w 2030 r. Udział węgla w produkcji energii elektrycznej ma sukcesywnie spadać, aby w 2040 r. (przy scenariuszu wysokich cen uprawnień emisji CO2) osiągnąć 11 procent [1].

Zwiększająca się liczba zdecentralizowanych jednostek generacyjnych w postaci odnawialnych źródeł energii (OZE), o zmiennej w czasie (zależnej od warunków pogodowych) produkcji energii elektrycznej, powoduje, że wzajemne interakcje elementów sieci elektroenergetycznej mają charakter bardziej złożony, co ma bezpośredni wpływ na zachowanie stabilności pracy takiej sieci czy całego systemu elektroenergetycznego. Rosnący udział energii elektrycznej pochodzącej z OZE w sieci dystrybucyjnej powoduje wzrost częstości występowania tzw. „backflow”, czyli przepływu zwrotnego energii w kierunku sieci przesyłowej, co może destabilizować pracę systemu elektroenergetycznego, a w konsekwencji prowadzić do lokalnych wyłączeń lub obniżenia jakości dostarczanej energii [2].

2. Stabilność systemu elektroenergetycznego

System elektroenergetyczny lub wyodrębniona z niego sieć elektroenergetyczna jest postrzegana jako układ nieliniowy dynamiczny. Ogólnie stabilność SEE jest rozumiana jako jego zdolność do utrzymania określonego stanu po wystąpieniu zakłócenia. Stan SEE jest określony wieloma zmiennymi stanu, a w szczególności wartościami modułu i argumentu napięć w węzłach sieci WN oraz wartością częstotliwości w SEE [3]. W zależności od przyjętych kryteriów wyróżnia się następujące rodzaje stabilności [3]:

• ze względu na wielkości elektryczne: stabilność kątową, częstotliwościową i napięciową;
• ze względu na wielkość zakłócenia: stabilność lokalną oraz stabilność globalną;
• ze względu na kryterium czasu zjawisk: stabilność krótkookresową oraz stabilność długookresową.

Badania, analizy i ocena stabilności pracy systemów elektroenergetycznych rozumianych jako wielkoskalowe obszary połączone synchronicznie, np. obszar kontynentalnej Europy (ENTSO-E) czy wybrane obszary systemu (system krajowy, OSD itp.), koncentrują się przede wszystkim na ocenie [4]:

• stabilności częstotliwościowej – poprzez badania symulacyjne dynamiczne w dziedzinie czasu w zakresie stałych czasowych od pojedynczych milisekund, z uwzględnieniem zjawisk i układów automatyki mających wpływ na zdolność systemu do utrzymania częstotliwości w zadanym przedziale dopuszczalnej zmienności;
• stabilności napięciowej – obejmujące symulacje
• statyczne i dynamiczne w dziedzinie czasu;

• stabilności przejściowej – obejmujące symulacje dynamiczne w dziedzinie czasu w zakresie stałych czasowych od pojedynczych milisekund. Badana jest zdolność do pozostawania w synchronizmie połączonych ze sobą generatorów synchronicznych. Problem stabilności kątowej związany jest z badaniami oscylacji elektromechanicznych. Wyznaczane są m.in. krytyczne czasy trwania zwarcia, pozwalające na określenie zapasu stabilności;

• stabilności małosygnałowej – obejmującej głównie symulacje dynamiczne w dziedzinie częstotliwości z wykorzystaniem zlinearyzowanego modelu badanego systemu elektroenergetycznego. W ramach tego typu analiz wyznaczane są tak zwane mody (oscylacje) o charakterze lokalnym oraz globalnym wraz z ich częstotliwością i współczynnikiem tłumienia oraz stopniem zaangażowania poszczególnych jednostek (lub całych obszarów).

Przytoczone treści wskazują, że pojęcie stabilności odnosi się do bardziej lub mniej złożonych układów elektroenergetycznych składających się z wzajemnie połączonych elektrycznie elementów współpracujących ze sobą w celu osiągnięcia zamierzonego, wspólnego celu. Zatem odnoszenie się do pojedynczych źródeł OZE jako elementów stabilnych lub niestabilnych nie jest właściwe. Można odnosić się do stabilności obszaru sieciowego (systemu) zawierającego w swojej strukturze źródła OZE (o małym, średnim lub dużym nasyceniu), których obecność ma wpływ na zachowanie warunków stabilnościowych sieci elektroenergetycznej.

Obserwowany, rosnący udział produkcji energii elektrycznej w SEE z OZE zarówno na poziomie sieci dystrybucyjnej, jak i przesyłowej, generuje wyzwania związane z integracją takiej sieci, a co za tym idzie oceną warunków stabilnościowych jej pracy. Podejście tradycyjne, bazujące na uproszczonych modelach sieci w badaniach symulacyjnych stabilności, w wielu przypadkach nie pozwala na odwzorowanie dynamiki zachowania układów energoelektronicznych (konwerterów) stosowanych w wielkoskalowych źródłach OZE, a co za tym idzie, wzrasta niepewność oszacowania dynamiki zachowania SEE o dużym udziale takich źródeł. Wykorzystanie dokładniejszych symulacji pracy złożonych systemów (dużych sieci), opartych o elektromagnetyczne modele przejściowe, wymagają dużych mocy obliczeniowych. Symulacje takie są złożone obliczeniowo i przy konieczności przeprowadzania setek scenariuszy dla każdego przypadku stają się niepraktyczne. Prowadzone są prace badawcze, m.in. w ramach projektu TenSyGrid (Tensors for System Analysis of Converter-dominated Power Grids) mające na celu opracowanie zestawu narzędzi symulacyjnych pozwalających na ocenę stabilności dużych sieci elektroenergetycznych przy użyciu modeli wieloliniowych, ujmujących złożoność dynamiki jej elementów i układów. Efektem badań w ramach projektu ma być wsparcie operatorów sieci w ocenie dużych sieci energetycznych zasilanych głównie energią odnawialną [5].

Wielka liczba źródeł typu OZE o zmiennej dostępności energii pierwotnej, często o nieznanych ustawieniach wewnętrznych regulatorów (szczególnie indywidualnych instalacji OZE), komplikuje opracowywanie modeli symulacyjnych. Zauważa się również potrzebę walidacji tych modeli [8] i/lub wyznaczania i bieżącego dostrajania ich parametrów na podstawie rejestracji synchronicznych pomiarów obszarowych z wykorzystaniem urządzeń PMU (Phasor Measurement Unit). W ramach badań, których wyniki przedstawiono w artykule, realizowano działania w zakresie modułu „Measurement” oraz „Historical Load Data” procesu przedstawionego na rysunku 1.

Obserwowalna zmienność i fluktuacja produkcji energii elektrycznej, szczególnie z farm fotowoltaicznych i wiatrowych, utrudnia pełne wykorzystanie potencjału energii odnawialnej. Kluczowe wydaje się właściwe zarządzanie produkcją energii z takich źródeł w kontekście zapewnienia stabilności pracy SEE.

3. Wyzwania związane z pracą OZE w SEE

Jako podstawowe wyzwania związane z produkcją energii elektrycznej przez źródła OZE wymienia się: problem niezbilansowania wytworzonej energii w miejscu jej wyprodukowania (dotyczy szczególnie zagęszczenia na małym obszarze liczby mikroinstalacji) oraz problemy z ciągłością produkcji energii z użyciem OZE. Zagadnienia te mają duży wpływ na zachowanie warunków stabilnej pracy takich sieci. W literaturze [2, 5, 6] można spotkać szereg propozycji minimalizujących wymienione problemy. Należy do nich m.in.:

• magazyny energii, w tym technologie magazynowania energii w czasie rzeczywistym, takie jak cewki nadprzewodzące i superkondensatory;
• współpraca magazynów energii w ramach elastycznego zarządzania popytem (Demand Side Response). W mechanizmach DSR kluczową rolę pełnią wirtualne elektrownie (VPP), działając jako pośrednik między wytwórcami a odbiorcami energii. Dzięki zaawansowanemu zarządzaniu rozproszonymi źródłami energii oraz integracji magazynów energii, VPP znacząco wpływają na bilansowanie systemu elektroenergetycznego. Poprzez inteligentne zarządzanie zużyciem energii, VPP może wygładzać krzywą zapotrzebowania, „ścinając szczyty” w godzinach największego zapotrzebowania i „wypełniając doliny” w okresach mniejszego zużycia [2];
• rozwój sieci klasy smart;
• współdziałanie źródeł odnawialnych z konwencjonalnymi źródłami energii, w przyszłości wykorzystywanych jako źródła podszczytowe, tj. pracujące z ograniczoną mocą i częściej zatrzymywane, uruchamiane ponownie, kiedy rośnie zapotrzebowanie na moc w systemie;
• wykorzystanie źródeł kogeneracyjnych lub źródeł jądrowych o niskim śladzie węglowym;
• wykorzystanie układów CHP (Combined Heat and Power), umożliwiających osiągnięcie dużej elastyczności pracy przy zmiennym obciążeniu, zapewniając stabilne wsparcie dla źródeł odnawialnych. Istotne jest, że produkcja energii w takich jednostkach może odbywać się wykorzystując jako paliwo wodór czy biometan [6];
• modernizacja infrastruktury sieciowej.

Przedstawione treści wskazują, że charakter pracy źródeł OZE stanowi duże wyzwanie dla zapewnienia stabilnej pracy SEE lub jego wyodrębnionych obszarów. Jednak częste posługiwanie się sformułowaniem źródło niestabilne w kontekście źródeł odnawialnych, przede wszystkim w postaci farm wiatrowych lub fotowoltaicznych, nie jest sformułowaniem właściwym. Cechy stabilnościowe, ich analiza i ocena są przypisane złożonym układom elektroenergetycznym, a nie elementom jednostkowym.

Warunki pracy, jak i lokalizacja zarówno źródeł konwencjonalnych, jak i OZE, mają różny wpływ na ocenę spełnienia warunków stabilnościowych pracy SEE. Zatem cechy stabilności nie można indywidualnie przypisać do samego źródła energii. Natomiast można zauważyć pewien wpływ generacji OZE na ogólne obniżenie stabilności SEE. Stosowanie przekształtników statycznych w OZE zmniejsza bowiem w sposób globalny stałą elektromechaniczną SEE traktowaną jako inercję.

W powszechnym użyciu pojęcie niestabilności OZE zwykle dotyczy jednak innej cechy tego rodzaju źródeł. Mianowicie, określenie to zazwyczaj wiązane jest ze zmiennością dostępności energii pierwotnej wykorzystywanej przez OZE. W tym kontekście źródło to posiada właściwość ograniczonej mocy dyspozycyjnej zmiennej w czasie, a więc cechuje się zmiennością mocy generowanej (rys. 2). Jednak należy zauważyć, że pewnego rodzaju zmienność jest również cechą właściwą po stronie odbiorców energii elektrycznej (rys. 3).

Zatem zmienność jest naturalną cechą SEE. Zmienność tę można rozpatrywać w różnych horyzontach czasu, od długoterminowych (pory roku), poprzez tygodniowe i dzienne do sekundowych porównywalnych ze stałą czasową inercją SEE, a nawet milisekundowych odpowiadających czasom regulacji urządzeń energoelektronicznych.

Zmienność długoterminowa jest uwzględniona przez operatorów systemów, którzy odpowiednio reagują na zmiany zapotrzebowania po stronie popytowej, zarządzając zasobami po stronie generacji w granicach mocy dysponowanej (dostępnej). W przypadku OZE dostępność energii pierwotnej jest przewidywalna w horyzoncie czasu rzędu dni, szczególnie na dużym obszarze.

Wskaźnik oparty na różnicy pomiędzy prognozą dostępności energii pierwotnej a rzeczywistą mocą dyspozycyjną może być wykorzystany do oceny jakości predykcji dostępności energii oraz charakteryzować dane OZE w miejscu zainstalowania. W analizie krótkoterminowej (interwały minutowe) do oceny zmienności proponuje się zastosować parametr określający fluktuację wielkości elektrycznych OZE. Można założyć, że wskaźnik ten będzie charakteryzował duże źródła jako te z mniejszą fluktuacją.

W przypadku małych OZE, szczególnie energetyki prosumenckiej, operator nie ma wpływu na wielkość generacji, może to być powodem lokalnego przeciążenia systemu oraz wyłączeń OZE zwiększając wskaźnik fluktuacji dla tego źródła. Zmienność parametrów pracy małych źródeł jest dodatkowo spotęgowana poprzez lokalne zmiany warunków pogodowych. Zmienność krótkookresowa OZE zwykle nie jest postrzegana jako cecha istotna, wydaje się jednak, że może mieć wpływ na działanie różnego rodzaju automatyki i wpływać na stabilność lokalną konkretnej sieci.

4. Badania i analiza wyników

W dalszej części artykułu zostaną przedstawione i omówione wyniki badań (w oparciu o pomiary lokalne) wybranych „cech” elementu sieciowego zawierającego OZE, charakteryzującego się fluktuacją produkcji energii elektrycznej.

W ramach badań przeprowadzono powtarzalne rejestracje sygnałów pomiarowych napięć i prądów fazowych oraz wyznaczano wartości częstotliwości, mocy czynnej i biernej. W tym celu wykorzystano rejestrator RZ50 [9] dopuszczony do stosowania w stacjach PSE najwyższych napięć [10]. W urządzeniu aktywowano funkcję PMU oraz rejestrację permanentną strumienia danych. Częstość raportowania wyników sparametryzowano na 50 pomiarów w ciągu sekundy. Na podstawie uzyskanych danych wyznaczano przebieg czasowy wyznaczanych parametrów fazorów wielkości elektrycznych. Pomiary prądów i napięć, obliczenia mocy (czynnej i biernej) oraz częstotliwości realizowano dla układu źródła PV niskiego napięcia o mocy znamionowej 6,3 kW przyłączonego do miejskiej sieci dystrybucyjnej.

Uzyskane przebiegi czasowe obserwowanych w różnych przedziałach czasowych wielkości elektrycznych poddano uśrednieniu, przyjmując różne interwały czasu tsr wykorzystanego w procedurze uśredniającej. Ponadto dla danej chwili identyfikowano wartość maksymalną/minimalną wyznaczanej wielkości. Uzyskane wartości uśrednione, dla różnych czasów tsr, następnie wykorzystano w procesie wyznaczenia zależności obrazującej różnicowanie zmian tych wartości w kolejnych interwałach czasu. Działania te, przy wykorzystaniu krótkich czasów tsr (minutowych), pozwalają określić poziom fluktuacji zmian obserwowanych sygnałów w kolejnych przedziałach czasowych, zaś wykorzystanie dłuższych czasów tsr (godzinowych) obrazują zmiany produkowanej mocy oraz zmienność napięć i prądów źródła PV. Uzyskane rezultaty pozwalają, np. w przypadku mocy czynnej, częstotliwości, napięcia, szacować poziom wpływu warunków pracy układów sieciowych ze źródłami PV lub samych źródeł odnawialnych (farmy PV) na zachowanie warunków stabilnościowych obszaru sieciowego zawierającego badane układy.

Dla przypadku obserwacji warunków pracy źródła PV niskiego napięcia wynoszącej 10 godzin, uzyskane rezultaty wartości chwilowych przedstawiono na rysunkach 4, 5 i 6. Na rysunkach przedstawiono również przebieg czasowy obliczonych wartości średnich tych wielkości z wykorzystaniem uśredniania w interwałach 1 minutowych (uśrednianie pakietów 3000 danych pomiarowych). Przedstawione wyniki pokazują dużą fluktuację (dynamikę) w czasie produkowanej mocy czynnej (rys. 5a) i napięć fazowych – różną dla każdej z faz (rys. 6). Zaobserwowano również wielokrotne – o dużych wartościach skrajnych (max/min) – zmiany wielkości chwilowych. Stany nieustalone obserwowanych wielkości są m.in. efektem wysterowania prądów inwerterów źródeł PV charakteryzujących się szybką reakcją na zmiany napięć fazowych.

Obserwacja przebiegu częstotliwości (rys. 4) wskazuje na dużą dynamikę prób zbilansowania mocowego (mocy czynnej) obserwowanej struktury sieciowej, dla zapewnienia stabilności jej pracy. Podobna sytuacja występuje w przypadku generacji mocy biernej. Przy obserwowanej dużej zmienności w czasie poziomu napięć fazowych, w odpowiedzi występuje duża dynamika zmian produkowanej przez źródło PV energii biernej w szerokim zakresie wartości (rys. 5b).

Mimo, że przebiegi zarejestrowanych napięć w poszczególnych fazach są różne, to obserwuje się praktycznie takie samo wysterowanie prądów fazowych inwertera (rys. 3a). Można również zauważyć ograniczenie prądów do ok. 9 A na wyjściu inwertera w stanach nieustalonych. Przebiegi prądów również charakteryzują się powtarzalnymi stanami dynamicznymi, o krótkich czasach trwania i zróżnicowanej wartości.

Kolejny pakiet badań koncentrował się na analizie i ocenie zmian produkowanej mocy czynnej i biernej źródła PV dla dłuższych czasów uśredniania, tj. godzinowych. Przebieg tych wielkości potwierdza duże zróżnicowanie produkowanej mocy w kolejnych interwałach, co skutkuje zmienną dyspozycyjnością produkowanej energii. W celu zobrazowania tej zmienności zastosowano metodę różnicową wyznaczającą procentowe zmiany danej wielkości w kolejnych odstępach godzinowych, odniesione do wartości znamionowych.

Przebieg czasowy uśrednionej mocy czynnej produkowanej przez źródło PV ma charakter schodkowy, nieregularny (o różnym skoku wartości). Największe skoki wartości (wysokości schodka) obserwowane są w godzinach przedpołudniowych, pomiędzy 180 a 240 minutą obserwacji oraz w przypadku prawdopodobnego pojawienia się zachmurzenia (pomiędzy 50 a 600 minutą rejestracji). Przebieg funkcji schodkowej dyspozycyjnej całkowitej mocy czynnej źródła PV dla godzinowej wartości tsr zaprezentowano na rysunku 7a. Wykreślając funkcję schodkową procentowej zmiany mocy czynnej, odniesionej do mocy znamionowej w kolejnych interwałach czasu uśredniania, można zauważyć zmiany produkowanej (dostępnej) mocy przekraczające 20 procent mocy znamionowej, co sugeruje dużą zmienność pracy takiego źródła w kontekście jego mocy dyspozycyjnej. Na dyspozycyjność mają wpływ zdarzenia losowe, np. nagłe zachmurzenie pojawiające się w krótkim czasie, wywołujące zmianę na poziomie 30 procent, co zobrazowano na rysunku 7b.

Obserwując funkcję różnicową mocy fazowych wyznaczoną jako różnice kolejnych wartości uśrednionych, można zauważyć praktycznie ich symetryczność, co przedstawiono na rysunku 5. Obserwując przebieg zmian uśrednionej, produkowanej przez źródło PV mocy biernej, przedstawione na rysunku 6, można zaobserwować również występujące nieregularności, jednak zakres tych zmian jest znacznie mniejszy niż w przypadku mocy czynnej, co jest podyktowane niewielką zmianą poziomów napięć fazowych. Można również i w tym przypadku zauważyć różnicę zmian mocy biernej w poszczególnych fazach, co odzwierciedla niesymetrię napięć fazowych, jednak pewnym zaskoczeniem jest praktycznie takie samo wysterowanie prądów fazowych. Sytuacja symetrii prądów fazowych miała miejsce również przy obserwacji zachowań dynamicznych źródła PV, tj. przy uśrednianiu minutowym.

5. Analiza wielkoobszarowa oddziaływań OZE na SEE z wykorzystaniem PMU

Powyższe badania z wykorzystaniem urządzeń PMU były prowadzone na małą skalę. Jednak tego rodzaju urządzenia można wykonać na skalę całego SEE. Jak istotne są rejestracje z PMU, świadczy przypadek blackoutu w Hiszpanii w dniu 28 kwietnia 2025 r., który pokazuje, jak dane te pomagają w analizie zdarzenia [14]. Warunkiem poprawnej analizy jest zapewnienie tych samych parametrów metrologicznych zastosowanych urządzeń PMU. Zastosowanie normy [11] zdaniem autorów jest niewystarczające, co opisano w [12]. Przed analizą należy znać faktyczne właściwości metrologiczne zastosowanych urządzeń PMU. Badania tych parametrów, a zarazem potwierdzenie wymagań normatywnych, oferuje Instytut Energetyki, oddział w Gdańsku. Parametry zastosowanego w badaniach na potrzeby niniejszego artykułu urządzenia PMU zostały w ten sposób potwierdzone [13].

6. Podsumowanie

Zarejestrowane parametry fazorów (z rozdzielczością 20 ms) wartości wielkości elektrycznych obrazujących zachowanie się źródła PV pracującego w sieci niskiego napięcia zostały wykorzystane do wyznaczenia skrajnych (maksymalnych/minimalnych) ich wartości, wskaźników uśredniających o różnym czasie uśredniania oraz zależności obrazującej różnicowanie zmian tych wartości w kolejnych interwałach czasu (funkcji różnicowej).

Prowadzenie rejestracji permanentnej umożliwia identyfikację pewnych cech (zachowań) badanego układu, tj. źródła PV, inwertera i zaimplementowanych algorytmów regulacji.

Obserwacje dokonywane na badanym obszarze są realizowane z wykorzystaniem jednostek PMU usytuowanych w sposób rozproszony. Pomiary te są realizowane z rozdzielczością 20 ms. Pozwala to w konsekwencji na badanie wzajemnych reakcji tego układu i sieci elektroenergetycznej na zachodzące w nich zmiany traktowane jako stany nieustalone. To z kolei może być wykorzystane do opracowywania wiarygodnych modeli elementów lub całych struktur sieciowych, jak i do weryfikacji poprawności modeli istniejących. Działania te mogą być m.in. użyte do symulacji współpracy OZE z SEE i oceny stabilności pracy takiej struktury.

Ze względu na dużą dynamikę zmian wartości mierzonych i wyznaczanych wielkości, oprócz obserwacji wartości fazorów zdecydowano się na obliczanie wartości uśrednionych i różnicy ich zmian w kolejnych interwałach czasu. Zdecydowano się na przyjęcie dwóch czasów uśredniania tsr. Pierwszy, jednominutowy, pozwala obserwować fluktuacje dynamicznych zmian (stany nieustalone), m.in. produkowanej mocy czynnej oraz napięcia. Drugi wskaźnik uśredniania, godzinowy, umożliwia śledzenie poziomu i różnicy produkowanej (dyspozycyjnej) mocy oraz zmienność napięć i prądów źródła PV.

Wyznaczone wskaźniki uśredniające i różnicowe rejestrowanych i obliczanych wielkości mogą zostać wykorzystywane przez operatora sieci dystrybucyjnej do nadążnego szacowania cech stabilnościowych nadzorowanego obszaru sieciowego pracującego z przyłączonymi źródłami OZE. Pozwala to na ocenę wpływu obecności takich źródeł na warunki stabilnej pracy sieci elektroenergetycznej.

Uzyskane rezultaty wskazują jednoznacznie, że źródła OZE, w tym PV, ze względu na dynamikę swojej pracy, niezależnie od przyjętego czasu obserwacji, mają wpływ na zachowanie warunków stabilnościowych sieci, do której są przyłączone. Natomiast same w sobie, jako autonomiczne obiekty funkcjonalne, nie powinny być oceniane w kontekście „stabilnej” pracy.

Literatura

1. https://www.enelx.com/pl/pl/aktualnosci/stabilizacja-systemu-elektroenergetycznego
2. https://energia.edu.pl/rola-magazynow-energii-w-stabilizacji-sieci-elektroenergetycznej-wyzwania-i-perspektywy-dla-rynku-energii-odnawialnej-w-polsce
3. Machowski J., Lubośny Z.: Stabilność systemu elektroenergetycznego, WNT, Warszawa 2018
4. https://www.ien.gda.pl/pl/ocena-stabilnosci-pracy-systemu-ow-elektroenergetycznych
5. https://balticwind.eu/pl/ocena-stabilnosci-sieci-energetycznych-z-wysokim-poziomem-energii-odnawialnej
6. https://elektronikab2b.pl/fotowoltaika/54243-pv-a-stabilnosc-systemu-elektroenergetycznego
7. Chojnacki A. Ł.: Analiza dobowej, tygodniowej i rocznej zmienności obciążeń elektroenergetycznych w sieciach zasilających odbiorców komunalnych oraz przemysłowych. Przegląd Elektrotechniczny nr 6/2018, s. 59.
8. Quanta Technology and Oak Ridge National Laboratory, Distribution Synchronized Measurements Roadmap, Final Report. 2021, s. 52.
9. Rejestrator RZ50, Instrukcja Użytkowania, SPIE Energotest, 2024.
10. https://www.spie-energotest.pl/aktualno%C5%9Bci/2024/10/09/rz-50,-produkcji-spie-energotest-dopuszczony-do-stosowania-na-obiektach-pse-s.a!/
11. Norma EC/IEEE 60255-118-1:2018. Measuring relays and protection equipment - Part 118-1: Synchrophasor for power systems - Measurements
12. M. Talaga, A. Halinka. Analiza wybranych wyników badań typu urządzenia PMU w kontekście wymagań normatywnych. Wiadomości Elektrotechniczne. Nr 4/2025.
13. Phasor Measurement Unit (PMU) Performance Test Report for Rejestrator RZ50/PMU according to IEC/IEEE 60255 118.1 2018. September 22, 2023.
14. https://gridradar.net/en/blog/post/blackout-iberian-peninsula

Mariusz Talaga – SPIE Energotest Sp. z o.o.
Adrian Halinka – Politechnika Śląska

SPIE Energotest sp. z o.o.
ul. Chorzowska 44 B
44-100 Gliwice
www.spie-energotest.pl