RynekEnergii91_04 - Paska

METODYKA ANALIZY I OCENY NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO W WARUNKACH RYNKU ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
Autor: Józef Paska
(„Rynek Energii” – nr 12/2010)
Słowa kluczowe: rynek energii elektrycznej, system elektroenergetyczny, niezawodność, analiza i ocena, metodyka
Streszczenie. W artykule przedstawiono syntetyczny przegląd aktualnego stanu metodyki analizy i oceny niezawodności
systemu elektroenergetycznego. Przedstawiono dostępne modele, metody i narzędzia komputerowe wraz z obliczanymi
wskaźnikami niezawodności i wymaganymi danymi. W końcowej części artykułu przedstawiono nowe kwestie, które pojawiły się wraz z rynkiem energii elektrycznej. Oznaczają one nowe wymagania co do niezawodności systemu elektroenergetycznego oraz metod analizy, które wpływają na zastosowanie opisanych metod i narzędzi. Nową ideą jest rozpatrywanie
niezawodności zasilania w kategoriach ekonomicznego zarządzania ryzykiem.
1. NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO, DEKOMPOZYCJA I
PODEJŚCIA METODYCZNE
Według NERC (North American Electric Reliability Council), CIGRE i UCTE niezawodność systemu
elektroenergetycznego (SEE) to pojęcie ogólne, obejmujące wszystkie miary zdolności systemu, zwykle wyrażone jako wskaźniki liczbowe, do dostarczania do wszystkich punktów zapotrzebowania energii elektrycznej o parametrach w granicach przyjętych standardów oraz w żądanych ilościach [4, 6, 811, 18-19, 24]. A zatem, jest to poziom funkcjonowania elementów systemu, skutkujący dostarczaniem
do odbiorców (klientów) energii elektrycznej w wymaganej ilości i o parametrach mieszczących się w
granicach ustalonych standardów. Niezawodność może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk. Niezawodność systemu elektroenergetycznego, obejmującego urządzenia
wytwórcze i przesyłowe, powinna uwzględniać dwa podstawowe aspekty funkcjonalne systemu - wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną1 (operational reliability), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność systemu do pokrywania zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię wszystkich odbiorców przez cały rozpatrywany okres, przy uwzględnieniu planowych i nieplanowych odstawień elementów systemu; a przez niezawodność operacyjną - zdolność systemu do funkcjonowania (w tym zachowania integralności) i realizacji swych funkcji pomimo występowania nagłych
zakłóceń, jak np. zwarcia lub nagłe, awaryjne odstawienia elementów systemu. Wystarczalność określa
zatem zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania w stanach ustalonych, niezawodność operacyjna
zaś – do przetrwania stanów przejściowych.
W praktyce, pojęcie niezawodności systemu elektroenergetycznego obejmuje, zarówno zagadnienia
wystarczalności, jak i niezawodności operacyjnej. Pierwsze dotyczy długoterminowego podejścia do
problemu niezawodności i należy głównie do sfery zainteresowań działów planowania. Drugie dotyczy
okresów krótkoterminowych leżących w sferze zainteresowań operatorów systemu.
Analiza i ocena niezawodności może odnosić się do przeszłości (jest dokonywana ex post) lub do przyszłości (jest to wówczas niezawodność prognozowana). W obu sytuacjach wyznacza się wartości odpowiednich miar niezawodności – wskaźników niezawodności.
1
Niekiedy określaną też mianem bezpieczeństwo (security).
Zwykle analizuje się niezależnie niezawodność podsystemów, składających się na SEE: wytwórczego,
przesyłowego, dystrybucyjnego; a zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania,
przesyłu, dystrybucji, zasilania konkretnych odbiorców [1, 8-12]. Można również w systemie wyróżnić
trzy poziomy hierarchiczne (rys. 1):
−
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 także na uwadze dodatkowe aspekty:
−
występuje często podział wytwarzania i dystrybucji pomiędzy pewną liczbę niezależnych przedsiębiorstw,
− coraz większy jest udział wytwarzania w źródłach, wykorzystujących odnawialne zasoby energii
(OZE) lub realizujących wytwarzanie skojarzone (źródła skojarzone), których rozwój jest wspierany
dyrektywami UE i krajowymi regulacjami prawnymi. Ich praca często podlega ograniczeniom zewnętrznym (dostępność energii pierwotnej, wytwarzanie energii elektrycznej determinowane zapotrzebowaniem na ciepło, wymagany regulacjami prawnymi udział w sprzedaży energii odbiorcom finalnym przez przedsiębiorstwa obrotu itp.),
− zwiększa się wykorzystanie źródeł wytwarzania o małej skali w ramach systemu rozdzielczego, tworzących generację rozproszoną (GR) [13].
Te dodatkowe aspekty, oraz deregulacja i konkurencja, powodują że następuje decentralizacja kompetencji i odpowiedzialności za niezawodność. Zadanie zapewnienia niezawodności dostawy energii elektrycznej odbiorcom staje się zadaniem zdekomponowanym na wiele niezależnych podmiotów – przedsiębiorstw energetycznych. Tym bardziej istotna staje się rola operatorów systemu elektroenergetycznego – operatorów systemów rozdzielczych i przede wszystkim operatora systemu przesyłowego.
PSW
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
i obiektydystrybucyjne
dystrybucyjne
Urz.
HL III
Rys. 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
Można także uwzględnić jeszcze jeden poziom - HL 0, który 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, 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 SEE 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 konkretnych węzłów obciążenia
oraz wskaźniki „systemowe” - dla całego systemu lub obszaru (na tym poziomie hierarchicznym). Nie
są one konkurencyjne, lecz komplementarne. Wskaźniki „systemowe” dają ocenę całościową, zaś
wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia stanowią miarę niezawodności systemu z punktu widzenia tych węzłów, a także dostarczają informacji wyjściowej dla analizy na następnym poziomie hierarchicznym.
Analiza niezawodności SEE 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.
O jakości zasilania energią elektryczną, a zatem o niezawodności dostawy energii elektrycznej
i w dużym stopniu o jej jakości decyduje niezawodność urządzeń i układów służących wytwarzaniu,
przesyłaniu i rozdzielaniu energii elektrycznej – niezawodność systemu elektroenergetycznego.
Z punktu widzenia zapobiegania tzw. wielkim awariom systemowym szczególnie istotna jest analiza
(prognozowanie) niezawodności systemów elektroenergetycznych, która winna mieć należne i trwałe
miejsce w analizach wykonywanych dla określenia warunków bezpiecznej pracy systemu w fazie programowania układów i parametrów pracy SEE.
Ogólny zarys metodyki analizy i oceny niezawodności SEE przedstawiono na rys. 2. Używając odpowiednich statystyk awaryjności tworzy się zestaw modeli awarii oraz odpowiadających im danych wejściowych. W części obliczeniowej, zależnie od użytej metody, otrzymuje się jeden lub wiele możliwych
scenariuszy. Z nich wyznacza się wskaźniki niezawodności systemu. W większości przypadków są to
wskaźniki dotyczące przerw i/lub ograniczeń w dostawie energii. Jakikolwiek inny deficyt w realizacji
świadczonych usług, np. brak dostatecznej zdolności przesyłowych może być również wyrażony przez
wskaźniki. Teoretycznie, wskaźniki te mogą być sprawdzane w relacji z aktualnym zachowaniem systemu, jeśli rozważany wariant rozwoju systemu jest realizowany i upłynął dostatecznie długi czas obserwacji.
Przeszłe zachowanie systemu
Część obserwowalna
Modele
zakłóceń
Dane niezaw.
urządzeń
Obliczanie niezawodności
Wskaźniki
niezawodności
Ocena/prognoza
Porównanie
Część obserwowalna
Przyszłe zachowanie systemu
Rys. 2. Etapy analizy niezawodności
systemu elektroenergetycznego
W zależności od zakresu badań, analiza niezawodności wymaga odwzorowania kompletnego, operacyjnego zachowania się systemu, do pewnego stopnia uwzględniając działania, ręczne lub automatyczne,
podjęte w odpowiedzi na awarie urządzeń. Dlatego też analiza niezawodności jest zadaniem o wiele
bardziej wyrafinowanym niż konwencjonalna analiza rozpływu mocy dla kryterium „n – 1”. Potrzebne
są odpowiednie modele reprezentujące elementy i system. Potrzeba również narzędzi obliczeniowych
i danych do wykonania obliczeń, wykorzystujących wspomniane modele i wskaźniki, a także wskaźników i metod pozwalających na wykorzystanie wyników tych modeli i metod do odpowiednich zastosowań praktycznych (rys. 3).
Wśród metod analizy i oceny niezawodności (prognozowanej) systemu dominują dwa główne podejścia, analityczne i symulacyjne. Są one równie często używane przy ocenie wystarczalności systemów
elektroenergetycznych.
Narzędzia
Modele
Dane
Ocena
Rys. 3. Elementy analizy niezawodności SEE
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.
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.
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 obu podejściach na poziomach HL II i HL III systemu elektroenergetycznego ocenia się niezawodność (wystarczalność) systemu 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.
2. ANALIZA I OCENA NIEZAWODNOŚCI WYTWARZANIA (POZIOM HL I SEE)
Niezawodność wytwarzania energii elektrycznej może być rozpatrywana jako zagadnienie przewyższania przez proces stochastyczny zapotrzebowania na moc Z(t) procesu stochastycznego zdolności wytwórczej systemu P(t). Model niezawodności wytwarzania stanowi zatem proces stochastyczny deficytu
mocy D(t) [8-9].
W praktyce interesuje nas głównie niezawodność wytwarzania w przyszłości, dla której nie jest znana,
i nie może być znana, funkcja D(t). Dla ustalonego t (ściśle określonej chwili) D(t) jest zmienną losową,
która może przyjmować wartości z określonego przedziału liczb rzeczywistych i dla której są, lub mogą
być, znane prawdopodobieństwa, z jakimi przyjmuje ona wartości z tego przedziału. Zbiór zmiennych
losowych D(t) dla wszystkich t∈[t1, t2] jest procesem stochastycznym D(t) określonym w przedziale [t1,
t2]. W terminologii procesów losowych jest to proces losowy z czasem ciągłym.
Parametry procesu deficytu mocy są charakterystykami ilościowymi niezawodności wytwarzania energii elektrycznej. Mogą to być między innymi:
−
czas T trwania deficytu, a więc czas w ciągu którego D(t) > 0 w przedziale [t1, t2],
− energia niedostarczona ∆A, czyli pole pod krzywą D(t),
− częstość n występowania deficytu, gdzie n - liczba przedziałów [τ1i, τ2i], zawartych w [t1, t2], w któ-
rych D(t) > 0.
Wyżej wymienione parametry charakteryzują niezawodność wytwarzania w przedziale [t1, t2] i dla
przeszłości są to konkretne wartości liczbowe opisujące funkcję deficytu mocy D(t). Dla przyszłości zaś
są zmiennymi losowymi charakteryzującymi proces stochastyczny deficytu mocy D(t). Ich rozkłady jest
bardzo trudno określić, natomiast stosunkowo łatwo można wyznaczyć wartości oczekiwane E[T],
E[∆A], E[n].
W zastosowaniu do zagadnień praktycznych procesy składowe deficytu mocy: proces zdolności wytwórczej i proces zapotrzebowania na moc; jak też niezbędne dla ich określenia modele zazwyczaj rozpatruje się niezależnie i oblicza wskaźniki niezawodności wytwarzania, przez odpowiednie połączenie
ich wynikowych charakterystyk.
W warunkach ustalonych zdolności wytwórczych systemu (niezmienny zestaw jednostek wytwórczych
i stałe ich parametry - moce osiągalne i wskaźniki niezawodności) proces stochastyczny zdolności wytwórczej P(t) jest stacjonarny i może być opisany przez swą dystrybuantę F(Pd) - dystrybuantę zdolności wytwórczej (mocy dyspozycyjnej) systemu. Zwykle ma to miejsce dla okresu odpowiadającego niezmiennej
liczbie
bloków
w
remoncie
planowym
(zazwyczaj
jeden
tydzień).
Istotne jest zrozumienie i właściwa interpretacja kryteriów probabilistycznych i wskaźników niezawodności używanych przy analizie i ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego na pierwszym
poziomie hierarchicznym (HL I) - niezawodności wytwarzania energii elektrycznej.
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.
Opis matematyczny wskaźników niezawodności wytwarzania energii elektrycznej w SEE (podsystemu
wytwórczego) został sformułowany w [8].
Dodatkowe czynniki uwzględniane w praktycznych obliczeniach wskaźników niezawodności wytwarzania energii elektrycznej to: nieokreśloność prognoz obciążenia i parametrów niezawodnościowych
jednostek wytwórczych, planowa profilaktyka, jednostki wytwórcze wykorzystujące odnawialne zasoby
(źródła) energii, wprowadzanie programów kształtowania popytu na energię elektryczną (DSM) i ich
efekty.
3. ANALIZA I OCENA NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
I SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
Przy analizie i ocenie niezawodności SEE na poziomie hierarchicznym HL II (podsystem wytwórczy +
sieć przesyłowa) są obliczane wskaźniki dwojakiego typu: wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia oraz wskaźniki „systemowe” - dla całego systemu (na tym poziomie hierarchicznym) [2-3, 8-11].
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 niezawodności operacyjnej SEE.
Wskaźniki prognozowane są obliczane dla przyszłości, z wykorzystaniem odwzorowania struktury
systemu i modeli niezawodności jego elementów.
Wskaźniki systemowe, z przeszłości i prognozowane, są niezmiernie ważne z punktu widzenia 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. dodania linii. 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 (lub ich ograniczonym zbiorze), pożądana jest znajomość wartości wskaźników „przed” i
„po” tym wydarzeniu (działaniu wzmacniającym). Może to być obiektywnie i efektywnie zmierzone
tylko za pomocą wskaźników niezawodności dla węzłów (punktów) odbiorczych.
Jeśli chodzi o awarie (wyłączenia, odstawienia) elementów sieciowych SEE to najczęściej są modelowane:
− Wyłączenia niezależne (independent outages). Są one najłatwiejsze do analizy. Zdarzenia te obejmują tylko same elementy. Gdy dwa lub więcej zachodzą w tym samym czasie, znane są pod nazwą nakładających się (overlapping) lub jednoczesnych (simultaneous) wyłączeń niezależnych i mogą być
geograficznie i elektrycznie bardzo bliskie lub bardzo odległe.
− Wyłączenia zależne (dependent outages). Zależą one od wystąpienia jednego lub więcej innych odstawień. Przykładem jest wyłączenie jednego toru linii dwutorowej następujące z powodu przeciążenia, po wyłączeniu drugiego toru. Zdarzenie to jest jednym z tych, które mogą spowodować kaskadowy (lawinowy) rozwój awarii (cascade outages) i problemy związane z niezawodnością operacyjną; z powodów opisanych wcześniej, nie jest ono 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. Przykładami są: uderzenie pioruna w słup linii przesyłowej powodujące przeskok do dwóch lub więcej torów linii, zawalenie się słupa linii dwutorowej.
− Efekty pogodowe (weather related effects). Wiadomo, że pogoda ma olbrzymi wpływ na procesy
uszkodzeń linii napowietrznych. Ma miejsce nasilanie się uszkodzeń w krótkich okresach, przy nie-
pomyślnych 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.
− 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. Przykładem jest stacja w układzie wieloboku.
Układ zabezpieczeń stacji jest taki, że pojedyncze uszkodzenie, powstałe w pewnych elementach
spowoduje wyłączenie jednoczesne wielu linii i/lub jednostek wytwórczych. Ponieważ większość
badań na poziomie HL II przy analizie rozpływu mocy opiera się na rozpatrywaniu schematu jednonitkowego (bez układu stacji i linii dwutorowych), efekt wydarzeń zapoczątkowanych w stacjach
może być bardzo łatwo przeoczony.
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 [5, 7-9, 21] wymieniono i opisano wskaźniki niezawodności stosowane w praktyce międzynarodowej do analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego na różnych poziomach hierarchicznych. W Polsce dopiero ostatnie rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2007 roku [20], zwane
rozporządzeniem
„systemowym”
wprowadza
pewien
postęp
w tym
zakresie.
Nowe regulacje zobowiązują operatorów systemów sieciowych (przesyłowego i dystrybucyjnych) do
podawania do publicznej wiadomości na swoich stronach internetowych wartości wskaźników dotyczących przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.
W rozporządzeniu systemowym [20] zamieszczono pięć wskaźników dotyczących przerw w dostarczaniu energii elektrycznej. Zostały one zaczerpnięte z dużego zbioru, rekomendowanego do praktycznego
stosowania przez międzynarodową grupę roboczą C 4.07 CIGRE/CIRED. W przypadku systemów dystrybucyjnych grupa ta zaleca określanie wskaźników przerw na podstawie dokumentu IEEE Std. 1366
[7].
Analizując definicje wskaźników zamieszczonych w rozporządzeniu systemowym, zauważa się potrzebę dokonania w nich uzupełnień oraz wyeliminowania niejasności. Dziwi zdecydowanie „bardziej łagodne” potraktowanie operatorów systemów dystrybucyjnych.
4. PROGRAMY KOMPUTEROWE DO ANALIZY I OCENY NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO
Programy komputerowe, za pomocą których można dokonać analizy i oceny niezawodności systemu
elektroenergetycznego, można podzielić na trzy grupy:
− systemy informatyczne do kompleksowej obsługi przedsiębiorstw elektroenergetycznych w zakresie
analiz systemowych, w których występuje moduł do obliczeń niezawodności. Do tej grupy można
zaliczyć: PSS™TPLAN, NEPLAN oraz DIgSILENT Power Factory;
− programy specjalistyczne do obliczeń niezawodności, stanowiące samodzielne narzędzia. Zostały
one stworzone z myślą o przedsiębiorstwach elektroenergetycznych. Do tej grupy należy zakwalifikować programy takie, jak: TRELSS, PROCOSE, DISREL, SUBREL, TRANSREL, WindEx
AWAR;
− programy mające swe zastosowanie w pracach badawczych z zakresu niezawodności systemu elektroenergetycznego. Są to programy takie jak: CREAM, COMPASS, ZuBer, NIEZ, ONW.
Zestawienie ww. programów, wraz z ich potencjalnym zakresem zastosowania zostało zawarte
w tabeli 1.
W Polsce do analizy i oceny niezawodności wykorzystywano różne narzędzia komputerowe: NIEZ,
ONW, TPLAN, TRELSS. Ten ostatni został wdrożony w ramach projektu realizowanego w latach
1998-1999 dla EPRI i PSE SA przez Politechnikę Warszawską [15], w latach 2001-2002 uzupełniony
nakładką pozwalającą wczytywać dane systemu w formacie KDM [16] i zmodyfikowany do postaci
pozwalającej uwzględniać elektrownie wiatrowe (rys. 4) [17].
Rys. 4. Główny ekran programu TRELSS & WIND - PW
Nazwa
programu
CREAM
TRELSS
PROCOSE
COMPASS
DISREL
SUBREL
Tabela 1
Zestawienie podstawowych cech programów
Metoda
Twórca programu
Zastosowanie
obliczeń
EPRI, USA
symulacyjna niezawodność systemów przesyłowych
EPRI, USA
analityczna
niezawodność dużych
systemów przesyłowych
Ontario Hydro, USA
symulacyjna niezawodność systemów przesyłowych
University of Manchester, analityczna niezawodność systemów przesyłoWielka Brytania
wych
General Reliability, USA analityczna niezawodność sieci rozdzielczych
General Reliability, USA analityczna niezawodność stacji elektroenergetycznych
Nazwa
programu
TRANSREL
ZuBer
PSSTPLAN
NEPLAN Reliability
NIEZ
DIgSILENT Power
Factory
ONW
WindEx AWAR
Metoda
Zastosowanie
obliczeń
General Reliability, USA analityczna niezawodność sieci przesyłowych
Uniwersytet w Darmstadt, analityczna niezawodność systemu wytwórczeNiemcy
go
i przesyłowego
Siemens PTI, USA
analityczna niezawodność dużych sieci przesyłowych
i rozdzielczych
BCP, Szwajcaria
analityczna niezawodność dużych sieci przesyłowych
i rozdzielczych
Politechnika Śląska, Polska analityczna niezawodność sieci przesyłowych
i rozdzielczych
DIgSILENT GmbH,
analityczna, niezawodność dużych sieci przesyNiemcy
symulacyjna
łowych
i rozdzielczych
Politechnika Warszawska, analityczna, niezawodność systemu wytwórczesymulacyjna
Polska
go
Elkomtech S.A., Polska
analiza
niezawodność sieci dystrybucyjnej
danych
Twórca programu
5. BADANIA NIEZAWODNOŚCI SEE W WARUNKACH RYNKU ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
Ponieważ zmiany w elektroenergetyce postępują, należy przypuszczać, że badania niezawodności systemów elektroenergetycznych (w szczególności systemów przesyłowych) również zmienią swój charakter. O ile w systemie, który był zarządzany centralnie jednostka zajmująca się planowaniem systemu
była odpowiedzialna za badania niezawodnościowe, o tyle w systemach zdencentralizowanych inwestycje w obiekty do produkcji i/lub przesyłu energii elektrycznej są motywowane aspektami rynkowymi
i niezawodność systemu nie jest bezpośrednio brana pod uwagę - pośrednio, zmniejszenie niezawodności systemu może spowodować wzrost cen energii (wytwarzania lub w węzłach systemu) i byłby to bodziec do inwestycji w jednostki wytwórcze i/lub elementy sieci przesyłowej. Już obecnie badanie niezawodności systemów przesyłowych jest, i przypuszczalnie w przyszłości będzie, domeną operatorów
sieci i w mniejszym stopniu właścicieli infrastruktury. Definicja wystarczalności (adequacy) systemu
przesyłowego może również ulec zmianie. Endrenyi i Wellsow zaproponowali następującą definicję:
Wystarczalność systemu przesyłu energii elektrycznej jest zdefiniowana jako zdolność do pokrycia zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię we wszystkich węzłach odbiorczych (punktach obciążenia) sieci, z wewnętrznych i zewnętrznych źródeł, przy zachowaniu ograniczeń wynikających z fizycznych właściwości sieci, wypełniając zobowiązania kontraktowe i biorąc pod uwagę planowane i
nieplanowane wyłączenia elementów sieci [14].
Tak więc niezawodność systemu przesyłowego nie jest już wyłącznie funkcją struktury sieci, zdolności
wytwórczej jednostek generacyjnych i obciążeń do niej bezpośrednio przyłączonych, ale również funkcją zmian w przesyle mocy i energii spowodowanych zobowiązaniami kontraktowymi. Operatorzy sieci
elektroenergetycznych będą zobowiązani (w wielu krajach już są) do zapewnienia przepływu energii
pomiędzy podmiotami z poza granic kraju lub regionu. Również budowa nowych elektrowni poza sferą
działania przedsiębiorstwa będzie miała duży wpływ na rzeczywistą niezawodność systemu elektroenergetycznego. Także dotychczasowe kryteria deterministyczne (kryterium N - 1) nie będą już miały
zastosowania i kryteria probabilistyczne będą prawdopodobnie podstawowymi kryteriami dla nowych
inwestycji sieciowych.
Klasyfikacja i definicje stanów operacyjnych systemu pozostaną prawdopodobnie niezmienione. Jednak definicje stanów awaryjnych mogą ulec zmianie. Stan, który jest wystarczalny dla jednego typu
obciążenia może stać się stanem pogotowia lub zagrożenia przy innym typie spowodowanym przepływami w sieci elektroenergetycznej poza kontrolą jej operatora. W niektórych krajach już istnieje potrzeba zgłaszania przez kontrahentów kupujących lub sprzedających energię elektryczną możliwości
powstania przepływów przez sieć poza terenami transakcji. Badania niezawodności sieci będą musiały
uwzględnić mechanizmy rynkowe, których modelowanie jest nowym wyzwaniem dla specjalistów od
badania niezawodności systemów elektroenergetycznych.
W klasycznej analizie niezawodności wynikami są „techniczne” wskaźniki niezawodności wyrażone
zwykle częstością i czasem trwania przerw itp., i są one zazwyczaj używane do badania spełnienia założonych kryteriów [22, 25]. W zliberalizowanym środowisku te wskaźniki niezawodności będą prawdopodobnie włączane do modeli oceny ekonomicznej. Oferuje to nowe możliwości dla oceny i dla coraz
powszechniejszego stosowania analiz niezawodności, ale oczywiście wymaga także odpowiednich badań w tych nowych obszarach.
Wyzwaniem jest opracowanie sposobu przejścia od obliczeń technicznych wskaźników niezawodności
do zarządzania ryzykiem ekonomicznym w planowaniu rozwoju i eksploatacji systemu elektroenergetycznego. Dla każdej decyzji z zakresu planowania rozwoju, czy eksploatacji, należy uwzględnić ryzyko ekonomiczne z perspektywy zainteresowanych uczestników rynku.
Generalnym problemem w analizie i ocenie niezawodności jest to, że utrzymanie określonego poziomu
niezawodności (jakości) zasilania wymaga nakładów ze strony operatora systemu (lub właściciela infrastruktury), podczas gdy niedostateczna jakość generuje koszty głównie po stronie odbiorców. Szczególnie dla odbiorców przemysłowych jakość zasilania jest – wraz z ceną – najbardziej interesującą cechą
dostawy energii elektrycznej. W przeszłości wykonano wiele wysiłków, aby te koszty ocenić ilościowo
z odpowiednią dokładnością [22, 25].
W zasadzie jest pożądane osiągnięcie ogólnego (społecznego) optimum, powiązanego z polityką ekonomiczną. Jednakże na zliberalizowanym rynku wszyscy uczestnicy dążą do maksymalizacji własnego
zysku. Ponieważ odbiorcy energii generalnie nie mogą zmienić swojego operatora sieciowego (systemowego), wolny rynek typu „cena kontra jakość” dla usług przesyłowych i dystrybucyjnych nie może
funkcjonować prawidłowo.
Idąc dalej, z powodów technicznych niezawodność może być tylko częściowo dostosowana do potrzeb
indywidualnego odbiorcy energii. Dla przykładu, w przypadku deficytów mocy czynnej lub problemów
na poziomie sieci przesyłowej, zwykle duża liczba odbiorców zostanie dotkniętych problemami, podczas gdy na poziomie dystrybucji można podjąć pewne działania zgodnie z potrzebami indywidualnego
odbiorcy.
Dlatego, zależnie od poziomu systemu, są potrzebne różne podejścia by zapewnić wymaganą jakość
dostaw. Wszystkie te podejścia mają jedną wspólną myśl: próbują przetłumaczyć (przenieść) zewnętrzne koszty odbiorców wynikłe z niedostatecznej jakości zasilania na wewnętrzne koszty przedsiębiorstwa elektroenergetycznego.
Z perspektywy odbiorcy energii jest pożądane zbudowanie struktury zorientowanej na klienta, gdzie
odbiorca powinien mieć możliwość wyboru pomiędzy kilkoma opcjami, dotyczącymi jakości usługi i
jej ceny. Dla przykładu, odbiorcy mogą wybierać indywidualnie odpowiednią niezawodność przez
wniesienie za podwyższoną niezawodność dodatkowej opłaty „ubezpieczeniowej”. Można również do
planowania rozwoju przesyłu i inwestycji wykorzystać podejście oparte na wartościowaniu niezawodności
przez
odbiorcę,
bazujące
na
badaniach
koszt-efektywność.
W zliberalizowanej elektroenergetyce budowa i lokalizacja nowych jednostek wytwórczych będzie podyktowana niemal całkowicie względami rynkowymi [22-23, 25]. Rynki są jednakże pełne niepewności, więc w konkurencyjnym środowisku analiza ryzyka i zarządzanie ryzykiem stają się ważne dla wytwórców energii. Typowe rodzaje ryzyka to: ryzyko cenowe, ryzyko spowodowane przez niepewny
popyt, w tym popyt wrażliwy cenowo, i niedokładne prognozy obciążenia, oraz ryzyko spowodowane
awariami
jednostek
wytwórczych
i
wykorzystaniem
generacji
rozproszonej.
Istniejąca sieć przesyłowa, a przede wszystkim sieć rozdzielcza, stanowi bardzo znaczące aktywa, nawet w sensie makroekonomicznym. Dlatego też dzisiejsze dążenie do ograniczania kosztów wymaga
wyrafinowanego i uważnego zarządzania tymi aktywami. Podobnie jak w przypadku podsektora wytwarzania, również w przesyle i dystrybucji celem każdej z metod zarządzania aktywami jest maksymalizacja zysku.
Zgodnie z zadaną strukturą regulacji jakości dostaw na poszczególnych rynkach, niezawodność działania systemu elektroenergetycznego może mieć znaczący wpływ na wyniki finansowe, oprócz dobrze
znanych kosztów remontów, serwisu, kapitału, administracji i personelu. Jednakże dążenie do redukcji
kosztów często objawia się w działaniach, które mają negatywny wpływ na niezawodność systemu
elektroenergetycznego (rys. 5).
Starzenie się
urządzeń
Zwiększanie
obciążenia
urządzeń
Ograniczanie
remontów
Dyspozycyjność urządzeń
Uproszczona
struktura sieci
Redukcja personelu
utrata know how
Niezawodność systemu
Rys. 5. Czynniki mające wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego na zliberalizowanych rynkach
Problem znalezienia równowagi pomiędzy niskimi kosztami operacyjnymi i kapitałowymi a odpowiednią niezawodnością systemu jest kluczowy. Podczas gdy wykonanie obliczeń tylko dla finansowych
aspektów zarządzania aktywami jest stosunkowo proste, określenie i ocena technicznych wskaźników
niezawodności jest znacznie trudniejsze. Obecnie na tym polu są prowadzone badania, ale szczegółowe
i pewne dane dla takich rozważań w większości przypadków nie są jeszcze dostępne.
Tym niemniej, obecnie wykorzystywane narzędzia komputerowe do analizy i oceny niezawodności
SEE są w stanie radzić sobie z intensywnościami uszkodzeń zależnymi od czasu. Przy założeniu, iż jest
możliwe zgromadzenie brakujących danych wejściowych, można zdefiniować metodykę zarządzania
aktywami uwzględniającą niezawodność.
6. PODSUMOWANIE
Przemiany w sektorze energii elektrycznej dały bodziec do innego traktowania zagadnień niezawodności systemu elektroenergetycznego. Rośnie nacisk na zapewnienie odpowiedniego poziomu niezawodności w przyszłości, tak ze strony ciał regulacyjnych, jak i odbiorców energii.
Liberalizacja elektroenergetyki prowadzi do rozdzielenia wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii
elektrycznej. Co więcej, presja rosnących kosztów na konkurencyjnych rynkach zmusza firmy do redukcji inwestycji i kosztów operacyjnych, co generalnie wywoła negatywne efekty w dziedzinie jakości
zaopatrzenia w energię elektryczną. Na takim podłożu narastają pytania o przyszły poziom niezawodności zasilania, a zainteresowanie szczegółowymi analizami niezawodności systemu elektroenergetycznego wzrasta.
LITERATURA
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
Billinton R., Allan R.N.: Reliability Assessment of Large Electric Power Systems. Kluwer Academic
Publishers. Boston-Dordrecht-Lancaster, 1988.
Billinton R., Kumar S.: Indices for Use in Composite Generation and Transmission System Adequacy Evaluation. Electrical Power & Energy Systems. Vol. 12, No. 3, July 1990.
Bulk System Reliability - Measurement and Indices. A Report by IEEE Working Group on Measurement Indices. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 4, No. 3, 1989.
Definition of “Adequate Level of Reliability”. NERC. December 2007.
Fourth Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply 2008. 10 December 2008.
Glossary of Terms Used in Reliability Standards. NERC. November 13, 2008.
IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. IEEE Std. 1366 – 2003.
Paska J.: Ocena niezawodności podsystemu wytwórczego systemu elektroenergetycznego. Prace
Naukowe PW – Elektryka. Nr 120, 2002.
Paska J.: Niezawodność systemów elektroenergetycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki
Warszawskiej. Warszawa 2005.
Paska J.: Ocena i rozwinięcie merytoryczne definicji związanych z bezpieczeństwem systemu
elektroenergetycznego. PBZ-MEiN-1/2/2006. Warszawa, grudzień 2007.
Paska J.: Analysis and Evaluation of Electric Power System Reliability. Przegląd Elektrotechniczny. Nr 7, 2008.
Paska J.: Electric Power System Reliability Optimization. Przegląd Elektrotechniczny. Nr 11,
2008.
Paska J.: Reliability Issues in Electric Power Systems with Distributed Generation. Rynek Energii
nr 5, 2008.
Paska J., Anders G.J., Kłos A: Pojęcia bezpieczeństwa elektroenergetycznego i niezawodności
systemu elektroenergetycznego w różnych horyzontach czasowych. Archiwum Energetyki. Tom
XXXIX(2009), nr 1.
Paska J. (Principal Investigator), Bartczak J., Kłos A., Momot, Nowakowska E.; Bargiel J., Goc
W.,
Sowa P., Teichman B.: Application of TRELSS and Implementation of Value-Based Reliability
Approach at Polish Power Grid Company. TR-114816. EPRI, Palo Alto, CA and PPGC, Warsaw,
Poland,
March 2000.
[16] Paska J. i inni: System wspomagania analiz niezawodnościowych pracy Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego. Praca dla PSE SA. Warszawa, wrzesień 2002.
[17] Paska J. i inni: Opracowanie modeli niezawodnościowych dla generacji wiatrowej. Praca dla PSEOperator SA. Warszawa, czerwiec 2008.
[18] Power System Reliability Analysis. Application Guide. CIGRE WG 03 of SC 38 (Power system
analysis and techniques). Paris, 1987.
[19] Power System Reliability Analysis. Composite Power System Reliability Evaluation. CIGRE
Task Force 38-03-10. Paris, 1992.
[20] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 w sprawie szczegółowych warunków
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz. U. 2007 r. Nr 93, poz. 957; 2008 r. Nr 30,
poz. 178; 2008 r. Nr 162, poz. 1005.
[21] Security of Electricity Supply. CEER Report 2004. September 2004.
[22] Singh Ch., Schwan M., Wellsow W.H.: Reliability in Liberalized Electric Power Markets – from
Analysis to Risk Management – Survey Paper. 14th Power Systems Computation Conference. Sevilla – Spain, June 24-28, 2002.
[23] Sorg A., Wellssow W.H.: Valuation of Planning Criteria in a Competitive Market. Proceedings of
the International Conference on Electric Utility Deregulation, Restructuring and Power Technologies (DRPT 2000). London, 2000.
[24] UCTE System Adequacy Methodology. UCTE. January 2009.
[25] Wen F.S., Felix F., Ni Y.X.: Generation Capacity Adequacy in the Competitive Electricity Market
Environment. Electrical Power & Energy Systems. Vol. 26, 2004.
METHODOLOGY OF ELECTRIC POWER SYSTEM RELIABILITY ANALYSIS AND
ASSESSMENT IN ELECTRICITY MARKET CONDITIONS
Key words: electricity market, electric power system, reliability, analysis and assessment, methodology
Summary. In this paper the synthetic review of state-of-art in the area of electric power system reliability analysis and assessment methodology is given. The available models, methods and computer tools are discussed as well as evaluated reliability indices and data needs. In the final part of the paper the new issues, which appeared together with electricity markets,
are presented. The new requirements concerning power system reliability and its analysis methods have appeared. They are
influencing on applying of described methods and tools. The new idea is that supply reliability should be considered in categories of economic risk management.
Józef Paska, prof. dr hab. inż., kierownik Zakładu; ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej.
Jego zainteresowania naukowe dotyczą niezawodności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną, technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym wytwarzania
rozproszonego i wykorzystania odnawialnych zasobów energii, gospodarki elektroenergetycznej oraz
ekonomiki elektroenergetyki. Autor ponad 220 artykułów i referatów oraz 9 monografii i podręczników
akademickich.
Należy do Polskiego Towarzystwa Elektrotechniki Teoretycznej i Stosowanej, Polskiego Towarzystwa
Nukleonicznego, World Scientific and Engineering Academy and Society oraz do International Council
on Large Electric Systems (CIGRE).
Politechnika Warszawska, Wydział Elektryczny, Instytut Elektroenergetyki, Zakład Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej (ZEiGE), ul. Koszykowa 75, 00-662 Warszawa, e-mail: [email protected]