I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)

I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Systematyka pojęć
Bezpieczeństwo energetyczne jest zdefiniowane w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 - Prawo
energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 z późniejszymi zmianami) jako “stan gospodarki umożliwiający
pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób
technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska”. Definicja ta
została powtórzona w “Polityce energetycznej Polski do 2030 roku”.
Przyjmując tę ustawową definicję, można określić zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju
jako zespół działań zmierzających do stworzenia takiego systemu prawno-ekonomicznego, który
wymuszałby: 1) pewność dostaw, 2) konkurencyjność, 3) spełnienie wymogów ochrony środowiska.
W takim ujęciu bezpieczeństwo energetyczne jest zatem kategorią społeczno-ekonomiczną, w której
można wyróżnić bezpieczeństwa cząstkowe, określone w odniesieniu do poszczególnych form czy nośników
energii, np.: bezpieczeństwo elektroenergetyczne, bezpieczeństwo zaopatrzenia w ciepło itp. W przypadku
tzw. sieciowych nośników energii, jak energia elektryczna, gaz, ciepło sieciowe; o stanie bezpieczeństwa
energetycznego w dużym stopniu decyduje też poziom funkcjonowania odpowiedniego systemu
energetycznego, czyli jego niezawodność. Dla energii elektrycznej jest to niezawodność systemu
elektroenergetycznego.
Ustawa definiuje także: bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej – zdolność systemu
elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia
dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię; bezpieczeństwo pracy sieci
elektroenergetycznej – nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w
zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym
dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do
przewidzenia warunkach pracy tej sieci; równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na
tę energię – zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania
odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu
wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze; zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej – stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie
bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z
zapotrzebowaniem na tę energię.
Według NERC (North American Electric Reliability Corporation), UCTE i CIGRE niezawodność
systemu elektroenergetycznego (SEE) to pojęcie ogólne obejmujące wszystkie miary zdolności systemu,
wyrażone przez wskaźniki ilościowe, do dostarczania energii elektrycznej do wszystkich punktów
zapotrzebowania w wymaganej ilości, przy zachowaniu akceptowalnych standardów jakości. Niezawodność
może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk. Niezawodność złożonego
systemu elektroenergetycznego (obejmującego wytwarzanie i przesył) powinna uwzględniać dwa
podstawowe aspekty funkcjonalne - wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną bezpieczeństwo (operational reliability, security), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność
systemu do pokrycia zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną odbiorców (klientów)
bez przekroczenia dopuszczalnych obciążalności elementów oraz poziomów napięć, biorąc pod uwagę
planowane i nieplanowane postoje (wyłączenia, odstawienia) elementów; a przez niezawodność operacyjną
(bezpieczeństwo) - zdolność systemu do zachowania integralności i przeciwstawiania się nagłym
zakłóceniom, jak zwarcia lub nieoczekiwane wypadnięcia z pracy elementów lub zmiany obciążenia
systemu, wraz z ograniczeniami operacyjnymi. Wystarczalność określa zatem zdolność systemu do pokrycia
zapotrzebowania w stanach ustalonych, niezawodność operacyjna zaś – do przetrwania stanów
przejściowych.
Wydaje się uzasadnione następujące stwierdzenie: "w obecnym, konkurencyjnym otoczeniu,
niezawodna dostawa energii elektrycznej oznacza jej dostarczanie do punktów przyłączenia odbiorców
(klientów) w postaci odpowiedniej do zasilania urządzeń elektrycznych odbiorców i realizacji u nich procesów
technologicznych, zgodnie z wymaganiami eksploatacyjnymi". W takim ujęciu mieści się, zarówno to, co
tradycyjnie było rozumiane pod pojęciem niezawodności dostawy, jak też to, co kryło się pod pojęciem
jakości energii elektrycznej. Właściwe jest zatem mówienie o jakości dostawy energii elektrycznej,
jakości zasilania energią elektryczną, czy też o jakości zaopatrywania odbiorców w energię
elektryczną.
Problem jakości zasilania odbiorców w energię elektryczną można podzielić na trzy zagadnienia:
Jakość dostarczanej energii elektrycznej (jakość napięcia).
Niezawodność dostawy energii elektrycznej (niezawodność zasilania).
Jakość obsługi odbiorcy (klienta).
O jakości dostarczanej energii elektrycznej oraz o niezawodności jej dostawy w dużej mierze decyduje
niezawodność systemu elektroenergetycznego (SEE).
1
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Ocena niezawodności systemu elektroenergetycznego
Niezawodność systemu elektroenergetycznego jest określona przez jego zdolność do zapewnienia
zasilania odbiorców energią elektryczną o odpowiedniej jakości. Zwykle analizuje się niezależnie
niezawodność podsystemów, składających się na SEE: wytwórczego, przesyłowego, dystrybucyjnego
(rys.1.1); a zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania, przesyłu, zasilania konkretnych
odbiorców. Można również w systemie wyróżnić trzy poziomy hierarchiczne:
poziom pierwszy (HL I) obejmujący urządzenia i obiekty wytwarzające energię elektryczną;
poziom drugi (HL II) obejmujący łącznie obiekty i urządzenia do wytwarzania i przesyłania energii;
poziom trzeci (HL III) obejmujący cały system, łącznie z dystrybucją.
Struktura ta ciągle dobrze oddaje istotę funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, jednak
obecnie należy mieć dodatkowo na uwadze dwa aspekty:
- Występuje często podział wytwarzania i dystrybucji pomiędzy pewną liczbę niezależnych
przedsiębiorstw.
- Zwiększa się wykorzystanie odnawialnych zasobów energii (OZE) oraz źródeł wytwarzania o małej
skali w ramach systemu rozdzielczego, tworząc generację rozproszoną (GR).
PSW
Rys. 1.1. Dekompozycja i poziomy
hierarchiczne systemu
elektroenergetycznego:
SEE – system elektroenergetyczny,
PSW - system (podsystem) wytwórczy,
PSP - system przesyłowy,
PSD - system dystrybucyjny,
OZE & GR - odnawialne źródła energii
i generacja rozproszona
Bilanse energetyczne
HL 0
Urz. i obiekty do wytwarzania
HL I
SEE
PSP
Urz.
Urz.i obiekty
i obiektyprzesylowe
przesyłowe
HL II
OZE
& GR
PSD
Urz.
i obiekty
dystrybucyjne
Urz.
i obiekty
dystrybucyjne
HL III
Pokazany dodatkowo na rys. 1.1 poziom HL 0 odnosi się do całego rozpatrywanego obszaru i
odzwierciedla dostępność zasobów i źródeł energii (w tym przypadku – przetwarzanych na energię
elektryczną) w relacji do zapotrzebowania. Analizy wykonywane na tym poziomie pozwalają na ocenę, z
reguły dla dłuższego horyzontu czasowego, możliwości zrównoważenia bilansu energetycznego. Uwzględnia
się tutaj lokalne zasoby energetyczne i ograniczenia ich pozyskiwania (np. zasoby hydroenergetyczne i
warunki hydrologiczne) oraz możliwości i uwarunkowania importu. Efektem analiz na tym poziomie jest
ocena bezpieczeństwa energetycznego kraju lub obszaru.
Pierwszy poziom hierarchiczny systemu (HL I) jest tożsamy z pierwszą strefą funkcjonalną systemu
elektroenergetycznego, z systemem wytwórczym. Na tym poziomie rozpatruje się niezawodność tzw.
uproszczonego systemu elektroenergetycznego, w którym wszystkie źródła i odbiorniki są przyłączone do
jednej szyny zbiorczej. Jest to system o silnych powiązaniach (system with strong ties), którego sieć w
warunkach normalnych i remontowych nie wprowadza ograniczenia dla wykorzystania mocy dyspozycyjnej
węzłów wytwórczych do zasilania węzłów odbiorczych. Niezawodność takiego systemu jest to więc
niezawodność wytwarzania energii elektrycznej w SEE, rozumiana jako gotowość elektrowni do pokrywania
obciążeń (adequacy). Niekiedy w analizach na tym poziomie hierarchicznym uwzględnia się możliwość
wymiany międzysystemowej.
Przy ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego na poziomie hierarchicznym HL II model:
zdolność wytwórcza - obciążenie należy rozbudować o sieć przesyłową, czyli o zdolność przesłania
wytworzonej mocy i energii. Obliczane są wskaźniki niezawodności dwojakiego typu: wskaźniki dla
konkretnego węzła obciążenia oraz wskaźniki "systemowe" - dla całego systemu (na tym poziomie
hierarchicznym). Nie są one konkurencyjne, lecz komplementarne. Wskaźniki "systemowe" dają ocenę
całościową, zaś wskaźniki dla konkretnego węzła obciążenia stanowią miarę niezawodności systemu z
punktu widzenia tego węzła, a także dostarczają informacji wyjściowej dla analizy na następnym poziomie
hierarchicznym.
2
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Analiza niezawodności systemu elektroenergetycznego na trzecim poziomie hierarchicznym (HL III)
stanowi najbardziej złożony problem, wymaga bowiem uwzględnienia wszystkich trzech stref funkcjonalnych
systemu. Dlatego strefa funkcjonalna dystrybucji jest zazwyczaj rozpatrywana oddzielnie a wskaźniki
poziomu HL III można wyznaczyć wykorzystując wskaźniki obliczone na poziomie HL II jako dane wejściowe.
Rezultatem ostatecznym są wskaźniki dla węzłów odbiorczych.
Do najczęściej stosowanych wskaźników niezawodności systemu elektroenergetycznego na poziomie
HL I należą: prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (LOLP – Loss of Load Probability),
oczekiwany czas niepokrycia zapotrzebowania (LOLE – Loss of Load Expectation), oczekiwana energia
niedostarczona (EENS – Expected Energy Not Supplied / LOEE – Loss of Energy Expectation / EUE –
Expected Unserved Energy), wskaźniki częstości i czasu trwania stanów z deficytem mocy (F&D –
Frequency & Duration), wskaźnik zapewnienia energii (EIR - Energy Index of Reliability), zdefiniowany jako
stosunek energii dostarczonej do zapotrzebowanej.
Spektakularnym powodzeniem cieszy się, mimo swych niedostatków, najstarszy i najbardziej
podstawowy wskaźnik - LOLP. Jest on wykorzystywany przy obliczaniu kosztów krańcowych i przy
stanowieniu opartych na kosztach krańcowych taryf energii elektrycznej. LOLP był również elementem
ustalania ceny zakupu energii elektrycznej od wytwórców w pool'u Anglii i Walii. Przewidywano też jego
wykorzystanie w rozwiązaniach krajowego systemowego ofertowego rynku energii elektrycznej – SOREE.
Przy ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego na poziomie hierarchicznym HL II są
obliczane wskaźniki dwojakiego typu: wskaźniki dla konkretnego węzła obciążenia oraz wskaźniki
"systemowe" - dla całego systemu (na tym poziomie hierarchicznym).
Wskaźniki obliczane w oparciu o dane z przeszłości dotyczą: niedyspozycyjności systemu
(unavailability), niedostarczonej energii, liczby zdarzeń, czasu trwania (liczby godzin) przerw zasilania, liczby
wyjść napięcia poza ograniczenia, liczby wyjść częstotliwości poza ograniczenia. Należy zauważyć, że te
parametry są "prawdziwymi, pełnymi" wskaźnikami niezawodności, ponieważ dotyczą one zarówno
wystarczalności jak i bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego.
Wskaźniki systemowe, z przeszłości i prognozowane, są niezmiernie ważne w czasie podejmowania
decyzji dotyczących całego systemu elektroenergetycznego. Ich zalety nie podlegają dyskusji. Jednak,
wskaźniki systemowe nie są właściwe dla zidentyfikowania efektów indywidualnych działań wzmacniających
system, np. efektu dodania linii pomiędzy węzłami. Jest to szczególnie ważne dla dużych systemów
istniejących w praktyce, gdy zmiana wartości wskaźników, będąca rezultatem poszczególnych działań
wzmacniających, jest bardzo mała w porównaniu z innymi zmianami zachodzącymi w całym systemie. Stąd
wskaźniki systemowe mogą być niewrażliwe na takie zmiany. Ponieważ pojedyncze działanie dla
wzmocnienia sieci przesyłowej jest skierowane głównie na polepszenie warunków w danym węźle
odbiorczym, pożądana jest znajomość zbioru wskaźników "przed" i "po" tym wydarzeniu (działaniu
wzmacniającym). Może to być obiektywnie i efektywnie zmierzone tylko za pomocą wskaźników
niezawodności dla węzła (punktu) odbiorczego.
Dla systemu dystrybucyjnego (strefy funkcjonalnej dystrybucji) obliczanymi wskaźnikami
niezawodności są zwykle: oczekiwana liczba zakłóceń (przerw w zasilaniu), średni czas trwania zakłócenia,
roczna niedyspozycyjność (wskaźnik nieciągłości zasilania) węzła odbiorczego. Dodatkowo można obliczyć
wartość oczekiwaną odłączonej mocy lub niedostarczonej energii.
W międzynarodowej praktyce regulacyjnej używanych jest kilka wskaźników oceny ciągłości dostaw
energii elektrycznej. Do najczęściej stosowanych należą:
1. Liczba wyłączeń odbiorców w ciągu roku:
a) CI (Customer Interruption) – liczba przerw w roku w przeliczeniu na odbiorcę lub odpowiednik,
liczony jako stosunek liczby wyłączeń odbiorców w ciągu roku do liczby tych odbiorców.
b) SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – systemowy wskaźnik średniej liczby
(częstości) przerw na odbiorcę, zdefiniowany jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w
ciągu roku i liczby odbiorców przyłączonych do sieci. Zatem jest to liczba nieplanowanych przerw w
zasilaniu, jakiej może oczekiwać odbiorca w ciągu roku. Jeżeli nie ustalono inaczej, SAIFI nie
obejmuje krótkich przerw o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty w zależności od przyjętej
konwencji). W Wielkiej Brytanii jest stosowany wskaźnik określany mianem „bezpieczeństwo security”, zdefiniowany jako liczba przerw na 100 odbiorców przyłączonych do sieci.
2. Długość okresu, w którym w danym roku nie była dostarczana energia elektryczna (przeciętnie w
przeliczeniu na odbiorcę).
a) CML (Customer Minutes Lost) – wskaźnik określający skumulowany roczny czas trwania przerw w
przeliczeniu na odbiorcę, określany jako stosunek rocznego czasu trwania przerw w zasilaniu (w
minutach) do liczby odbiorców.
b) SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – systemowy wskaźnik
średniego
(przeciętnego) rocznego czasu trwania przerw, wyznaczony jako roczna suma czasu trwania
wszystkich przerw (w minutach), podzielona przez całkowitą liczbę odbiorców przyłączonych do
sieci. Inaczej ujmując jest to całkowity czas trwania przerw w zasilaniu w energię elektryczną (w
minutach) jakiego może się spodziewać odbiorca w ciągu roku. W Wielkiej Brytanii jest stosowany
wskaźnik określany mianem „dyspozycyjność - availability”, zdefiniowany analogicznie.
3
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
3. TIEPI (Tiempo de interrupcion equivalente de la potencia instalada) – liczba godzin przerw w roku
ważona mocą zainstalowaną transformatora, przeznaczonego do zasilania odbiorcy na średnim
napięciu, a w Hiszpanii – mocą zamówioną przez odbiorcę na średnim napięciu.
Niektórzy odbiorcy są bardziej wrażliwi na łączny czas trwania przerw, inni natomiast - na częstość
przerw w dostawie energii elektrycznej. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej (ENS), skorelowana z
liczbą minut przerw na odbiorcę (CML), jest dobrym wskaźnikiem ciągłości dostaw, ponieważ uwzględnia
wielkość wyłączonej i niedostarczonej mocy.
Poniżej przytoczono pozostałe parametry niezawodnościowe wg IEEE (Standard Definition for
Reliability Statistics):
a) CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) – średnia liczba przerw na dotkniętego
wyłączeniem odbiorcę, zdefiniowana jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w ciągu
roku do liczby wyłączonych odbiorców.
b) CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) – średni czas trwania przerwy. Jest to średni
czas potrzebny do przywrócenia zasilania odbiorcy w przypadku wystąpienia przerw
nieplanowanych. Obliczany jest jako suma czasu trwania wszystkich przerw w zasilaniu odbiorców
(w minutach) podzielona przez liczbę wszystkich wyłączeń odbiorców. Jeżeli nie ustalono inaczej,
CAIDI nie obejmuje krótkich przerw o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty).
c) ASAI (Average Service Availability Index) – wskaźnik dyspozycyjności zasilania, określony jako
stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach), gdy zasilanie było dostępne do czasu gdy było
ono zapotrzebowane.
d) ASUI (Average Service Unavailability Index) - wskaźnik niedyspozycyjności zasilania, określony jako
stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach), gdy zasilanie było niedostępne do czasu gdy
było ono zapotrzebowane.
e) AENS (Average Energy Not Supplied) – średnia (oczekiwana) roczna ilość energii niedostarczonej
na odbiorcę, określona jako stosunek energii niedostarczonej odbiorcom w ciągu roku do liczby
odbiorców przyłączonych do sieci.
f) MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) – wskaźnik średniej liczby przerw
chwilowych dla odbiorcy, ustalony jako średnia w ciągu roku liczba krótkich przerw w zasilaniu o
czasie trwania poniżej 3 minut lub poniżej 1 minuty, jakiej może spodziewać się odbiorca. Jest
obliczany jako stosunek liczby wszystkich przerw krótkich w ciągu roku do liczby odbiorców
przyłączonych do sieci.
W metodach oceny niezawodności (prognozowanej) systemu dominują dwa główne podejścia,
analityczne i symulacyjne. Są one równie często używane przy ocenie wystarczalności (adequacy)
systemów elektroenergetycznych.
Stany systemu
Stan wystarczalności
Stan deficytowy
Podział
systemu
Zakłócenia
w sieci
Powtórny rozdział
obciążenia
Stany sukcesu
Deficyt
wytwarzania
Ograniczanie
obciążenia
Stany awarii
Rys. 1.2. Koncepcja
oceny stanów
zakłóceniowych systemu
elektroenergetycznego
Licz wskaźniki
Metody analityczne polegają na obliczaniu wskaźników niezawodności z odpowiedniego modelu
matematycznego. Zbiór określanych wskaźników jest więc pochodną przyjętego modelu i zbioru danych
wejściowych. Zasadniczy problem stanowią przyjmowane założenia upraszczające, których efekt jest często
nieznany.
4
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Metody symulacyjne, znane również jako metody Monte Carlo, polegają na ocenie wskaźników
niezawodności dzięki symulacji losowego zachowania się systemu. Można wyróżnić dwie grupy metod
symulacyjnych: niesekwencyjne i sekwencyjne (szeregowe). W metodach niesekwencyjnych każdy odcinek
czasu jest rozpatrywany niezależnie; nie można więc modelować korelacji czasowych czy następstwa
zdarzeń. W metodach sekwencyjnych czas i jego podokresy są traktowane chronologicznie. Jest to okupione
dłuższym czasem obliczeń.
W obu podejściach na poziomach HL II i HL III systemu elektroenergetycznego ocenia się
wystarczalność systemu wykorzystując zasadę pokazaną na rys. 1.2, tzn. wykorzystując rozpływ mocy do
identyfikacji stanów deficytowych i oceny efektów działań zaradczych (restytucyjnych). Pozwala to określić
głębokość stanów deficytowych systemu. Na poziomie HL I nie uwzględnia się zakłóceń w sieci
elektroenergetycznej, a zatem identyfikacja stanów deficytowych systemu odbywa się bezpośrednio – bez
liczenia rozpływu mocy.
Do obliczania rozpływu mocy są stosowane modele transportowe, metody rozpływu mocy prądu
stałego, metody rozpływu mocy prądu przemiennego. Te ostatnie są rzadko wykorzystywane w podejściu
symulacyjnym z powodu długiego czasu obliczeń komputerowych. Jest to ograniczenie praktyczne a nie
teoretyczne. Jeśli jednak ocenia się wyjście mocy biernej poza limity lub napięcia poza ograniczenia
niezbędne staje się wykorzystanie metody rozpływu mocy prądu przemiennego.
Główna różnica pomiędzy podejściami – analitycznym i symulacyjnym - leży w procesie wyboru
analizowanych stanów systemu elektroenergetycznego i sposobie obliczania prawdopodobieństw i innych
wskaźników niezawodności (wystarczalności).
W podejściu analitycznym, najogólniej mówiąc, analizowane stany systemu wybiera się wg rosnącego
poziomu zagrożenia potencjalnych zakłóceń, tj. zero odstawień, odstawienia pierwszego stopnia (po jednym
elemencie systemu – jednostce wytwórczej lub elemencie sieciowym), odstawienia drugiego stopnia (po dwa
elementy) itp. Proces ten jest zwykle zatrzymywany na pewnym poziomie głębokości potencjalnych zakłóceń
(np. do 6 jednocześnie wyłączonych elementów) lub, gdy prawdopodobieństwo stanu staje się mniejsze niż z
góry określona wartość. Dany stan jest w ten sposób oceniany tylko raz a wskaźniki są wyliczane
matematycznie z danych opisujących każdy stan, tj. prawdopodobieństwa, częstości, czasu trwania itp.
W podejściu symulacyjnym stany wybiera się losowo (wykorzystując teorię gier i liczby losowe) na
podstawie ich charakterystyk probabilistycznych (np. funkcji gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania)
oraz modelu funkcjonowania systemu. Stany mające większe prawdopodobieństwo zaistnienia będą
symulowane częściej i z pewnością wielokrotnie. Proces jest zatrzymywany albo po określonej liczbie
symulacji albo z wykorzystaniem kończących go reguł w oparciu o zasady statystyki matematycznej.
Oczekiwane wartości wskaźników są określane przez uśrednianie wskaźników uzyskiwanych podczas
każdej symulacji. Inne wskaźniki statystyczne, takie jak odchylenie standardowe i rozkład
prawdopodobieństwa mogą być znalezione w podobny sposób z wyników poszczególnych symulacji.
Jeśli chodzi o odstawienia (wyłączenia) elementów systemu elektroenergetycznego to najczęściej są
modelowane:
Wyłączenia niezależne (independent outages).
Wyłączenia zależne (dependent outages). Zależą one od wystąpienia jednego lub więcej innych
odstawień. Przykładem jest wyłączenie jednego toru linii dwutorowej następujące po wyłączeniu
drugiego toru z powodu przeciążenia. Zdarzenie to jest jednym z tych, które mogą spowodować
kaskadowy (lawinowy) rozwój awarii i problemy związane z bezpieczeństwem i, z powodów opisanych
wcześniej, nie jest rozważane w zastosowaniach praktycznych. Najczęściej wyłączenia zależne są
bardzo bliskie elektrycznie.
Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages). Wyłączenie takie jest zdarzeniem
mającym pojedynczą przyczynę zewnętrzną, dającą w efekcie niezadziałanie (awarię) wielu (dwóch
lub więcej) urządzeń, przy czym efekty te nie są konsekwencją samych siebie. Przykładem jest
zawalenie się słupa linii dwutorowej.
Wyłączenia z przyczyn powstałych w stacji (station originated outages). Dwie lub więcej linie
przesyłowe i/lub jednostki wytwórcze mogą być wyłączone jednocześnie na skutek awarii w obrębie
stacji elektroenergetycznej, do której są one podłączone.
Efekty pogodowe (weather related effects). Wiadomo, że pogoda ma olbrzymi wpływ na procesy
uszkodzeń linii napowietrznych. Powoduje to nasilanie się uszkodzeń w krótkich okresach, przy
niepomyślnych warunkach pogodowych. Tendencja aby traktować ten problem jako zdarzenie mające
wspólną przyczynę jest podejściem zupełnie błędnym, ponieważ proces sam w sobie nie jest
wywołany wspólną przyczyną i nie jest uszkodzeniem zależnym. Wiadomo, że wspólne środowisko
pogodowe podnosi wskaźnik niezależnych uszkodzeń każdej linii (intensywność - częstość
uszkodzeń), co znacznie zwiększa prawdopodobieństwo wielu jednoczesnych wyłączeń (tych linii).
Zwykle wyróżnia się dwa stany (rodzaje) pogody: normalna (normal weather), niekorzystna (adverse
weather). Poważne rozpatrywanie efektu pogodowego rozpoczyna się w badaniach na poziomie HL II,
jest on jednak najbardziej istotny na poziomie HL III, obejmującym podsystem rozdzielczy.
5
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Standardy niezawodności systemu elektroenergetycznego
W Polsce jest stosowane deterministyczne kryterium wystarczalności w odniesieniu do podsystemu
wytwarzania, określone jako długoterminowy (w horyzoncie 20-25 lat) margines mocy w wysokości 24% oraz
deterministyczne kryterium „N-1” w odniesieniu do sieci przesyłowej.
W UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity) jako podstawowe kryterium
wystarczalności wytwarzania przyjęto wymaganie by tzw. moc pozostała nie była niższa niż 5%. Moc
pozostała jest wynikiem szczegółowego bilansu mocy, z uwzględnieniem wszystkich aspektów prowadzenia
ruchu systemu, możliwych do przewidzenia w horyzoncie średnioterminowym (3-5 lat).
Kryterium wystarczalności UCTE (moc pozostała > 5%) jest bardziej szczegółowe niż wykorzystywane
w Polsce (margines mocy > 24%). Jest to zrozumiałe, gdyż pierwsze kryterium odnosi się do planowania
średniookresowego (do 3 lat), a drugie do planowania długookresowego (do 20-25 lat), a moc pozostała jest
tylko jednym ze składników tak zdefiniowanego marginesu mocy.
W ocenie krótkoterminowej wystarczalności wytwarzania w KSE wykorzystywane są również kryteria
1
deterministyczne (zgodne z IRiESP minimalne poziomy rezerw operacyjnych wynoszą 15%, 13%, 11%
2
3
4
odpowiednio dla planów PKR , PKM i PKD ). Kryteria te są używane podczas przygotowywania planów
koordynacyjnych. Jeśli wielkości kryterialne na rezerwy mocy nie są osiągalne, plan remontów elektrowni
jest ponownie rozpatrywany i zmieniany. W obecnych warunkach 15% rezerwy mocy wymaganej w Polsce w
horyzoncie czasowym 1 roku odpowiada 5-7% mocy pozostałej, zdefiniowanej w podejściu UCTE.
IRiESP podaje również obligatoryjne standardy w zakresie bezpieczeństwa i wystarczalności przesyłu
i wymaga, aby parametry jakości energii elektrycznej oraz niezawodności dostaw dla użytkowników sieci
zamkniętej były zamieszczane w umowie o świadczenie usług przesyłowych. Nadal podstawowym kryterium
niezawodności stosowanym w kraju i innych krajach UCTE jest deterministyczne kryterium „n-1”.
Istnieje ogólny konsensus, co do tego, że w warunkach konkurencyjnego rynku energii występować
będzie coraz większa presja od strony uczestników rynku na zastąpienie powyższych podejść
deterministycznych podejściami probabilistycznymi, jako że te ostatnie mogą zwiększyć efektywność
kosztową funkcjonowania systemu.
Postanowienia o regulacji ciągłości dostaw mogą bezpośrednio oddziaływać ekonomicznie na
podmioty lub przynosić efekty pośrednie w postaci informacji o stanie wykonania tych zadań przez
przedsiębiorstwa, udostępnianych w formie publikacji. Zwykle największe efekty pośrednie zapewniają
opracowania porównawcze, opisujące bieżący stan przedsiębiorstw w tym zakresie. W większości krajów UE
publikuje się dane o ciągłości dostaw energii elektrycznej, ale obowiązek ten spoczywa na różnych
podmiotach. Mogą to być regulatorzy, operatorzy, przedsiębiorstwa sieciowe lub ich stowarzyszenia.
Standardy jakościowe obsługi odbiorców są w Polsce określone przez „rozporządzenie systemowe” i
obejmują parametry jakości napięcia, ciągłości zasilania odbiorców grup przyłączeniowych IV i V oraz
zalecenia co do trybu załatwiania skarg i reklamacji. Wymagania co do ciągłości zasilania zestawiono w
tablicy 1.1.
Tablica 1.1. Wymagania co do ciągłości zasilania odbiorców w Polsce
Rodzaj
przerwy
Odbiorcy I - III oraz VI grupy przyłączeniowej
Odbiorcy IV i V grupy przyłączeniowej
Czas trwania jednorazowej przerwy ≤ 24 h,
Przerwy
Dopuszczalne czasy przerw określa umowa o świadczenie usług
nieplanowane przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa łączny czas trwania przerw w roku ≤ 48 h
Czas trwania jednorazowej przerwy ≤ 16 h,
Dopuszczalne czasy przerw określa umowa o świadczenie usług
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa łączny czas trwania przerw w roku ≤ 35 h
Czas jednorazowej przerwy w łącznym czasie ich trwania jest liczony od momentu zgłoszenia przez odbiorcę braku dostarczania energii
elektrycznej do jego przywrócenia
Przerwy
planowane
Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na przerwy:
Przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę;
Krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty;
Długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin;
Bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny;
Katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny.
Operatorzy systemu elektroenergetycznego (przesyłowego – OSP i dystrybucyjnych - OSD) są
zobowiązani, w terminie do 31 marca każdego roku, podawać do publicznej wiadomości, przez
zamieszczenie na swoich stronach internetowych, wskaźniki, wyznaczone dla poprzedniego roku
kalendarzowego, wymienione w tablicy 1.2.
1
2
3
4
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Plan koordynacyjny roczny.
Plan koordynacyjny miesięczny.
Plan koordynacyjny dobowy.
6
I. Zagadnienia wstępne (J. Paska)
Tablica 1.2. Wymagania co do publikacji wskaźników ciągłości zasilania odbiorców w Polsce
Wskaźnik
Operator
Wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy (ENS), w MW⋅h na rok, obejmujący przerwy krótkie,
długie i bardzo długie, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez ich uwzględnienia, określony jako suma iloczynów
mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy
Wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym (AIT), w minutach na rok, określony jako iloczyn liczby
60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy ENS, podzielony przez średnią moc dostarczoną przez
system przesyłowy (w MW), przy czym średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy stanowi energia elektryczna
dostarczona przez ten system w ciągu roku (w MW⋅h) podzielona przez liczbę godzin w roku (8760 h)
Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), w minutach na odbiorcę i rok,
określony jako suma iloczynów czasów trwania przerw i liczby odbiorców narażonych na skutki przerwy podzielona przez
łączną liczbę obsługiwanych odbiorców
Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), określony jako liczba wszystkich
odbiorców narażonych na skutki przerw tego rodzaju w ciągu roku podzielona przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców
Wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), określony jako liczba wszystkich odbiorców narażonych na skutki
przerw krótkich w ciągu roku podzielona przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców
7
OSP
OSP
OSP,
OSD
OSP,
OSD
OSP,
OSD