Artykuł przedstawia szereg zagadnień związanych z problematyką konwersji wyłączanych z eksploatacji turbogeneratorów do pracy jako część układów, których zadaniem jest stabilizowanie pracy systemu elektroenergetycznego. Wskazane rozwiązanie stanowi aktualnie jedną z kluczowych możliwości utrzymania zdolności regulacyjnych systemu elektroenergetycznego oraz zagwarantowania jego stabilnej pracy. Jest to szczególnie istotne w kontekście transformacji energetycznej, która zarówno na poziomie globalnym, jak i w ramach krajowego systemu elektroenergetycznego, prowadzi do znaczącej zmiany struktury źródeł wytwórczych, co generuje liczne ryzyka.
Zmiany systemowe
System elektroenergetyczny stanowi krwiobieg gospodarki. Jest jednym z kluczowych czynników zapewniających poprawność funkcjonowania kraju, a bezpieczeństwo energetyczne m.in. w obszarze wytwarzania oraz dystrybucji energii elektrycznej jest obiektem planowania strategicznego. Przyjęta do realizacji Polityka Energetyczna Polski do 2040 [1] wskazuje jednoznacznie na nadchodzące zmiany w obszarze struktury wytwarzania energii elektrycznej. Czekają nas [2, 3] postępujące i coraz bardziej gwałtowne zmiany wynikające m.in. z planowanego wyłączania bloków energetycznych. Według danych PSE [3], do 2040 r. system wytwórczy uszczupli się o ponad 15 GW aktualnie dostępnych mocy wytwórczych, przy jednoczesnym znacznym wzroście zapotrzebowania na energię. Oznacza to w przeważającej większości wyłączenie wyeksploatowanych i wysoko emisyjnych bloków energetycznych produkujących energię elektryczną w oparciu o maszyny synchroniczne i pozyskiwanie energii głównie ze odnawialnych źródeł energii. Taka kolej rzeczy niesie ze sobą szereg konsekwencji, a jedną z nich jest zmniejszenie zdolności do centralnego wpływania na stabilność pracy systemu przez redukcję populacji dużych źródeł mocy biernej. Przewidziane przez operatora działania zaradcze, nazywane w Planie Rozwoju Sieci jako przyrost zdolności kompensacji mocy biernej – składają się z dwóch pozycji: nowe dławiki oraz nowe kompensatory synchroniczne. Wskazane inwestycje planowane są do realizacji w latach 2025-2034 i mają dostarczyć odpowiednio 1350 oraz 1050 MVAr.
Stabilność systemu energetycznego
Zmiany w strukturze generacji mocy na potrzeby systemu elektroenergetycznego (SEE), które polegają na decentralizacji oraz stosowaniu źródeł o ograniczonej zdolności do dostarczenia mocy biernej mogą wpływać niekorzystnie na ogólnie pojmowaną stabilność systemu oraz jego zdolność do pracy bez przekraczania parametrów granicznych. Dodatkowo, poza zapewnieniem zdolności do zapewnienia parametrów statycznych, takich jak napięcie, w dopuszczalnych granicach niezwykle istotna jest zdolność do utrzymania systemu w warunkach zwarcia. W sytuacji, kiedy dochodzi do zwarć w sieci, SEE musi dostarczyć wymaganej mocy, aby nie dopuścić do zapadu napięcia oraz tak znacznego obniżenia jego wartości, który może doprowadzić do lawinowego wyłączenia elementów SEE, czyli do tak zwanego blackoutu. Zdolność systemu do utrzymania w tak krytycznych warunkach zależy od szeregu czynników, w tym od zdolności do natychmiastowego dostarczenia bardzo dużej mocy, tak zwanej mocy zwarciowej. Z uwagi na swoją naturę oraz sposób włączenia do SEE, źródła odnawialne cechują się znacznymi ograniczeniami zdolności do dynamicznego zasilenia systemu w takich warunkach. Jak wskazuje publikacja [4], w warunkach słabego systemu opartego o znaczną ilość źródeł odnawialnych zastosowanie kompensatorów synchronicznych znacząco poprawia jego dynamiczną stabilność. Zastosowanie kompensatorów wpływa również istotnie na zdolności regulacyjne w systemach zasilanych przez linie HVDC [5]. W takim rozwiązaniu maszyny wirujące stanowią główne źródło mocy biernej oraz rezerwuar mocy zwarciowej dla systemu zasilanego długą linią. Pozwala to na redukcję obciążania linii HVDC, jak również zwiększenie lokalnej stabilności systemu oraz zdolności regulacyjnych. Bazując na doświadczeniach z innych krajów [6] można się spodziewać, że zastosowanie kompensatorów synchronicznych jest koncepcją słuszną.
Drugie życie turbogeneratora
Kompensator synchroniczny to maszyna, która wytwarza moc bierną, której ilość i rodzaj zależą od prądu wzbudzenia. Przez zmianę prądu wzbudzenia w określonych granicach istnieje możliwość płynnej regulacji rodzaju wydawanej mocy biernej (od mocy pojemnościowej do indukcyjnej). Jednocześnie maszyna pobiera moc czynną z sieci, do której oddaje moc bierną. Moc czynna pobierana z sieci jest tracona na opory tarcia, wentylacyjne, pokrycie strat w obwodzenie magnetycznym oraz w uzwojeniu stojana. Układ zasilania uzwojenia wzbudzenia pozostaje najczęściej bez zmian. Kompensator po synchronizacji utrzymuje obroty wynikające z częstotliwości sieci, na którą pracuje bez konieczności jego napędzania przez maszynę zewnętrzną, np. turbinę. Maszyna taka wymaga specjalnych procedur oraz dodatkowych urządzeń, aby przeprowadzić rozruch i synchronizację z siecią. Obowiązują również limity parametrów pracy, wynikające głównie z koniczności ograniczenia temperatur komponentów kompensatora.
W aktualnych warunkach rynkowych istnieją dwie podstawowe koncepcje przemysłowego kompensatora dużej mocy: jednostki nowo budowane oraz jednostki konwertowane z istniejących turbogeneratorów. Obie koncepcje różnią się szczegółami technicznymi, czasem realizacji oraz kosztem. Nowo budowane kompensatory stanowią wyspecjalizowane jednostki o konstrukcji specjalnie przygotowanej do pracy w wymaganych warunkach sieciowych. Mogą one być dodatkowo wyposażone w komponenty powiększające inercję jednostki. Rozwiązania takie przyjmują formę wirujących magazynów energii, które mają na celu uwolnienie zmagazynowanej energii czynnej w momencie zwarcia, a przez to zwiększenie dynamicznego oddziaływania jednostki. Koncepcja budowy nowych instalacji, wyposażonych w kompensatory oraz wszystkie niezbędne urządzenia pomocnicze nosi nazwę greenfield. Alternatywą dla niej są rozwiązania brownfield, czyli wykorzystanie przez odpowiednie przystosowanie istniejącej już infrastruktury, np. odstawianych bloków energetycznych.
Czynniki ryzyka
Z uwagi na względną nowość zagadnienia konwersji turbogeneratorów na kompensatory na krajowym rynku można jedynie mówić o pewnych czynnikach ryzyka, mogących potencjalnie wpływać na stan maszyny oraz jej przedwczesne zużycie. Czynniki te koncentrują się wokół zjawisk fizycznych występujących w maszynie ze względu na inny sposób prowadzenia rozruchu i synchronizacji, bezpośrednie narażenie na parametry pracy sieci, które to kompensator ma stabilizować, częstość rozruchów oraz zmian mocy, czy pracę z mocami
nagrzewającymi komponenty do temperatur granicznych. Należy pamiętać, że potencjalnie konwertowane na kompensatory maszyny nie są nowe, a ich stan techniczny może ulec drastycznemu pogorzeniu z uwagi na niestandardowe i graniczne obciążenie krytycznych elementów. Do największych zagrożeń zaliczyć można problematykę klatki tłumiącej wirnika, gwałtowne nagrzewanie i chłodzenie uzwojenia wirnika, nagrzewanie strefy skrajnej stojana. Zjawiska te są tym bardziej niebezpieczne, im w gorszym stanie jest maszyna. Wskazane czynniki ryzyka stanowią jedynie główne i łatwe do przewidzenia aspekty potencjalnie mogące mieć wpływ na przebieg eksploatacji konwertowanej maszyny.
Adaptacja turbogeneratora
Adaptacja turbogeneratora do standardów wymaganych z punktu widzenia operatora to złożony proces, rozpoczynający się od analizy stanu technicznego maszyny, jak również inwentaryzacji sprzętu bezpośrednio powiązanego. Stan techniczny turbogeneratora w standardowym podejściu może zostać określony na podstawie szeregu prób i testów, na które składają się m.in. analiza danych systemu nadzoru jednostki (DCS), próby cieplne, pomiary diagnostyczne, oględziny maszyny, inspekcja boroskopowa i bump-test. Bardziej szczegółowe podejście do zagadnienia może wymagać również częściowego demontażu komponentów, np. kołpaka wirnika w celu bezpośredniej oceny stanu elementów, które nie są bezpośrednio dostępne. Poprawnie przeprowadzona diagnostyka daje obraz o bieżącym stanie maszyny oraz wskazuje na obszary, które mogą wymagać interwencji. Analiza zebranych danych stanowi również bardzo istotny etap procesu adaptacji maszyny do nowej roli, ponieważ dostarcza informacji pozwalających przeprowadzić szereg zadań inżynierskich, które bazują na cyfrowym bliźniaku turbogeneratora.
Do właściwego zaprojektowania modyfikacji istniejącego turbogeneratora niezbędne jest odpowiednia wiedza oraz narzędzia. Aktualne stosowane podejście, ukierunkowane na zaawansowaną analizę szeregu zjawisk w maszynie bazuje głównie na modelach cyfrowych, które wchodzą w skład tak zwanego bliźniaka cyfrowego. Bliźniak cyfrowy stanowi cyfrową reprezentację obiektu rzeczywistego. Jego przygotowanie pozwala na odwzorowanie wszystkich istotnych zjawisk zachodzących w maszynie, wyznaczenia parametrów w zróżnicowanych scenariuszach pracy, a finalnie zbadanie i zaprojektowanie zmian konstrukcyjnych.
Bliźniak cyfrowy kalibrowany jest do obiektu rzeczywistego, w oparciu o zebrane dane diagnostyczne i pomiarowe. Zastosowanie takiego podejścia pozwala właściwie odpowiedzieć na wymagania klienta przez zaplanowanie i wdrożenie właściwych modyfikacji konstrukcji maszyny, pozwalających na uzyskanie oczekiwanych efektów. Zastosowanie tak nowoczesnego podejścia nie gwarantuje oczywiście uzyskania dowolnych parametrów pracy, co wynika z ograniczeń natury fizycznej oraz ekonomicznej. Można jednak oczekiwać, że w najistotniejszych obszarach możliwe są działania pozwalające na bardziej optymalne funkcjonowanie maszyny w roli kompensatora oraz zwiększenie jej niezawodności.
Dodatkowa masa wirująca
Działanie stabilizujące kompensatora stanowi jeden z kluczowych czynników, który pozwala na ograniczenie ryzyka związanego z możliwym lawinowym zapadnięciem się systemu. Zdolność ta wynika bezpośrednio z ilości zmagazynowanej energii, na co ma wpływ wirująca masa bezwładna maszyny, która może zostać zwiększona przez przyłączenie dodatkowej maszyny pracującej na wspólnym wale. Maszyna taka stanowi w swej istocie akumulator energii kinetycznej, która może być automatycznie konwertowana na moc elektryczną w kompensatorze. Struktura akumulatora, który może być traktowany jako pewien wariant koła zamachowego, przyjmuje najczęściej formę wału, korpusu koła obudowy bezpieczeństwa wraz układami zwiększającymi efektywność pracy. Istotą koła zamachowego jest zapewnienie wymaganej masy wirującej, adekwatnie sprzęgniętej z wałem kompensatora i cechującą się akceptowalnym poziomem strat. To właśnie ostatnia, najmniej oczywista z wymienionych cech, stanowi czynnik, który zyskuje na znaczeniu w długim czasookresie. Koło zamachowe nie przetwarza energii w klasycznym tego słowa rozumieniu i z tego względu nie można wyznaczyć jego sprawności, a jedynie współczynnik samorozładowania, stosowany również dla innych obiektów o podobnej funkcji. Współczynnik samorozładowania to relacja ilości energii traconej w konstrukcji w jednostce czasu do ilości zmagazynowanej energii. Optymalizacja wartości współczynnika samorozładowania jest jedną z funkcji celu dla projektowanych obiektów.
Podsumowanie
Z przedstawionych rozważań można wyciągnąć kilka zasadniczych wniosków, z których najistotniejszy brzmi: forma przyjętego rozwiązania układu wynikać powinna bezpośrednio z indywidualnych wymagań węzła sieciowego, na który pracować będzie kompensator wraz z urządzeniami współpracującymi. Na dobór komponentów układu oraz sposób ich eksploatacji decydujący wpływ mają wymagane parametry pracy, które powinny zostać zdefiniowane już na etapie projektu. Wnioskiem nie mniej istotnym jest konieczna dbałość o ekonomiczne rezultaty pracy układu, głównie poprzez zapewnienie bezawaryjnej i zgodnej z harmonogramem eksploatacji, jak również uzyskanie niskich wymaganych nakładów na energię elektryczną czynną, która w adaptowanym układzie będzie konsumowana.
Literatura:
- Polityka energetyczna Polski do 2040 r, Warszawa, 2021.
- Energia 2023. Biuletyn GUS, Rzeszów, 2023.
- Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034, PSE, 2025.
- Deployment of Synchronous Condensers to Improve System Strength under High Wind Power Penetration, L. Richard, N. A. Masood, T. K. Saha, IEEE, 2019.
- Increaseg grid performance using synchronous condensers in multi in-feed multi-terminal HVDC System, A. Di Giulio, G. M. Giannuzzi, V. Iuliani i in., CIGRE A1-112, Paris, 2014.
- Reputation of the Synchronous Condenser Technology in Modern Power Grid, F. O. Igbinovia, G. Fandi, Z. Muller i in., Powercon, IEEE, 2018.
- Application of static frequency converter on high power short circuit alternator – an intelligent step towards energy efficiency measure, A. K. Datta, N. R. Mondal, J. Santhosh, International Journal of Electrical, Electronics and Data Communication, 2018.
- Control algorithms of large synchronous machines for starting gas turbines, S. H. Hwang, J. M. Kim, H. S. Ryu, G. G. Yon, Journal of Power Electronics, 2009.
Autor: Dr inż. Paweł Berger, EthosEnergy Poland S.A., Lubliniec
Artykuł z wydania 2/2025 “Nowa Energia”
Artykuł sponsorowany
