RynekEnergii91_06 - Bieliński Bielński

PROCEDURY DYSPOZYTORSKIEGO WYŁĄCZANIA
NAPIĘCIA W STANACH DEFICYTU MOCY
LINII ŚREDNIEGO
Autorzy: Kazimierz S. Bieliński, Włodzimierz Bieliński
(„Rynek Energii” – grudzień 2010)
Słowa kluczowe: deficyt mocy, dyspozytorskie wyłączanie linii średniego napięcia, system elektroenergetyczny
Streszczenie. W pracy scharakteryzowano procedury postępowania w przypadku wprowadzania ograniczeń awaryjnych
w stanie deficytu mocy elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE). Realizowane są one jako
dyspozytorskie wyłączenia linii średniego napięcia. Wskazano na potrzebę badań i weryfikacji procedur postępowania
z uwzględnieniem nie tylko kryterium skuteczności, ale również kryterium minimum kosztów strat poniesionych przez
odbiorców, z tytułu zapowiedzianego lub niespodziewanego wyłączenia zasilania i niedostarczenia energii elektrycznej.
1. WPROWADZENIE
Popularne na przełomie lat siedemdziesiątych i osiemdziesiątych ubiegłego wieku określenie „stopień
zasilania” oznaczało w praktyce pozbawienie zasilania energią elektryczną części odbiorców, jako
skutek występującego deficytu mocy. Był on na tyle duży i długotrwały, że w celu zbilansowania mocy
niezbędne okazywały się częste wyłączenia wielu linii SN. Działania tego typu podejmowano po
ogłoszeniu i wprowadzeniu na terytorium kraju dwudziestego stopnia zasilania.
Mimo, że w późniejszych latach nie było potrzeby wprowadzania stopni zasilania, a tym bardziej wyższych od dwudziestego, zakłady energetyczne (dawniej) i Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych
(obecnie) nieprzerwanie sporządzają coroczne plany wyłączania linii na wypadek pojawienia się
deficytu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE). W planach tych wskazuje się linie
przewidziane do wyłączenia w trybie dyspozytorskim, w zadanej strefie doby, w przypadku ogłoszenia
określonego kodowo (A1-A9) stopnia zasilania.
Zachodzące zmiany w strukturze własnościowej energetyki oraz kolejne zmiany prawa powodują, że
obecnie podobne do poprzednio stosowanych pozostały jedynie założenia proceduralne realizacji wyłączeń dyspozytorskich, natomiast tryb ogłaszania, wprowadzania, koordynacji i odpowiedzialności są już
całkowicie odmienne. Różnice polegają również na tym, że w przeszłości niektóre działania podejmowano dopiero po zrealizowaniu działań je poprzedzających. Obecnie, z uwagi na inne uwarunkowania
formalno-prawne, pewne działania można podejmować niezależnie (również współbieżnie).
Zdaniem autorów celowe wydaje się poszukiwanie takich procedur wprowadzania wyłączeń
dyspozytorskich linii, które oprócz gwarantowania skuteczności ograniczania deficytu, będą również
minimalizować uciążliwości i koszty strat ponoszonych przez odbiorców. Potrzebny jest zatem
odpowiedni model matematyczny. Jest on obecnie tworzony w ramach grantu 4569/B/T02/2009. Opis
modelu będzie przedmiotem oddzielnej publikacji. W niniejszej pracy przedstawiono zagadnienia
mające istotny wpływ na jego postać.
2. PRAWNE UWARUNKOWANIA WPROWADZANIA OGRANICZEŃ
Istnieje szereg aktów prawnych dotyczących, w pewnym zakresie, problematyki dystrybucji energii
elektrycznej w stanach deficytu mocy. Są to miedzy innymi:
− ustawa „Prawo energetyczne”[18],
− rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego [15],
− rozporządzenie Rady Ministrów w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w
sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła [14],
− Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – obowiązująca na obszarze zarządzanym przez
Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) [7],
− Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – obowiązująca na terenie lokalnego Operatora
Systemu Dystrybucyjnego (OSD) [8].
Dodatkowo, każdy OSD bazując na obowiązujących przepisach prawnych, opracowuje lokalny plan
postępowania na wypadek sytuacji katastrofalnej, powodującej wystąpienie deficytu mocy.
W przypadku deficytu mocy wytwórczej lokalni OSD wprowadzają ograniczenia w dostarczaniu i
poborze energii elektrycznej w trybie normalnym i/lub awaryjnym.
Ograniczenia w poborze mocy elektrycznej realizowane w trybie normalnym wprowadzane są zgodnie
z planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej [14] i określa się je w stopniach
zasilania od 11 do 20. Precyzyjny opis tego, jakie działania podejmowane są w poszczególnych
stopniach zasilania zawarto w [6].
Wszyscy odbiorcy objęci ograniczeniami w trybie normalnym są corocznie powiadamiani w formie pisemnej przez lokalnego OSD o poziomach mocy ograniczeń i zasadach ich wprowadzania [7, 8, 14, 15].
Szczegóły dotyczące sposobu reakcji odbiorcy na ogłoszony stopień zasilania określa się na etapie
uzgodnień umowy o dostarczanie energii elektrycznej np. przez wyznaczenie mocy minimalnej,
pozwalającej odbiorcy uniknąć znacznych strat oraz zagrożeń zdrowia i życia załogi.
Ograniczenia realizowane w trybie awaryjnym mogą być wykonane w dwóch wariantach:
− wyłączenia realizowane przez służby dyspozytorskie w tym:
− wyłączenia awaryjne odbiorców, zrealizowane w czasie do 1 godziny od wydania polecenia,
poprzez wyłączenie linii i stacji SN. Przyjmuje się dziewięciostopniową skalę wyłączeń awaryjnych od A1 do A9. Wyłączenia awaryjne w skali od A1 do A9 powinny zapewnić zmniejszenie
poboru mocy o 15%,
− wyłączenia katastrofalne odbiorców zrealizowane w czasie do 30 min od wydania polecenia,
poprzez wyłączenie linii 110 kV i transformatorów 110 kV/SN. Przyjmuje się trójstopniową skalę
wyłączeń katastrofalnych od SK1 do SK3. Wyłączenia katastrofalne w skali od SK1 do SK3
powinny zapewnić zmniejszenie poboru mocy o kolejne 15%. W zasadzie przyjmuje się, że
wyłączenia katastrofalne realizowane są po stwierdzeniu braku skuteczności wyłączeń
awaryjnych.
− wyłączenia realizowane samoczynnie przez automatykę zabezpieczeniową [6, 8].
Operator systemu przesyłowego, w porozumieniu z operatorami systemów dystrybucyjnych, ustala
wartości obniżenia poboru mocy z sieci przesyłowej przez sieci dystrybucyjne, w poszczególnych
stopniach wyłączeń awaryjnych i katastrofalnych. Zgodnie z ostatnimi zmianami w ustawie [18]
operator systemu przesyłowego może wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej nie dłużej niż na okres 72 godzin.
Plany ograniczeń awaryjnych i katastrofalnych traktować należy jako procedury wprowadzone przez
operatora systemu przesyłowego, pozwalające na uzyskanie efektów w stosunkowo krótkim czasie.
W praktyce ograniczenia realizowane są przez operatorów systemów dystrybucyjnych jako ręczne
wyłączenia wytypowanych linii 15 kV, wyprowadzonych ze stacji 110/15 kV. Wyłączenie linii ma
spowodować ograniczenie zapotrzebowania na moc elektryczną na danym obszarze, aby uchronić
system przed blackout’em.
3. OGÓLNA CHARAKTERYSTYKA PROCEDUR POSTĘPOWANIA PRZY
WPROWADZANIU OGRANICZEŃ
Ograniczenia wprowadzane w trybie normalnym są czasochłonne gdyż wymagają uzgodnień z
organami regulacyjnymi. Ograniczenia te można zastosować jedynie w przypadku deficytu mocy
wytwarzanej
w KSE,
dającego
się
przewidzieć
ze
znacznym
wyprzedzeniem.
Nie dotyczy to już ograniczeń awaryjnych i katastrofalnych realizowanych przez OSD na polecenie
OSP. Ten sposób wprowadzania ograniczeń nazywano awaryjnym wyłączeniem dyspozytorskim.
Specyfika awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich polega przede wszystkim na tym, że wprawdzie o potrzebie ich stosowania decydują cechy deficytu mocy, do których zaliczyć można jego głębokość, czas
trwania oraz okres doby, w którym deficyt miał miejsce, lecz w rezultacie końcowym od decyzji
dyspozytora zależy to, które linie zostaną wyłączone i jak długo wyłączenia te będą trwały.
Wyżej wymienione czynniki sprawiają, że częstość stosowania wyłączeń dyspozytorskich konkretnych
linii SN ulega cyklicznym zmianom, przy czym na szczególne wyróżnienie zasługują zmiany w cyklach
dobowych i rocznych.
Od dyspozytora sterującego procesem rozdziału awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich linii zależy w
dużej mierze jak często będą powtarzały się wyłączenia dyspozytorskie poszczególnych linii oraz jakie
zostaną przyjęte sposoby ostrzegania odbiorców o mających wystąpić wyłączeniach. Ze względu na
wzrastającą wrażliwość odbiorców, zrezygnowano z tzw. „mrugania” wyprzedzającego wyłączenie
zasilania linii. Obecnie ostrzeżenie odbiorców o mającym nastąpić wyłączeniu może odbywać się przez
ogłaszanie komunikatów radiowych, telefonicznych lub informowanie przez Internet.
Przyjmuje się, że potrzeba ograniczeń poboru mocy wprowadzanych w trybie normalnym i awaryjnym
może pojawić się niezależnie, lecz nie można wykluczyć wystąpienia jednoczesnego. Warto zauważyć,
że deficyt mocy (energii) elektrycznej może mieć różny charakter. Może to być deficyt krótkotrwały
(incydentalny) lub długotrwały (permanentny). Spotyka się opinie, że ten drugi przypadek jest mało
prawdopodobny.
Niewątpliwie podstawowym kryterium, którym powinien się kierować dyspozytor (OSD), wprowadzający wyłączenia linii według określonej strategii (planu), jest skuteczność działań zmierzających do
ograniczenia poboru mocy przez odbiorców do wymaganego (postulowanego) poziomu. Mogłoby to
w praktyce oznaczać czasem kilku a nawet kilkunastogodzinne wyłączenia linii o największych
wartościach mocy pobieranej i z możliwością szybkiego zrealizowania operacji łączeniowych.
Prowadziłoby to do bardzo dużych uciążliwości dla odbiorców. Dlatego, zdaniem autorów, powinno się
brać pod uwagę również kryterium ekonomiczne.
Zagadnieniu wyznaczania powstających strat poświęcano wiele prac naukowych. Dotyczyły one
zasadniczo kosztów ponoszonych przez odbiorców przemysłowych [17, 9], ale również odbiorców
komunalno-bytowych [4].
Wyniki badań dotyczących skutków gospodarczych niedostarczenia energii elektrycznej do odbiorców,
przeprowadzonych w Polsce w latach 70-tych i 80-tych ubiegłego wieku, utraciły aktualność wobec
zmian społeczno-gospodarczych, które miały miejsce po roku 1990. Ten fakt uzasadnia celowość
podejmowania nowych badań uwzględniających aktualny stan organizacyjno-prawny obowiązujący w
polskiej elektroenergetyce [7, 12, 14, 18].
W zależności od miejsca powstawania, koszty strat wynikających z niedostarczenia energii elektrycznej
można podzielić na trzy grupy:
− koszty ponoszone przez dystrybutora energii elektrycznej,
− koszty ponoszone przez odbiorców przemysłowych,
− koszty ponoszone przez odbiorców komunalno-bytowych [1].
Do czynników mających istotny wpływ na wartość strat można zaliczyć [2]:
− czas trwania wyłączenia,
− częstość powtarzania wyłączeń (czas ponownego wyłączenia),
− element zaskoczenia wyłączeniem napięcia,
− moment (np. doby) rozpoczęcia wyłączenia.
Decydując o wyłączeniu linii SN, w ramach awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich, powinno się
uwzględnić oprócz strat wynikających z braku produkcji również koszty strat wynikających z przymusowej bezczynności. Straty te mogą ulegać znacznemu zwiększeniu, w przypadku częstego powtarzania
wyłączeń.
Odrębny problem stanowi uprzedzanie odbiorców o mających nastąpić wyłączeniach. Rozwiązania
stosowane w przeszłości nie mają zastosowania współcześnie. Istnieje natomiast możliwość wykorzystania np. masztu radiowego nadajnika programu I PR, usytuowanego pod Solcem Kujawskim, którego
sygnał jest odbierany na terenie całej Polski [5].
4. WYKORZYSTANIE SYSTEMU RADIOWEGO STEROWANIA MOCĄ
Zdaniem autorów do przekazywania informacji o ogłaszanych i przewidywanych stopniach zasilania
można wykorzystać system radiowego sterowania mocą (RSM), elementem którego jest nadajnik fal
długich zlokalizowany w Centrum Nadawczym w Solcu Kujawskim. Jak wynika z mapy
przedstawionej na rysunku 1 zasięg sygnału emitowanego ze wspomnianego nadajnika obejmuje
praktycznie cały kraj. Należałoby tylko odpowiednio zaprogramować urządzenia odbiorcze, które
dekodują emitowane telegramy oraz odpowiednio je wizualizować na potrzeby uprawnionych
adresatów.
Rys. 1. Mapa zasięgu Radiokomunikacyjnego Centrum Nadawczego w Solcu Kujawskim [16]
Telegramy emitowane w ramach systemu RSM mogą być również wykorzystane do sterowania
aparaturą łączeniową torów zasilających, objętych planami wyłączeń awaryjnych linii. Mieści się to w
praktycznie
realizowanych
przez
system
RSM.
ramach
funkcji
już
Funkcje radiowego systemu sterowania mocą można zasadniczo podzielić na trzy grupy: zastosowania
ogólne, sterowanie bezpośrednie i zastosowania specjalne.
Zastosowania ogólne:
− sterowanie pośrednie poborem mocy,
− sterowanie strefami w licznikach energii elektrycznej,
− synchronizacja czasu i daty,
− sterowanie oświetleniem ulic,
− iluminacja budynków, pomników, obiektów zabytkowych,
− oświetlenie specjalne zakładów, sklepów.
Sterowanie bezpośrednie:
− urządzeniami do ogrzewania pomieszczeń,
− urządzeniami do podgrzewania wody,
− wybranymi urządzeniami w przemyśle,
− urządzeniami klimatyzacyjnymi,
− zasobnikami wody i powietrza, procesami suszenia.
Zastosowania specjalne:
− wspomaganie w stanach awaryjnych Dyspozycji Ruchu,
− sterowanie urządzeniami do kompensacji mocy biernej,
− kontrolowanie doziemień w sieci,
− sterowanie na zamówienie klienta,
− przywoływanie służb i osób,
− alarmy i sygnalizacja zagrożeń publicznych [5, 11].
5. CHARAKTERYSTYKA AWARYJNYCH WYŁĄCZEŃ DYSPOZYTORSKICH
Zasadniczą cechą awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich linii SN jest losowość momentu pojawiania się
przyczyny ograniczenia mocy. Stąd trudno jest wstępnie założyć znajomość zarówno wartości mocy
przewidywanej do ograniczenia jak i czasu jego trwania. Dlatego zagadnienie awaryjnych wyłączeń
dyspozytorskich linii SN nie można analizować jedynie w oparciu o wiedzę i sposoby postępowania
zweryfikowane
na
przykładach
wprowadzania
ograniczeń
mocy
w
przemyśle.
Awaryjne wyłączenia dyspozytorskie linii SN charakteryzują takie wielkości jak: czas rotowania
wyłączeń linii, czas powtarzania wyłączeń linii, strefa ochronna i strefa zastrzeżona.
Czas rotowania wyłączeń linii tr – jest to czas, po upływie którego należy przywrócić napięcie w linii
znajdującej się w stanie dyspozytorskiego wyłączenia. Na jej miejsce będzie musiała być wyłączona
kolejna linia o tej samej mocy lub zestaw kilku linii.
Czas powtarzania wyłączeń linii tp – jest to czas, po upływie którego możliwe jest ponowne dyspozytorskie wyłączanie linii w celu zrealizowania narzuconych ograniczeń pobieranej mocy. Wartość
czasu powtarzania wyłączeń linii tp zależy od struktury odbiorców zasilanych z danej linii oraz od
charakterystycznej dla różnych grup odbiorców bezwładności w likwidowaniu skutków przerw
w dostawie energii elektrycznej.
Strefa ochronna jest to przedział czasu, w którym nie dopuszcza się dyspozytorskich wyłączeń linii, ze
względu na fakt zastosowania takich wyłączeń w przeszłości.
Strefa zastrzeżona jest to przedział czasu, w którym, ze względu na zwiększoną wrażliwość pewnych
grup odbiorców na przerwy w dostawie energii elektrycznej, nie dopuszcza się awaryjnych wyłączeń
dyspozytorskich zasilających ich linii. Linie takie traktuje się jako linie zastrzeżone i w wymienionych
przedziałach czasu wyklucza się je ze zbioru linii przewidzianych do wyłączenia.
Na rysunku 2 zaprezentowano powyższe wielkości na przykładowym dobowym zestawieniu
graficznym dwóch realizacji awaryjnych ograniczeń dyspozytorskich pobieranej mocy elektrycznej.
W kółkach podano numery linii, które są wyłączone w danym okresie doby, na poszczególnych poziomach mocy przewidzianych do ograniczenia. Informacje o poziomach mocy zawarte są w poleceniach
wprowadzających stopnie zasilania. Dla przyjętych wartości czasów rotacji tr, krótszych od czasu
trwania ograniczania, niezbędne są załączenia linii uprzednio wyłączonych i wyłączenia na ich miejsce
linii niejako oczekujących „w kolejce do wyłączenia”. Widać także, że ponowne wyłączenie linii, które
już poprzednio znalazły się w takim stanie, możliwe jest dopiero po upływie czasu tp, zaznaczonego na
rysunku 2 i wyznaczającego strefę ochronną dla linii.
Wartości mocy, o które ma być zmniejszone jej zapotrzebowanie na obszarze funkcjonowania poszczególnych OSD, wynikają z rozdzielenia mocy ustalonych w planie centralnym na poszczególne obszary
nadzorowane przez OSP i OSD.
W aktualnych planach realizacji ograniczeń nie przewiduje się szeregu działań, które występowały
w przeszłości (np. zaniżanie napięcia, ograniczanie oświetlenia ulicznego). Natomiast dopuszcza się
obecnie naruszenie dość sztywno przestrzeganej w przeszłości chronologii działań przypisanych kolejnym stopniom zasilania. Dodatkowo stopnie od A1 do A9 nie muszą być realizowane dopiero po ogłoszeniu 20 stopnia zasilania.
Część założeń przyjmowanych w przeszłości, może być wykorzystywana przy opracowaniu aktualnych
planów realizacji ograniczeń mocy np. czas rotacyjnych wymian linii do wyłączenia; nie wyłączanie
linii z odbiorcami o podwyższonej wrażliwości (szpitale), uniemożliwienie wyłączenia linii z
odbiorcami wykazującymi okresowo wzrost wrażliwości w ciągu doby lub sezonie roku. Nowymi
elementami, które pojawiły się współcześnie są linie, które jednocześnie są odbiorczymi i
dostarczającymi do systemu moc ze źródeł rozproszonych.
Pl13
13
Pl14
A3 (Po3)
Strefa
zastrzeżona
14
Pl16
16
4
17
1
Pl10
Pl8
Pl11
11
Pl9
Pl12
8
12
Pl4
4
1
2
3
4
5
9
6
7
tr
8
9
10
11
12
13
14
15
tr
16
17
18
2
19
3
18
19
20
Pl2
10
Pl3
3
Pl3
Pl7
7
Pl1
Pl6
6
Pl4
Pl15
15
Pl5
5
2
Pl2
A2 (Po2)
Pl1
1
i +1 - sze ograniczenie
Pl17
i-te ograniczenie
A1 (Po1)
Poziomy ograniczania (moce ograniczane)
Strefa
zastrzeżona
21
22
23
24
Godziny
doby
tp
toi
tw1= .. =tw4
toi+1
tw5= ..=tw9
t w10= .. =tw12 tw18= .. =tw19
tp
Rys.
2.
Przykładowy
przebieg
w ciągu doby wraz z opisem charakterystycznych parametrów
awaryjnych
wyłączeń
dyspozytorskich
6. PROCEDURY POSTĘPOWANIA W TRAKCIE DYSPOZYTORSKIEGO WYŁĄCZANIA
LINII SN
Poniżej prezentowane są dwie procedury dyspozytorskich wyłączeń linii. Pierwsza z nich, nazwana
„Procedurą z przypisywaniem linii”, uwzględnia aktualne możliwości techniczno-organizacyjne, jakimi
dysponują służby dyspozytorskie przedsiębiorstw energetycznych na szczeblu lokalnych dyspozycji
ruchu. Przyjęto w niej zasadę przypisywania wstępnie utworzonych zestawów linii do wytypowanego
przedziału doby.
Propozycja drugiej procedury jest wynikiem podjęcia próby uelastycznienia postępowania w procesie
rozdziału wyłączeń dyspozytorskich, poprzez uzależnienia decyzji dyspozytora od aktualnych potrzeb,
będących wynikiem nakazywanych i odwoływanych przez KDM graniczeń pobieranej mocy oraz od
możliwości wynikających ze składu linii przewidzianych do wyłączenia i charakteru zasilanych z nich
odbiorców. Wykorzystując w procedurze zasadę bieżącego doboru linii do wyłączenia lub włączenia,
zakłada się możliwość konwersacyjnego trybu współpracy dyspozytora z komputerem.
6.1. Procedura z przypisywaniem linii
W omawianej procedurze proponuje się przyjąć zasadę przypisywania określonych zestawów linii wybranym przedziałom doby, jednak w trakcie tego przypisywania korzysta się ze stwierdzonych prawidłowości statystycznych oraz bazuje się na szczegółowym rozpoznaniu wrażliwości odbiorców na przerwy w dostawie energii elektrycznej, wywołane wyłączeniami dyspozytorskimi. Cechą
charakterystyczną metody jest więc to, że ustalenia harmonogramu wyłączeń linii dokonuje się jeszcze
przed rozpoczęciem okresu, w którym ma być on wykorzystywany.
Przy
opracowywaniu
procedury
przyjęto
poniższe
założenia.
Dany jest zbiór linii przewidzianych do dyspozytorskiego wyłączania, w którym k-ta linia scharakteryzowana jest czterema uporządkowanymi wielkościami:
Plk , klk , d k , g k ,
gdzie: Plk – moc k-tej linii, MW, klk – jednostkowa strata spowodowana, niedostarczeniem 1 kWh w ktej linii, w zł/kWh, dk – kodowe oznaczenie k-tej linii, dla której jest wyznaczana strefa zastrzeżona, gk
–
kodowe
oznaczenie
przynależności
linii
do
stacji
zasilającej
w
rejonie.
Dana jest liczba poziomów ograniczania J oraz wartości mocy ograniczeń przypisane poszczególnym
poziomom Poj.
Dany jest czas rotowania wyłączeń tr dla poszczególnych linii, z czego wynika podział doby na
określoną ilość przedziałów oraz chwile odpowiadające początkowi i końcowi każdego z nich.
Przyjmuje się tr = const.
Dany jest czas powtarzania wyłączeń tp dla poszczególnych linii. Dla uproszczenia analiz i obliczeń
przyjęto w pracy założenie, że tp = const.
Dane są warunkowe prawdopodobieństwa pij stosowania ograniczeń dyspozytorskich w i-tym
przedziale doby, na j-tym poziomie ograniczania, przy czym prawdopodobieństwa te są stałe w ciągu
całego sezonu. Ich wartość wyznaczono na podstawie statystyki wprowadzania ograniczeń w
przeszłości [1].
Dana jest szerokość strefy zastrzeżonej ∆tk dla k-tej linii oraz odpowiadający jej przedział doby.
W celu ustalenia harmonogramu wyłączeń wg procedury z przypisywaniem linii wykonuje się kolejno
następujące czynności:
− przeprowadza się uporządkowanie zbioru linii,
− dokonuje się wyboru przedziału doby, któremu przypisano maksymalną wartość prawdopodobieństwa pij,
− tworzy się zestaw linii,
− wyznacza się strefę ochronną wokół wytypowanego przedziału,
− dokonuje się kolejnego przypisania utworzonego zestawu linii na danym poziomie,
− dokonuje się wyboru kolejnych przedziałów doby, najpierw na danym poziomie a następnie kolejno
na poziomach pozostałych.
6.2. Procedura bieżącego doboru linii
W procedurze bieżącego doboru kolejne decyzje dotyczące wyłączania względnie włączania
określonych linii są wynikiem analizy rozwoju sytuacji w kolejnych chwilach, na który składają się
zarówno zachodzące na bieżąco losowe zmiany poziomu ograniczania jak też konsekwencje poprzednich decyzji.
W zaproponowanej procedurze zakłada się:
− znajomość zbioru linii przewidzianych do włączenia, z których k-ta linia scharakteryzowana jest
czterema uporządkowanymi wielkościami Plk , klk , d k , g k ,
− znajomość czasu rotowania tr i powtarzania tp wyłączeń dyspozytorskich,
− znajomość czasu trwania stref zastrzeżonych t wyróżnionych dla niektórych linii oraz chwil odpowiadających początkom i końcom tych stref.
Metodę cechuje elastyczność postępowania, która pozwala w każdej chwili zmniejszyć lub zwiększyć
liczbę linii podlegających wyłączeniom dyspozytorskim i dzięki temu możliwym staje się
uwzględnianie zachodzących w układzie sieciowym okresowych względnie trwałych zmian jego
konfiguracji. Istnieje również możliwość zmiany przyjętych uprzednio wartości czasu rotowania
wyłączeń tr oraz czasu powtarzania wyłączeń tp.
W procedurze bieżącego doboru w sposób ciągły aktualizuje się i porządkuje zbiór linii przewidzianych
do wyłączenia, natomiast właściwy proces decyzyjny rozpoczyna się praktycznie dopiero w chwili
otrzymania przez dyspozytora polecenia wprowadzenia ograniczeń dyspozytorskich na danym
poziomie. Porządkowanie zbioru linii dokonywane jest wg tych samych kryteriów co w procedurze z
przypisywaniem linii.
W omawianej procedurze rozdziału wyłączeń dyspozytorskich linii wyróżnia się dwie zasadnicze fazy
procesu decyzyjnego. Są to:
− identyfikacja wprowadzanych lub odwoływanych ograniczeń co do wartości aktualnie ograniczanej
mocy oraz przedziału czasu, w którym ograniczenie jest realizowane,
dop
− rotacyjna wymiana linii, dla których upłynął dopuszczalny czas trwania wyłączenia t w .
W każdej z faz tego procesu podejmuje się szereg decyzji cząstkowych, które zależą zarówno od aktual-
nego stanu deficytu mocy, jak też od faktu przyjęcia określonego opisu matematycznego procesu
powstawania strat. Przy podejmowaniu owych decyzji analizuje się czy:
− w aktualnie rozpatrywanej chwili następuje zmiana poziomu ograniczania j,
− aktualnie rozpatrywana chwila zbiega się z momentem rotacyjnej wymiany którejś z linii,
znajdujących się w stanie wyłączenia?
− chwila poprzedzająca chwilę aktualnie rozpatrywaną leżała w strefie zastrzeżonej, czy poza nią.
Brak zmiany poziomu ograniczania lub jej wystąpienie wywołują w konsekwencji różne decyzje.
W przypadku zaistnienia zmian poziomu ograniczania j, decyzje zależą także od tego, czy w wyniku
wspomnianych zmian moc ograniczana Poj rośnie czy też maleje. Ponadto odmienne decyzje
towarzyszą zmianom poziomu ograniczania od j = 0 lub do j =0, a inne zmianom od poziomu j > 0
względnie do poziomu j> 0.
Zależnie od tego czy występuje zbieżność rozpatrywanej chwili z momentem wymiany rotacyjnej, czy
też brak jest takiej zbieżności, podjęte decyzje muszą być także odmienne. Na zakres decyzji wpływa
także fakt pokrywania się lub braku zbieżności rozpatrywanej chwili z wyznaczoną strefą zastrzeżoną.
Należy dodać, że zbieżność kolejno analizowanych chwil z momentami koniecznych wymian
rotacyjnych będzie tym częstsza, im przyjęte zostaną na wstępie mniejsze wartości dla zmiennej tr. Z
kolei przyjęcie mniejszych wartości dla zmiennej tp sprawia, że poszczególne linie będą częściej
poddawane ponownym wyłączeniom. Odpowiednie relacje pomiędzy wartościami zmiennych tr, tp i Poj
decydują o tym, jak liczny musi być zbiór linii dla zrealizowania narzuconych ograniczeń.
7. PODSUMOWANIE
Zachodzące obecnie zmiany technologiczne, organizacyjne, techniczne, własnościowe oraz nowe
regulacje prawne wymuszają aktualizację metod i planów działań ograniczających dostarczanie energii
elektrycznej w sytuacjach kryzysowych, w tym w przypadku wystąpienia deficytu mocy elektrycznej.
Opis przebiegu działań i sposobu współpracy służb dyspozytorskich w czasie usuwania awarii, zawarty
w raporcie [13], wskazuje na pilną potrzebę weryfikacji obecnie obowiązujących procedur oraz
potrzebę szkoleń i ćwiczeń w zakresie postępowania w sytuacjach awaryjnych, nie tylko
w przedsiębiorstwach energetycznych.
Przedstawione w artykule dwie procedury rozdziału wyłączeń dyspozytorskich linii oparte zostały na
zasadniczo różnych przesłankach i stąd wynikają potencjalne zalety i wady każdej z nich.
Procedura z przypisywaniem linii wytypowanym wcześniej przedziałom doby z racji swej zbieżności
z występującą aktualnie tendencją do posiadania przygotowanych zawczasu harmonogramów wyłączeń,
pozwala wprawdzie na stosowanie wcześniejszego ostrzegania odbiorców, lecz równocześnie może być
przyczyną uciążliwych, systematycznie powtarzających się wyłączeń pewnych odbiorców zasilanych
z linii ujętych w zestawach wyłączanych w niekorzystnych dla owych odbiorców porach doby.
Z kolei procedura bieżącego doboru nie daje możliwości powiadamiania odbiorców o mających
nastąpić wyłączeniach z kilkugodzinnym czy nawet dłuższym wyprzedzeniem. Należy jednak
przypuszczać, że elastyczność charakteryzująca omawianą procedurę, pozwoli na opracowanie
harmonogramów wyłączeń linii nie mniej skutecznych od poprzednich a jednocześnie mniej
uciążliwych dla odbiorców. Wynika to z intuicyjnie wyczuwanej możliwości realizacji tych samych
ograniczeń z wykorzystaniem mniej licznego zbioru linii, względnie przy bardziej korzystnych dla
odbiorców wartościach czasu rotowania tr i czasu powtarzania wyłączeń linii tp. Dla potwierdzenia sformułowanych opinii i uzyskania ilościowych ocen skutków stosowania poszczególnych harmonogramów
wyłączeń, niezbędne są badania testujące obie procedury, które zostaną przeprowadzone w niedalekiej
przyszłości.
Na problematykę redukcji obciążenia SEE w stanach deficytu mocy można również spojrzeć z innego
punktu widzenia, o czym świadczą dostępne prace, np. [3].
Praca naukowa finansowana ze środków na naukę w latach 2009-2011 jako projekt badawczy własny
MNiSW – 4569/B/TO2/2009.
LITERATURA
[1] Bieliński W., Iwicki M.: Wybrane problemy wyłączeń awaryjnych w sieciach średniego napięcia.
Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej, Seria Elektryka 1985.
[2] Bieliński W.: Metody rozdziału wyłączeń dyspozytorskich linii średnich napięć w warunkach
deficytu mocy. Rozprawa doktorska, przedstawiona Radzie Wydziału Elektrycznego Politechniki w
Gdańsku, 1986.
[3] Bober D.: Zasilanie odbiorcy w energię elektryczną poprzez tryby zasilania. Rynek Energii 2008,
nr 1.
[4] Chojnacki A. Ł.: Analiza skutków gospodarczych niedostarczenia energii elektrycznej do
odbiorców indywidualnych. Wiadomości Elektrotechniczne Nr 9/2009.
[5] Dagiel M., Tuszyński Ł.: Stanowisko do demonstracji funkcjonowania systemu radiowego
sterowania mocą (RSM). Praca dyplomowa UTP Bydgoszcz 2007.
[6] Informacja dla odbiorców o zasadach i trybie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze
energii
elektrycznej.
PGE
Dystrybucja
Łódź
sp.
z
o.o,
(http://www.lzedystrybucja.pl/serwis/index.php?id=26).
[7] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej opracowana przez OSP.
[8] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej opracowana przez OSD.
[9] Kornas T., Łuczkiewicz A.: Metoda określania przybliżonych kosztów strat spowodowanych
ograniczeniami poboru mocy w zakładach przemysłowych, Gospodarka Paliwami i Energią Nr 3,
1985.
[10] Kuczyński R., Paprocki R., Strzelbicki J.: Obrona i odbudowa krajowego systemu
elektroenergetycznego. Elektroenergetyka Nr 1/2005.
[11] Materiały firmowe - STEREN, System Radiowego Sterowania Mocą – RSM.
[12] Paska J.: Reliability Issues in Electric Power Systems with Distributed Generation. Rynek Energii
2008, nr 5.
[13] Raport na temat stanu zagrożenia ciągłości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego w
Polsce, październik 2003, raport wewnętrzny PSE SA.
[14] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 23.07.2007 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu
wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej lub ciepła.
[15] Rozporządzenie MG z dnia 04.05.2007 r. w sprawie szczegółowych zasad funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego.
[16] Saupe R.: Sterowanie odbiorami w systemie energetycznym przy pomocy fal radiowych, Materiały
konferencji naukowo-technicznej nt. Sterowanie poborem mocy elektrycznej, Inowrocław 2728.05.1997 r.
[17] Sozański J.: Niezawodność i jakość pracy systemu elektroenergetycznego. WNT, Warszawa, 1990.
[18] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89, poz. 625 z
późniejszymi zmianami) w tym Ustawa z dnia 08.01.2010 r. o zmianie ustawy – Prawo
energetyczne.
PROCEDURES OF DISPATCH SWITCHING OFF MV LINES IN SITUATION OF
ELECTRIC POWER DEFICIT
Key words: electric power deficit, dispatch switching off MV lines, power system
Summary. The paper presents the characteristics of the procedures of emergency restrictions in the situation of electric
power deficit in the power system (KSE). They are implemented as off-line MV dispatching.
The paper indicates the need of procedures testing and verification with including not only a criterion of effectiveness, but
also with taking into account the criterion of minimizing costs of losses, which are incurred by customers due to unexpected
power failure, and failure of electricity.
Włodzimierz Bieliński, dr inż., Zakład Elektroenergetyki, Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy
w Bydgoszczy, e-mail: [email protected]
Kazimierz Stanisław Bieliński, dr inż., Zakład Elektroenergetyki, Uniwersytet TechnologicznoPrzyrodniczy w Bydgoszczy, e-mail: [email protected]