V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J

V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Podstawowe definicje
1
System elektroenergetyczny – sieci elektroenergetyczne wraz z przyłączonymi do nich urządzeniami
do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na ściśle określonych zasadach, zdolne
do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii
elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami.
System elektroenergetyczny stanowi zatem zbiór połączonych i współpracujących ze sobą urządzeń i
2
instalacji do wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, rozdzielania i odbioru energii elektrycznej, a
częściowo także wytwarzania ciepła w elektrociepłowniach. Obejmuje on określony obszar działania i często
jest centralnie kierowany (a przynajmniej koordynowany); w skład systemu wchodzą elektrownie, sieci
elektroenergetyczne i układy odbiorcze, zwane też odpowiednio podsystemami (systemami): wytwórczym,
przesyłowym, rozdzielczym, odbiorczym. SEE zwykle obejmuje swym zasięgiem terytorium całego kraju, zaś
kolejnym etapem rozwoju systemu jest łączenie go z systemami państw sąsiednich, co umożliwia wymianę
energii elektrycznej i daje znaczne korzyści ekonomiczne.
Sieć elektroenergetyczna - zbiór urządzeń powiązanych funkcjonalnie i połączonych elektrycznie,
przeznaczonych do przesyłania, przetwarzania i rozdzielania na określonym terytorium wytworzonej w
elektrowniach energii elektrycznej oraz do zasilania nią odbiorców. Sieci elektroenergetyczne składają się z
linii elektroenergetycznych i stacji elektroenergetycznych. Ze względu na rodzaj prądu elektrycznego,
będącego nośnikiem energii, rozróżnia się sieci prądu przemiennego (o częstotliwości 50 Hz lub 60 Hz – np.
w USA i Japonii) oraz sieci prądu stałego (linie elektroenergetyczne służące do przesyłania energii na
znaczne odległości i/lub sprzęgania różnych systemów oraz sieci mające charakter lokalny i stosowane w
elektrowniach lub zakładach przemysłowych). Ze względu na ich funkcję w procesie dostawy energii sieci
elektroenergetyczne dzieli się na przesyłowe (w Polsce 220 kV, 400 kV, 750 kV), przeznaczone do
przesyłania dużych energii na znaczne odległości i realizacji powiązań między systemami
elektroenergetycznymi (krajowa sieć
przesyłowa jest eksploatowana przez Polskie Sieci
Elektroenergetyczne Operator S.A.) i rozdzielcze (w Polsce 110 kV i niższych napięć), zapewniające
rozdzielanie energii i dostarczanie jej do odbiorców (w Polsce sieci rozdzielcze są eksploatowane przez
spółki dystrybucyjne).
3
4
Sieć przesyłowa - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu
wyższym niż 110 kV.
Sieć rozdzielcza - sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, w Polsce o napięciu
nie wyższym niż 110 kV.
System przesyłowy - w Polsce jest to sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej, o
napięciu wyższym niż 110 kV (sieć przesyłowa) wraz z jednostkami wytwórczymi pracującymi na tę sieć.
Z pojęciami systemu elektroenergetycznego i sieci elektroenergetycznych są związane pojęcia
struktury i konfiguracji.
Struktura systemu (sieci) – para uporządkowana zbiorów S = 〈U, K〉, gdzie U – zbiór urządzeń, K – zbiór
relacji połączeń wzajemnych tych urządzeń, czyli zbiór konfiguracji.
Na potrzeby tej pracy przez strukturę systemu rozumie się jednoznacznie określony układ połączeń
(topologia, struktura topologiczna) wyróżnionych elementów systemu (linii, transformatorów, łączników,
sekcji szyn zbiorczych) wraz z parametrami tworzących system urządzeń. Konfiguracja natomiast, to
jednoznacznie określona konfiguracja danej struktury systemu, otrzymana przez wyłączenia i przełączenia
dokonane w zbiorze elementów. Danej strukturze systemu odpowiada więc skończony zbiór konfiguracji.
Zapis topologii struktury (konfiguracji) systemu odbywa się zwykle za pomocą grafu G = 〈X, R〉, gdzie
X jest skończonym zbiorem elementów zwanych węzłami (wierzchołkami), a R zbiorem relacji
dwuargumentowych X×X, zwanych relacjami incydencji (łuki, gałęzie). Węzłem może być dowolny
wyróżniony punkt układu (sekcje szyn w rozdzielniach, zaciski generatorów, transformatorów i łączników,
punkty rozgałęzień). Gałęziami grafu mogą być odcinki linii, łączniki, transformatory dwuuzwojeniowe,
elementy schematu zastępczego autotransformatorów, dławiki lub zbiory wymienionych elementów.
Dla zapewnienia porównywalności wyników obliczeń sieciowych, np. rozpływu mocy, zachodzi potrzeba
posługiwania się pewnym wspólnym standardem co do zapisu danych sieciowych. Taki standard
wypracował IEEE tworząc format IEEE dla zapisu danych rozpływu mocy.
Jednostka wytwórcza - zespół urządzeń służących do wytwarzania energii elektrycznej.
Przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot gospodarczy prowadzący działalność gospodarczą w
zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania oraz dystrybucji paliw lub energii lub
obrotu nimi.
1
2
3
4
Sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do
przedsiębiorstw energetycznych [Prawo energetyczne].
System elektroenergetyczny to oczywiście również infrastruktura niezbędna dla jego prawidłowego funkcjonowania w warunkach
normalnych i awaryjnych, w tym algorytmy, procedury i programy w obszarze zabezpieczeń, sterowania pracą i reagowania w
stanach nienormalnych.
Przesyłanie - transport paliw lub energii za pomocą sieci [Prawo energetyczne].
Dystrybucja - rozdział i dostarczanie do odbiorców paliw lub energii za pomocą sieci.
1
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Przedsiębiorstwo sieciowe - przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w
zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.
Operator - operator systemu przesyłowego lub operator systemu rozdzielczego.
Operator systemu przesyłowego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci przesyłowej, odpowiedzialne za ruch,
utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci przesyłowej z innymi sieciami, zapewniające
bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
Operator systemu rozdzielczego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci rozdzielczej, odpowiedzialne za ruch,
utrzymanie i rozwój tej sieci oraz połączeń sieci rozdzielczej z innymi sieciami, zapewniające
bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.
Ciągłość dostawy lub odbioru - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do zapewnienia
uzgodnionego w umowie poziomu dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej o określonej jakości i
niezawodności.
Jakość energii - zbiór parametrów energii elektrycznej decydujących o jej walorach użytkowych.
Niezawodność sieci - zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i
energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie.
Węzeł sieci - punkt łączący trzy lub więcej gałęzie sieci.
Punkt dostawy lub odbioru energii - określony w umowie punkt dostawy lub odbioru energii do lub z
sieci przesyłowej lub rozdzielczej przez użytkownika tej sieci.
Niezawodność w węźle sieci - zdolność do zapewnienia dostawy lub odbioru energii w określonym
węźle systemu elektroenergetycznego, zależna głównie od struktury węzła (liczba linii, rodzaj stacji) i
struktury sieci.
Niezawodność w punkcie dostawy lub odbioru - uzgadniane z użytkownikiem sieci (prognozowane)
lub obserwowane parametry niezawodności dostaw lub odbioru energii.
Przerwa w dostawie lub odbiorze energii elektrycznej - brak możliwości dostawy lub odbioru energii i
mocy elektrycznej w danym węźle sieci.
Przerwa krótkotrwała - przerwa likwidowana przez automatykę zakłóceniową o czasie działania tej
automatyki - w zasadzie poniżej 10 sekund.
Przerwa długotrwała - przerwa, której likwidacja wymaga przełączeń przez obsługę lub usunięcia
skutków awarii (naprawa w miejscu awarii).
Przerwa planowana - przerwa długotrwała na realizację prac konserwacyjnych i remontowych, o której
użytkownicy sieci są powiadamiani z odpowiednim wyprzedzeniem, zgodnie z postanowieniami umowy.
Przerwa awaryjna - przerwa długotrwała spowodowana awariami i zakłóceniami w sieci.
Ograniczenia w dostawie energii elektrycznej - brak możliwości poboru lub dostawy energii i mocy
elektrycznej w ilościach uzgodnionych wcześniej między dostawcą i odbiorcą w punkcie dostawy lub odbioru
energii.
Obowiązki podmiotów organizacyjnych elektroenergetyki prowadzących „biznes sieciowy”
Zgodnie z ustawą “Prawo Energetyczne” przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i
dystrybucją paliw lub energii do odbiorców mają obowiązek:
• utrzymywać zdolność urządzeń, instalacji i sieci do realizacji dostaw paliw lub energii w sposób ciągły i
niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych;
• zapewniać wszystkim podmiotom, na zasadzie równoprawnego traktowania, świadczenie usług
przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw lub energii od wybranego przez te podmioty dostawcy
paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie;
świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłowych,
zwanej „umową przesyłową”. Świadczenie usług przesyłowych nie może obniżać niezawodności
dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także
nie może powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych
podmiotów przyłączonych do sieci. Umowy przesyłowe powinny zawierać postanowienia dotyczące: ilości
przesyłanych paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła oraz miejsca ich dostarczania, standardów
jakościowych, warunków zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania.
Wspomniane wyżej odrębne przepisy, w odniesieniu do energii elektrycznej, to Rozporządzenie
Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, zwane w skrócie “rozporządzeniem systemowym”.
Niezawodność dostawy energii elektrycznej jest pochodną bezpieczeństwa elektroenergetycznego.
O zapewnieniu bezpieczeństwa elektroenergetycznego decydują głównie: wielkość rezerwy mocy w
systemie elektroenergetycznym oraz kompetencje i uprawnienia operatorów systemu. Za bezpieczeństwo
elektroenergetyczne na rynkach energii elektrycznej odpowiedzialni są operatorzy systemów, każdy na
terenie własnego obszaru działania:
• na rynku systemowym - operator systemu przesyłowego (OSP),
• na rynkach lokalnych - operatorzy systemów rozdzielczych (OSD).
2
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Według rozporządzenia „systemowego” operator elektroenergetycznego systemu przesyłowego,
odpowiednio do zakresu działania, jest odpowiedzialny za:
1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu przesyłowego i realizacji umów, przez
prawidłowe zarządzanie sieciami przesyłowymi;
2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie przesyłowym oraz zapewnienie utrzymania sieci
przesyłowej wraz z połączeniami z innymi systemami w sposób gwarantujący niezawodność i jakość
dostarczanej energii elektrycznej;
3) współpracę z innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającą na celu
zapewnienie spójności działania połączonych sieci;
4) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych energii elektrycznej;
5) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu utrzymania
określonych parametrów energii elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami;
6) zapewnianie odpowiedniej zdolności do przesyłania energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej
oraz mocy źródeł energii elektrycznej;
7) świadczenie usług polegających na przesyłaniu energii elektrycznej pomiędzy systemami
elektroenergetycznymi;
8) świadczenie usług niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
oraz utrzymywania określonych wartości parametrów jakościowych energii elektrycznej w systemie;
9) sporządzanie bieżących bilansów energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej;
10) realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych na zasadach określonych
w przepisach.
Natomiast operator elektroenergetycznego systemu dystrybucyjnego, odpowiednio do zakresu
działania, jest odpowiedzialny za:
1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu dystrybucyjnego i realizacji umów, przez
prawidłowe zarządzanie sieciami rozdzielczymi;
2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie dystrybucyjnym oraz zapewnienie utrzymania sieci
rozdzielczej wraz z połączeniami z innymi systemami, w sposób gwarantujący niezawodność i jakość
dostarczanej energii elektrycznej;
3) współpracę z innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającą na celu
zapewnienie spójności działania połączonych sieci;
4) zarządzanie, zgodnie z ustaleniami operatora systemu przesyłowego, przepływami energii
elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu utrzymania określonych parametrów energii
elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami;
5) sporządzanie bieżących bilansów energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej;
6) realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, wprowadzonych na zasadach określonych
w przepisach.
Na operatorze systemu przesyłowego, ze względu na przepisy i zobowiązania międzynarodowe,
spoczywa większa odpowiedzialność (uprawnienia) z uwagi na:
• centralne sterowanie mocami wytwórczymi,
• potrzebę sterowania wymianą międzynarodową,
• odpowiedzialność za odbudowę krajowego systemu elektroenergetycznego po zaniku napięcia.
Odpowiedzialność operatora systemu przesyłowego jest związana z brakiem ograniczeń w dysponowaniu
mocą na rynku systemowym oraz dostępem do rezerw mocy i usług systemowych na rynku systemowym i
na rynkach lokalnych.
Struktura, zadania i parametry niezawodnościowe elektroenergetycznych systemów sieciowych
Strukturę sieci tworzącej system elektroenergetyczny (a w szczególności KSE) można rozpatrywać
pod względem:
• funkcjonalnym,
• operatorskim,
• własnościowym.
Ze względów funkcjonalnych rozróżnić trzeba: sieć zamkniętą i sieci otwarte (promieniowe i
magistralne). Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zależą przede
wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz nie zależą wyłącznie od jednego
operatora. Sieć zamknięta ma zadanie zapewniania zasilania odbiorców końcowych lub sieci otwartych
niższego poziomu napięciowego w KSE na warunkach standardowych niezależnie od odległości od źródeł
wytwórczych. W sieci zamkniętej jest możliwość zasilania każdego odbiorcy, co najmniej z dwóch
niezależnych źródeł. W sieciach otwartych, zwanych również dystrybucyjnymi, przepływy energii zależą
przede wszystkim od poboru energii przez odbiorców.
Sieć zamknięta obejmuje sieć łączącą punkty zasilania sieci (PZS) z punktami wyjścia z sieci (PWS).
Sieć wielooczkowa zamknięta stanowi tę część sieci, która decyduje o utrzymaniu zdolności KSE do
realizacji dostaw energii elektrycznej w sposób niezawodny, przy spełnieniu określonych wymagań
3
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
jakościowych. Sieć zamkniętą dla potrzeb planowania i prowadzenia ruchu modeluje się jako zbiór punktów
wyjścia z sieci (PWS) i punktów zasilania (PZS), w których energia wypływa lub wpływa z/do sieci
zamkniętej, połączonych elementami liniowymi (EL).
Przepływy energii w sieci zamkniętej zależą od wielu czynników, zasadniczo od rozkładu generacji tj.
ilości energii wpływającej do sieci w poszczególnych PZS. W rynkowej, zdecentralizowanej
elektroenergetyce decyzje, które źródła będą wytwarzać energię w danej godzinie zależą przede wszystkim
od umów sprzedaży energii. Wypływ energii z sieci zamkniętej w PWS jest wynikiem poboru energii przez
odbiorców końcowych i w warunkach normalnych nie jest on sterowany przez operatorów sieciowych (poza
szczególnymi przypadkami).
Kryteria, standardy i parametry w sieci zamkniętej ustala się dla:
a) PZS jako związane przede wszystkim z charakterystykami technicznymi przyłączanych urządzeń,
regulacją rozpływów mocy w sieci oraz standardami zapewniającymi równoprawny dostęp do sieci przez
wytwórców.
b) PWS jako związane przede wszystkim z zapewnieniem zdolności do niezawodnych dostaw energii
elektrycznej o odpowiedniej jakości do odbiorców końcowych.
c) Elementów liniowych, w tym węzłów sieciowych nie będących PZS lub PWS, jako związane z ich
charakterystykami technicznymi oraz regulacją rozpływów mocy w sieci.
d) Całej sieci zamkniętej jako związane z zapewnieniem stanu KSE gwarantującego bezpieczeństwo
dostaw energii elektrycznej.
Sieć zamknięta dzieli się operacyjnie na:
a) sieć o napięciu powyżej 110 kV zwaną dalej siecią przesyłową,
b) sieć o napięciu 110 kV zwaną siecią rozdzielczą koordynowaną przez OSP.
Podstawowe zadania sieci przesyłowej są następujące:
• Dostarczanie odbiorcom mocy i energii o odpowiedniej jakości; przy czym odbiorcą jest także sieć
niższego stopnia napięciowego.
• Wyprowadzenie mocy z elektrowni.
• Użytkowanie połączeń międzypaństwowych i międzysystemowych do wymiany mocy.
Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze mają głównie za zadanie rozdział energii elektrycznej pomiędzy
odbiorców.
Zadaniem systemu rozdzielczego (dystrybucyjnego) jest pobranie energii z głównych punktów
zasilających (punktów wyjścia z sieci przesyłowej – PWS) i dostarczenie jej do odbiorców końcowych przy
spełnieniu określonych wymagań jakościowych, co do napięcia, częstotliwości, harmonicznych, migotania,
itp. Oczekuje się również, że powinno to być uzyskane przy akceptowalnym poziomie niezawodności, tj. przy
utrzymaniu liczby i czasu trwania wyłączeń bądź ograniczeń odbiorców na rozsądnie niskim poziomie. Może
to być ekonomicznie dość trudne do osiągnięcia, szczególnie na niższych poziomach napięcia i w sieciach
wiejskich, ponieważ ten system zwykle zawiera pojedyncze napowietrzne linie promieniowe, które są
narażone na niekorzystne warunki środowiskowe. Stąd narażone są one na zakłócenia i częste wyłączenia
długotrwałe. Na pierwszy rzut oka wykorzystanie źródeł lokalnych mogłoby się wydawać lekarstwem na
zmniejszenie liczby i czasu trwania wyłączeń doświadczanych przez odbiorców, ale, chociaż jest to zawsze
możliwe teoretycznie i ma miejsce w praktyce w niektórych systemach, w innych nie spowoduje
natychmiastowego polepszenia z powodu innych technicznych ograniczeń operacyjnych i bezpieczeństwa.
Jako kryterium oceny niezawodnościowej sieci elektroenergetycznej można przyjąć:
A. Zestaw wskaźników (miar) niezawodności, które nie zawsze są bezpośrednio powiązane ze sobą i
charakteryzują wszystkie lub wybrane zadania spełniane przez sieć. Są one zwykle wyznaczane dla
poszczególnych węzłów sieci (wskaźniki węzłowe) lub dla całego systemu lub obszaru (wskaźniki
systemowe).
B. Miarę syntetyczną, która sprowadza do jednego czynnika wszystkie skutki niewłaściwego spełnienia
różnych zadań przez rozpatrywaną sieć.
Najbardziej poprawne jest podejście B. Taką miarą jest całkowity koszt spowodowany zawodnym działaniem
sieci elektroenergetycznej. Można ten koszt wyznaczyć na podstawie:
1) szczegółowych rozważań skutków przerw i oszacowania kosztu zawodności,
2) orientacyjnych rozważań, w których wszystkie skutki przerw zasilania określa się wartością nie
dostarczonej odbiorcom energii.
Należy podkreślić, że zazwyczaj aby wyznaczyć koszt spowodowany zawodnym działaniem sieci
elektroenergetycznej trzeba wcześniej obliczyć wartości wskaźników niezawodności, a zatem podejścia A i B
nie są niezależne.
Metody obliczeniowe i narzędzia komputerowe do prognozowania niezawodności
systemów przesyłowych i rozdzielczych
Ogólna charakterystyka metod obliczeniowych i programów komputerowych
Najważniejsze z narzędzi komputerowych do analizy niezawodności systemów przesyłowych (poziom
hierarchiczny HL II systemu elektroenergetycznego) i/lub systemów dystrybucyjnych to:
4
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
•
•
•
•
CREAM, opracowany przez EPRI (Electric Power Research Institute), USA (podejście symulacyjne).
TRELSS - EPRI, USA (podejście analityczne).
PROCOSE – Ontario Hydro, Kanada (podejście analityczne).
NIEZ – Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, Polska (podejście
analityczne).
• ZuBer - Saarbrücken TU, Niemcy (podejście analityczne).
• COMPASS – UMIST (University of Manchester Institute of Science and Technology), Wielka
Brytania (podejście symulacyjne).
• TPLAN – PTI, USA (podejście analityczne).
• GRARE – CESI, Włochy (podejście symulacyjne).
Ich zbiorczą charakterystykę zestawiono w tablicy 5.2. Dalej zostaną omówione bardziej szczegółowo
(w tym zastosowane metody obliczeniowe) dwa z nich: NIEZ i TRELSS.
Tablica 5.2. Charakterystyka programów do oceny niezawodności SEE
Program
Charakterystyka, uwagi, ograniczenia
Podejście symulacyjne, losowanie dyspozycyjności elementów systemu, zlinearyzowany rozpływ mocy, programowanie
liniowe, oblicza wskaźniki LOLP, EPNS dla systemu i węzłów, pozwala na ocenę wrażliwości obliczanych wskaźników.
Reprezentacja obciążenia systemu: maksymalnie dziesięć przypadków bazowych (poziomów obciążenia); mogą być
wszystkie dostarczone przez użytkownika lub TRELSS może wygenerować niższe przypadki bazowe na podstawie
przypadku szczytowego (dla obciążenia maksymalnego) dostarczonego przez użytkownika. Ponowny rozdział obciążeń
na generatory: dostępne trzy metody – wg marginesu mocy, wg współczynników udziału i rozdział określony w pliku
danych rozpływu mocy. Analiza grup zabezpieczeń: automatyczna identyfikacja grup zabezpieczeń przy wykorzystaniu
śledzenia sieci, obliczanie wpływu na niezawodność wyłączeń spowodowanych przez grupy zabezpieczeń podczas
TRELSS
chwilowych lub trwałych zakłóceń. Głębokość stanów zakłóceniowych: do sześciu jednocześnie wyłączonych
elementów; dwie gałęzie i cztery jednostki wytwórcze wybierane przez automatyczną selekcję; dowolna kombinacja, do
sześciu, przez ręczną selekcję. Max liczba analizowanych stanów zakłóceniowych: do 6⋅104 (wersja 5.1), do 106
(wersja 6.1). Rozwiązanie rozpływu mocy: dostępne są metody prądu stałego i przemiennego (metoda rozłączna). Typy
zakłóceń systemowych (kryteria stanu awaryjnego): przeciążenia gałęzi; wysokie, niskie napięcia węzłowe; odchylenia
napięć węzłowych; rozbieżny rozpływ mocy; podział systemu; ograniczenie mocy dostarczanej.
Modelowanie jednostek wytwórczych deterministyczne lub probabilistyczne, wykonywany jest ekonomiczny rozdział
obciążeń, można modelować dowolną liczbę stanów zakłóceniowych oraz zamodelować kształtowanie obciążenia (DSM),
PROCOSE
otrzymuje się rozkłady prawdopodobieństw mocy generowanych i przepływów. Rozpływ mocy obliczany metodą
stałoprądową, ograniczenia napięciowe i stabilnościowe są liczone poza programem.
W zasadzie przeznaczony do analizy niezawodności sieci, chociaż uwzględnione są również jednostki wytwórcze.
NIEZ
Możliwość odwzorowania pełnej struktury sieci (wraz z układem stacji). Analizowana jest jedynie niezawodność
strukturalna (bez liczenia rozpływu mocy). Obliczane są wskaźniki dla poszczególnych węzłów systemu: D, Ta, Q.
Słabo odwzorowuje jednostki wytwórcze. Tworzy model sieci, który pozwala na modelowanie procesów uszkodzeń jako
procesów Markowa, wybiera takie kombinacje wyłączeń, których prawdopodobieństwo jest wyższe od wartości zadanej.
ZuBer
Analiza rozpływu metodą stałoprądową lub przy wykorzystaniu modelu transportowego. Oblicza wskaźniki niezawodności
dla węzłów i całej sieci.
Podejście symulacyjne, uszkodzenia mogą być rozpatrywane jako niezależne, wielostanowe lub mające wspólną
przyczynę. Rozpływ mocy obliczany metodą stałoprądową, nie uwzględnia ograniczeń napięciowych i mocy biernej. W
COMPASS
przypadku podziału systemu na części obliczenia zostają zawieszone. Obliczane są wskaźniki dla węzłów i systemu w
postaci wartości oczekiwanych, odchyleń standardowych, przedziałów ufności i rozkładów
Analiza deterministyczna i probabilistyczna, identyfikacja elementów w których wystąpiły przekroczenia, określenie ich
wielkości, częstości wystąpienia i czasu trwania zakłóceń, obliczenie ilości i kosztu niedostarczonej energii. Uwzględnia
TPLAN
możliwości zmiany rozpływu mocy przez regulację przesuwników fazowych lub nastawy urządzeń FACTS w celu
wyeliminowania stanów, w których występują przekroczenia. Oblicza częstości awarii lokalnych i systemowych oraz
średnie czasy ich trwania.
Wykorzystuje programowanie nieliniowe, metody Monte Carlo, uwzględnia wymianę między systemami, oblicza EPNS,
GRARE
koszty paliwa.
CREAM
Metodyka i program NIEZ
W celu określenia wskaźników niezawodności w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów
Politechniki Śląskiej opracowano model powstawania i rozprzestrzeniania się zakłóceń w sieci
elektroenergetycznej. Model ten daje z jednej strony wyniki z dokładnością wystarczającą do obliczeń
prognostycznych, a z drugiej jest dostosowany do możliwości uzyskania danych statystycznych.
W oparciu o opracowany model powstawania, rozprzestrzeniania się i usuwania zakłóceń opracowano
algorytm obliczeń dostosowany do dostępnych danych statystycznych o awaryjności elementów sieci.
Algorytm obliczeń uwzględnia najważniejsze czynniki wpływające na układ pracy sieci, możliwości zasilania i
rezerwowania. Wynika stąd konieczność uwzględnienia:
zapotrzebowania na moc pobieraną ze stacji odbiorczej, zużycia energii oraz ewentualnie
zmienności mocy;
wytwarzania mocy w elektrowniach i ewentualnie jej zmienności;
możliwości rezerwowania węzłów odbiorczych sieci przesyłowej ze strony sieci podrzędnego
napięcia;
częściowego ograniczenia mocy węzłów odbiorczych.
Zakłócenia powstające w sieci przesyłowej mogą spowodować dla stacji odbiorczych następujące skutki:
5
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
I.
Pozbawienie zasilania wybranych stacji odbiorczych na skutek przerwania połączeń ze stacjami
zasilającymi.
II. Częściowe ograniczenie zasilania wybranych stacji odbiorczych w wyniku:
• Powstania deficytu mocy w rejonach sieci przesyłowej wydzielonych na skutek zakłócenia.
• Przeciążenia linii przesyłowych (lub transformatorów). W celu zlikwidowania przeciążenia
konieczne jest ograniczenie mocy w wybranych stacjach odbiorczych, a w ostateczności nawet
wyłączenie stacji.
Proponowany model umożliwia uzyskanie dla każdej stacji odbiorczej oraz dla wybranych kombinacji
stacji odbiorczych następujących wskaźników:
A)
Dla przypadków całkowitego pozbawienia zasilania stacji odbiorczych:
• oczekiwana liczba przerw w zasilaniu,
• współczynnik niezdatności funkcyjnej,
• oczekiwana wielkość niedostarczonej energii w analizowanym okresie;
• rozkłady liczby przerw oraz ich czasów trwania;
B)
Dla przypadków częściowego ograniczenia zasilania stacji odbiorczych:
oczekiwana liczba ograniczeń,
oczekiwana wielkość nie dostarczonej energii w wyniku ograniczeń.
Kolejność działań jest następująca:
1. Z poszczególnych części składowych (urządzeń) układu sieciowego są tworzone - dla potrzeb
obliczeniowych - elementy scalone.
Zasada tworzenia jest następująca: części połączone ze sobą przez łączniki, które nie działają
samoczynnie w przypadku zwarć, tworzą jeden element scalony. Oznacza to, że w przypadku zakłócenia na
którejkolwiek jego części składowej zostanie on wyłączony w całości. Z punktu widzenia niezawodności
elementy scalone mają strukturę szeregową. Wyróżnia się następujące elementy:
linie jednotorowe i tory linii wielotorowych,
transformatory,
system szyn zbiorczych węzłów zasilających i odbiorczych (wraz z częścią aparatury łączeniowej,
której zakłócenie powoduje wyłączenie danego elementu),
sprzęgła.
Zależności analityczne określające częstości zakłóceń oraz wskaźniki niezdatności dla ww. elementów
scalonych są następujące:
D=
1
d n' nu
∑
100 u∈U
(5.1)
Q =∑ qu
(5.2)
u∈U
gdzie:
d u' - częstość wystąpienia zakłócenia u-tego urządzenia, wchodzącego w skład danego elementu
scalonego, np. dla systemu szyn zbiorczych (zakł./100 sztuk⋅rok), dla linii (zakł./100 km⋅rok);
nu - liczba urządzeń typu u, U - zbiór wszystkich urządzeń wchodzących w skład elementu
scalonego,
q u - prawdopodobieństwo wystąpienia zakłócenia urządzenia u: q u =
d u' nu tu
; tu - średni
100T
czas zakłócenia u-tego urządzenia; T - rozpatrywany okres, zwykle rok (T = 8760 h).
Wyszukuje się przypadki zakłóceń prowadzące do całkowitego przerwania zasilania węzła. Dla każdego
takiego przypadku wyznacza się prawdopodobieństwo jego zaistnienia, oczekiwaną częstość oraz
energię nie dostarczoną.
Rozważmy sieć złożoną z N elementów. Każdy system szyn zbiorczych węzła odbiorczego będzie
zasilany, jeżeli istnieje połączenie tego systemu szyn zbiorczych z węzłem zasilającym - źródłem zasilania.
Na skutek różnych zakłóceń zaistniałych w sieci połączenie to może zostać przerwane. Zatem należy
wyszukać wszystkie możliwe stany awaryjne, które prowadzą do przerwania zasilania i wyznaczyć odnośne
wskaźniki.
Rozważmy zasilanie systemu szyn zbiorczych dowolnej stacji odbiorczej. Oznaczmy przez A zbiór
elementów (j∈A), których pojedyncze wyłączenie powoduje przerwę w zasilaniu i-tego systemu szyn
zbiorczych. Podobnie przez B oznaczmy zbiór elementów k, l (k, l∈B), których jednoczesne wyłączenie
powoduje przerwę w zasilaniu i-tego systemu szyn zbiorczych, przy czym poszczególne elementy k lub l nie
należą do zbioru A. Elementy, które tworzą taką parę nie mogą znajdować się równocześnie w stanie
remontu planowego, jednak mogą kolejno. Jako C oznaczmy zbiór trójek elementów m, n, o, których
jednoczesne wyłączenie powoduje przerwę zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych, przy czym
poszczególne elementy m, n lub o nie należą do zbioru A oraz dowolna kombinacja par spośród m, n, o nie
należy do zbioru B. Elementy, które tworzą trójkę nie mogą równocześnie znajdować się w remoncie
2.
6
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
planowym, ani żadna para stworzona z nich, mogą natomiast kolejno. Przyjęto, że prawdopodobieństwo
jednoczesnego wyłączenia czterech i więcej elementów jest pomijalne.
Oczekiwaną częstość zakłóceń - Dj oraz prawdopodobieństwo - Qj całkowitego wyłączenia i-tego
systemu szyn zbiorczych węzła odbiorczego oblicza się z następujących zależności:
Di = Dwi +∑ D j + ∑ Dk ,l +
j∈ A
k ,l∈B
Qi =Qwi +∑ Q j + ∑ Qk ,l +
j∈A
k ,l∈B
∑D
m , n ,o∈C
∑Q
m , n ,o∈C
(5.3)
m , n ,o
(5.4)
m ,n,o
gdzie: Dwi, Qwi - odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączenia i-tego systemu szyn zbiorczych
analizowanego węzła w wyniku zakłóceń własnych z uwzględnieniem współzależności zakłóceń;
Dj, Qj - odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączenia elementu j z uwzględnieniem
współzależności, która prowadzi do przerwy zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych;
Dk,l, Qk,l - odpowiednio częstość i prawdopodobieństwo wyłączeń jednoczesnych elementów l, k
z uwzględnieniem współzależności, które prowadzą do braku zasilania węzła i (przy czym wyłączenie
pojedynczego elementu l lub k nie prowadzi do przerwy zasilania węzła); Dm,n,o, Qm,n,o - odpowiednio
częstość i prawdopodobieństwo wyłączeń jednoczesnych elementów m, n, o z uwzględnieniem
współzależności zakłóceń prowadzących do przerwy w zasilaniu i-tego systemu szyn zbiorczych, przy
czym wyłączenia pojedynczych elementów spośród m, n, o oraz dowolnych par utworzonych spośród
m, n, o nie prowadzą do przerwy w zasilaniu tego systemu szyn; A, B, C - zbiory elementów
(odpowiednio pojedynczych elementów, par elementów, trójek elementów), których wyłączenie
prowadzi do przerwy zasilania i-tego systemu szyn.
Częstość wyłączeń i-tego systemu w wyniku zakłóceń własnych szyn oraz zakłóceń wynikłych z
przeniesienia się zakłóceń z elementów współpracujących lecz nie należących do zbioru A oblicza się ze
wzorów (5.5) i (5.6).
Przyczyny przeniesienia się zakłóceń wynikają z:
o braku wyłącznika, tj. połączenia przez odłącznik;
o „brakujących” działań wyłączników (układów wyłączających);
o przyczyn konstrukcyjnych;
o nieselektywnych działań zabezpieczeń.
Di = Dwi + ∑ w gi D g +∑ k r ,i Dr + ∑ wz Dh
g∈G
Qi = Qwi +
r∈R
(5.5)
h∈H
fi
( ∑ wgi D g +∑ k r ,i Dr + ∑ wz Dh )
T g∈G
r∈R
h∈H
(5.6)
gdzie: Dwi, Qwi - częstość i prawdopodobieństwo własne i-tych szyn zbiorczych (wzory (5.1) i (5.2);
T - okres roczny (T = 8760 h); fi - średni czas przerwy dla i-tego systemu szyn po jego wyłączeniu na
skutek współzależności; wgi - współczynnik brakujących działań układu wyłączającego między
systemem szyn i oraz przyłączonym do niego elementem g; krj - współczynnik współzależności
konstrukcyjnej między systemem szyn i oraz sąsiednim systemem szyn r w stacji wielosystemowej;
wz - współczynnik nieselektywnego działania zabezpieczeń (zależny od rodzaju zastosowanych
zabezpieczeń), odnosi się do przenoszenia zakłócenia z jednego pola na inne pola (rozpatruje się
przypadki przeniesienia zakłócenia z jednego pola na drugie pole - wówczas wz = w2 oraz przypadki
przeniesienia zakłócenia z jednego pola na dwa inne pola - wówczas wz = w3; uwzględnia się tylko te
przypadki, które prowadzą do przerwy zasilania i-tego systemu szyn zbiorczych - zbiór H);
G, H, R - zbiory elementów współpracujących bezpośrednio i tworzących konstrukcyjną całość,
elementy te nie należą do zbioru A; Dg – częstość zakłóceń g–tego elementu, którego zakłócenia w
wyniku braku działania układu wyłączającego prowadzą do wyłączenia i-tego elementu; Dr – częstość
zakłócenia r-tego elementu, którego zakłócenia mogą prowadzić do wyłączenia i-tego elementu w
wyniku zbliżenia konstrukcyjnego tych dwóch elementów (np. dwa systemy szyn zbiorczych, dwa tory
linii dwutorowej itp.); Dh - częstość zakłóceń h-tego elementu, którego zakłócenia w wyniku
nieselektywnych działań zabezpieczeń prowadzą do wyłączenia i-tego elementu.
Częstość wyłączeń pojedynczego elementu j wyznacza się z zależności (5.7) i (5.8) jako sumę
częstości zakłóceń powstałych na danym elemencie oraz wynikłych z przeniesienia z innych elementów na
skutek zawodnego działania wyłączników, nieselektywnego działania zabezpieczeń oraz przyczyn
konstrukcyjnych. Do tych innych elementów zalicza się elementy, które nie należą do zbioru A.
D j = Dwj + ∑ wgj D g + ∑ k r , j Dr + ∑ wz Dh
g∈G
Q j = Dwj +
r∈R
(5.7)
h∈H
fi
( ∑ wgj D g + ∑ k r , j Dr + ∑ w z Dh )
T g∈G
r∈R
h∈H
7
(5.8)
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
gdzie: Dwj, Qwj - częstość i prawdopodobieństwo zakłóceń własnych j-tego elementu; wgj - współczynnik
brakujących działań wyłącznika łączącego elementy g oraz j; kr,j - współczynnik współzależności
konstrukcyjnej między elementami r oraz j; fj - średni czas przerwy dla j-tego elementu po jego
wyłączeniu na skutek współzależności.
Wskaźniki dla jednoczesnego wyłączenia dwóch elementów wyznacza się z zależności:
t k + t l  v k + vl 
v
v
1−
 + Dk 1 + Dl k +
T 
T 
T
T
 v + vl 
+ (Dk + Dl )1− k
 w w , k ,l
T 

(5.9)
v
v
 v + vl 
Qk ,l = z 2 Qk Ql 1− k
 + Qk l + Ql k +
T 
T
T

f   v + vl 
f

+  Dk 1 + Dl k  1− k
ww , k ,l
T
T 
T 

(5.10)
Dk ,l = z 2 Dk Dl
gdzie: z2 - współczynnik uwzględniający wpływ złej pogody na wyłączenie dwóch elementów; tk, tl - średni
czas awaryjnego wyłączenia odpowiednio k-tego i l-tego elementu; vk, vl - średni czas planowych
wyłączeń do remontów i konserwacji odpowiednio k-tego i l-tego elementu; ww,k,l - współczynnik
współzależności zakłóceń elementów k oraz l: ww,k,l = 0 - gdy elementy k, l nie współpracują ze sobą,
ww,k,l = kkl - gdy elementy mają wspólną konstrukcję, np. tory linii wielotorowych, systemy szyn
zbiorczych stacji wielosystemowych przy wyłączonym wyłączniku między tymi systemami, ww,k,l = kkl
+ wkl - gdy elementy k, l są dwoma systemami szyn zbiorczych przy załączonym wyłączniku
sprzęgłowym, ww,k,l = kkl + wz - gdy elementy są torami linii dwutorowej przyłączonymi do tych
samych szyn zbiorczych, ww,k,l = wz - gdy elementy k, l przyłączone są do tych samych szyn
zbiorczych, ww,k,l = wkl - gdy elementy k, l współpracują ze sobą przez łącznik.
Wskaźniki niezawodnościowe dla jednoczesnego wyłączenia trzech elementów m, n, o wyznacza się
z zależności (5.11) i (5.12):
t m t n + t m t o + t n t o  v m + v n + vo  z 2
1−
+ 2 (Dm Dn (t m + t n )vo +
T
T2

 T
v
v
Dm Do (t m + t o )v n + Dn Do (t n + t o )v m + ww,mn ( Dm + Dn ) o + ww,mo ( Dm + Do ) m
T
T
 v + v n + vo 
+ ww,mno ( Dm + Dn + Do )1− m

T


 v + v n + vo  z 2
Qm ,n,o = z 3Qm Qn Qo 1 − m
 + (Qm Qo vo + Qm Qn v n + Qn Qo v n ) +
T

 T
Dm,n ,o = z 3 Dm Dn Do
w
w
ww
(Dm f n + Dn f m ) vo + w,mo (Dm f o + Do f m ) vn + w,no (Dn f o + Do f n ) vm +
T
T
T
T
T
T
ww,mno
+
[Dm ( f n + f o ) + Dn ( f m + f o ) + Do ( f m + f n )]1 − vm + vn + vo 
T
T


+
(5.11)
(5.12)
gdzie: ww,mno = w3 - gdy elementy m, n, o są przyłączone do tych samych szyn zbiorczych,
przy czym: w3 - współczynnik współzależnego wyłączenia trzech elementów na skutek
nieselektywnego działania zabezpieczeń; ww,mno = 0 - w przypadku przeciwnym.
Energię nie dostarczoną na skutek pozbawienia zasilania i-tego węzła odbiorczego oblicza się z
zależności:
E nied ,i = Q j Ps ,i Ts ,i
(5.13)
gdzie: Ps,i - moc szczytowa pobierana przez i-ty węzeł; Ts,i - czas użytkowania mocy szczytowej; Ei - energia
pobrana w i-tym węźle: Ei = Ps,iTs,i.
Metodyka i program TRELSS
Metodyka analizy i oceny niezawodności zastosowana w opracowanym przez EPRI programie
TRELSS (Transmission Reliability Evaluation for Large Scale Systems) należy do grupy metod
analitycznych. Program ten wraz z całą metodyką VBTRA (Value-Based Transmission Reliability Approach)
został wdrożony w Polskich Sieciach Elektroenergetycznych S.A.
8
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
W modelu TRELSS wykorzystuje się podejście polegające na utworzeniu wykazu możliwych stanów
zakłóceniowych, wyborze i analizie stanów zagrożenia dla określonych warunków (kryterium) awarii
(niesprawności) systemu i obliczeniu wskaźników niezawodności. Do oceny niezawodności zastosowano
efektywny ranking stanów zagrożenia, bazujący na przeciążeniach elementów i analizie warunków
napięciowych dla wielu poziomów mocy obciążenia, obliczanie rozpływu mocy metodą stałoprądową lub
rozłączną zmiennoprądową, programowanie liniowe do optymalizacji działań restytucyjnych (zmiana
rozdziału obciążenia między jednostki wytwórcze, włączanie boczników równoległych, regulacja za pomocą
autotransformatorów, zmiana położenia zaczepów transformatorów, 3 klasy ograniczania obciążenia)
podejmowanych dla zmniejszenia zagrożenia dla systemu.
Przy ocenie niezawodności zastosowano trzy podejścia (tryby analizy):
o oparte na analizie problemów systemu (System Problem Approach), z podejmowaniem lub bez
podejmowania działań restytucyjnych (zaradczych);
o oparte na analizie możliwości (zdolności) systemu (Capability Approach);
o oparte na symulacji działania systemu w przypadku zadanych stanów zakłóceniowych
(Simulation Approach).
W programie TRELSS można też modelować działanie automatyki przez tzw. grupy zabezpieczeń i
sterowania (Protection and Control Group) i odwzorowywać sytuacje, gdy awaria elementu układu
przesyłowego, wskutek nieprawidłowego działania zabezpieczeń lub wyłączników, prowadzi do wyłączenia
grupy elementów.
Obliczanie wskaźników niezawodności w podejściu bazującym na analizie problemów systemu
(System Problem Approach) odbywa się na podstawie listy stanów zakłóceniowych (contingency), przy czym
maksymalna głębokość zakłócenia to sześć jednocześnie wyłączonych (niedyspzycyjnych) elementów (4
generatory i 2 gałęzie). Celem tego podejścia jest identyfikacja potencjalnych przekroczeń systemowych
(przeciążeń i odchyleń napięć). Stan zakłóceniowy powodujący problemy systemowe jest identyfikowany
jako stan zagrożenia, stan awaryjny. Nie jest on już kombinowany z odstawieniami innych elementów,
jednak program uwzględnia głębsze stany zakłóceniowe przy założeniu, że nie powiększają one trudności
systemowych i ograniczeń mocy. Podejmowanie działań restytucyjnych (zaradczych) jest w podejściu
„System Problem” opcjonalne. Dla każdego stanu zakłóceniowego są pomijane dyspozycyjności sprawnych
elementów.
W podejściu bazującym na analizie problemów systemu obliczenia prawdopodobieństw i częstości
stanów awaryjnych odbywa się jak pokazano wyżej. Stany awaryjne są identyfikowane jako wynik
pogorszonych stanów wystarczalności (z większą liczbą niedyspozycyjnych elementów), co w większości
przypadków oznacza, że odnowa dowolnego elementu prowadzi do stanu wystarczalności (sprawności)
systemu, a także znaczy że większość tak wybranych stanów zakłóceniowych to stany typu minimalnych
przekrojów (typu „B”). Tak więc sposób obliczania prawdopodobieństw i częstości stanów zastosowany w
tym podejściu jest (według autorów programu TRELSS) ekwiwalentem metody minimalnych przekrojów,
wykorzystywanej przy ocenie niezawodności strukturalnej.
Obliczanie prawdopodobieństw i częstości stanów awaryjnych w podejściu bazującym na analizie
zdolności systemu (System Capability Approach) pozwala na uniknięcie podwójnego liczenia, które może
jednak wystąpić w podejściu bazującym na analizie problemów systemu. W tym podejściu są podejmowane
działania restytucyjne (zaradcze) w stanach zagrożenia a analiza stanów zakłóceniowych nie podlega
ograniczeniom występującym w podejściu „System Problem”. Analiza głębszych stanów zakłóceniowych
może zacząć się od stanu sprzed zastosowania działań restytucyjnych lub od stanu po ich zastosowaniu pozwala to na dokonanie mniej lub bardziej pesymistycznej oceny ograniczeń mocy dostarczanej odbiorcom.
Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages) są w modelu TRELSS traktowane
jak wyłączenia pojedynczych elementów, przy czym program je odpowiednio interpretuje. Dla przykładu, jeśli
elementy 1 i 2 podlegają takim wyłączeniom to jednoczesne wyłączenie elementów 1, 2 i 3 może być
interpretowane jako nałożenie się 3 jednoczesnych, niezależnych wyłączeń, lub jako nałożenie się zdarzeń
(12) i 3, gdzie (12) jest wyłączeniem mającym wspólną przyczynę. Jeśli wyłączenia 3 i 123 są stanami
awaryjnymi program utworzy prawdopodobieństwa: q1q2p3, p1p2p3, q(12)p3, p(12)p3.
W przypadku kilku identycznych generatorów pracujących na te same szyny zbiorcze, których
wyłączenie przy założeniu jednakowego rozdziału obciążenia skutkuje takim samym rozpływem mocy, dla
zmniejszenia nakładu obliczeniowego przy tworzeniu listy stanów zakłóceniowych rozpatrywane jest
wyłączenie tylko jednej reprezentatywnej kombinacji tych generatorów przy dowolnej głębokości stanu
zakłóceniowego.
Modelowanie remontów planowych gałęzi (linii, transformatorów) odbywa się przy następującym
założeniu: Jeśli niedyspozycyjność określonej kombinacji gałęzi skutkuje stanem awaryjnym systemu, żadna
z tych gałęzi nie zostanie odstawiona do remontu planowego gdy jedna lub więcej gałęzi jest już wyłączona.
9
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Podejście „Simulation Approach” zostało zaprojektowane do analizy kaskadowych stanów
5
zakłóceniowych . Użytkownik definiuje zakłócenia inicjujące (listę stanów zakłóceniowych). Każde zjawisko
inicjujące jest analizowane przy pomocy rozpływu mocy i system jest sprawdzany pod względem
nienormalnie wysokich przeciążeń gałęzi i (lub) nienormalnie niskich napięć w węzłach. W węzłach tych jest
dokonywane odcięcie odbiorników i odstawienie generatorów, jak również wyłączenie najbardziej
przeciążonej gałęzi (połączenia). Następnie ponownie wyznacza się rozpływ mocy i system jest sprawdzany
pod względem zaistniałych problemów itd. Ciąg stanów zakłóceniowych kończy się, gdy nie ma problemów
systemowych (za wyjątkiem wysp). Należy zauważyć, że odłączanie odbiorników, odstawianie generatorów,
wyłączanie najbardziej przeciążonej gałęzi (połączenia) jest dokonywane właśnie w tej kolejności. Każde z
tych działań pociąga za sobą wyznaczenie rozpływu mocy, zanim podjęte zostaną pozostałe akcje, jeśli
problemy które je wywołały wciąż trwają. Dostarczone przez użytkownika progi określają głębokość stanów
zakłóceniowych.
Organizację programu TRELSS (wersja 5.1) pokazano na rys. 5.6.
Plik lokalizacji wyłączników
Program
przygotowania
plików
Procesor
wejściowy
programu TRELSS
(TIP)
Plik przygotowujący dane
sterujące obliczeniami
Dane rozpływu mocy
(IEEE, PTI lub IEEE PSADD)
Dane niezawod. gałęzi i PCG
Plik sterujący obliczeniami
Dane niezawod. generatorów
Dane charakterystyk węzłów
Dane boczników (IEEE)
Podprogram
symulacji i analizy
stanów
zakłóceniowych
Dane generatorów (PTI)
Obligatoryjne stany zakłóc.
Stany zakł. “Common Mode”
Symulacyjne stany zakłóc.
Plik wyników
analizy stanów
zakłóceniowych
Dane zmian topologii sieci
Dane przełączeń gałęzi
Kalendarzowe obc. godzinowe
Plik
wskaźników
niezawodności
Podprogram
obliczania
wskaźników
niezawodności
Podprogram
tworzenia raportów
Raporty
Rys. 5.6. Organizacja funkcjonalna programu TRELSS
Obliczenia niezawodności w TRELSS’ie są oparte na modelu Markowa gałęzi, generatorów i pogody.
Pierwotny dwustanowy model Markowa niezawodności gałęzi i generatorów jest łączony z dwustanowym
modelem Markowa pogody (normalna i zła pogoda), co daje w rezultacie czterostanowy model Markowa,
który dostarcza prawdopodobieństw, że dany element jest sprawny lub uległ awarii w czasie normalnej i złej
pogody. Każdy element w badanym obszarze jest modelowany osobno w celu uproszczenia obliczeń. Dane
niezawodnościowe są wykorzystywane do określenia parametrów modelu (prawdopodobieństw stanu).
Prawdopodobieństwo awarii danej grupy elementów może zostać obliczone na podstawie
prawdopodobieństw awarii poszczególnych elementów w tej grupie.
5
Podejście to wydaje się być szczególnie użyteczne z uwagi na analizę i zapobieganie tzw. wielkim awariom systemowym, przez które
rozumie się katastrofalne w skutkach, rozległe awarie w systemach elektroenergetycznych, skutkujące pozbawieniem zasilania w
energię elektryczną wielu milionów ludzi, często inicjowane przez pojedyncze, z pozoru nieistotne zdarzenie.
10
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Dane wymuszonych wyłączeń (awarii) dla gałęzi i zdarzeń zależnych są podane jako częstość i czas
trwania tych wyłączeń osobno dla normalnych i złych warunków pogodowych. Prawdopodobieństwa i czas
trwania odstawień do remontu planowego jest również określone. Dane odstawień wymuszonych
(awaryjnych) generatorów są określone jako prawdopodobieństwo i czas trwania odstawienia.
TRELSS tworzy wiele raportów wyjściowych. Istnieje opcja pozwalająca na wybór raportów
wyjściowych. Raporty wyjściowe TRELSS’a zostały podzielone na siedem grup:
I.
Raporty podsumowujące rozwiązanie (wybrane opcje obliczeniowe).
II.
Raporty podsumowujące dane wejściowe.
III.
Raporty wg rankingu współczynnika PI (Performance Index).
IV. Raporty podsumowujące stany zakłóceniowe.
V.
Raporty podsumowujące wg kryteriów stanu awaryjnego.
VI. Raporty dotyczące wskaźników niezawodności.
VII. Raporty dotyczące rezultatów analizy grup zabezpieczeń (automatyki systemowej).
Raporty grupy VI dotyczą wskaźników niezawodnościowych i są zorientowane na tryb obliczeń
CAPABILITY. Należą do nich (najważniejsze podkreślono):
- Raport VI-A (System Indices Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki dotyczące ograniczenia mocy
dostarczanej odbiorcom w skali całego systemu lub obszaru (zawiera ograniczenia mocy na skutek
powstawania wysp, działania zabezpieczeń i działań restytucyjnych. Są to tzw. systemowe wskaźniki
niezawodnościowe. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rsi.
- Raport VI-B (System Indices Reliability Statistics Report – Islanding Load Loss) podaje systemowe
wskaźniki niezawodnościowe (dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom) tylko na skutek
powstawania wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rii.
- Raport VI-C (System Indices Reliability Statistics Report – Remedial Actions Load Loss) podaje
systemowe wskaźniki niezawodnościowe (dotyczące ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom) tylko
na skutek działań restytucyjnych. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rri.
- Raport VI-D (Bounds On Failure Probability Report) podaje granice prawdopodobieństwa wystąpienia
stanów zakłóceniowych ze względu na różne kryteria stanów zakłóceniowych, takie jak „wszystkie
problemy systemowe”, „ograniczenie mniej ważnych odbiorników” itd. Nazwa tego raportu ma
rozszerzenie *.rpb.
- Raport VI-E (Load Bus Summary Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo ograniczenia
mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach – węzłowe wskaźniki niezawodnościowe (ograniczenia mocy
dostarczanej odbiorcom na skutek powstawania wysp, działania automatyki zakłóceniowej na skutek
trwałych zakłóceń i działań restytucyjnych). Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rlb.
- Raport VI-F (Load Bus Summary (Islanding Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje
prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na
wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach tylko na skutek
powstawania wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rli.
- Raport VI-G (Load Bus Summary (Remedial Actions Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje
prawdopodobieństwo ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom, częstość i czas trwania na
wystąpienie, niedostarczoną energię i wskaźniki dotyczące odbiorców w węzłach, tylko wskutek działań
restytucyjnych. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rlr.
- Raport VI-H (Overloaded Circuit Reliability Statistics Report) podaje prawdopodobieństwo przeciążeń
gałęzi, częstość i czas trwania na wystąpienie wg gałęzi. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.roc.
- Raport VI-J (Service Failure Mode Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki ograniczenia mocy
dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych (zawiera ograniczenia mocy dostarczanej
odbiorcom ze względu na powstawanie wysp, działanie automatyki na skutek trwałych zakłóceń i działań
restytucyjnych). Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rsf.
- Raport VI-K (Service Failure Mode (Islanding Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje wskaźniki
ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych tylko ze względu na
powstawanie wysp. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rif.
- Raport VI-L (Service Failure Mode (Remedial Actions Load Loss) Reliability Statistics Report) podaje
wskaźniki ograniczenia mocy dostarczanej odbiorcom wg stanów zakłóceniowych tylko ze względu na
działania restytucyjne. Nazwa tego raportu ma rozszerzenie *.rrf.
Systemowe wskaźniki niezawodnościowe (z raportu VI-A) obliczane przez program TRELSS są
następujące:
A.
Wskaźniki systemowe dla analizowanego obszaru - system indices for study area:
Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (ograniczenia mocy dostarczanej
odbiorcom) – probability of load loss.
Częstość zdarzeń niepokrycia zapotrzebowania, [wystąpień na rok] – frequency of load loss,
[occ/year].
Łączny czas trwania niepokrycia zapotrzebowania w ciągu roku, [godzin na rok] – duration of
load loss, [hrs/year].
11
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
-
Czas trwania jednego zdarzenia, [godzin na wystąpienie] - duration of load loss, [hrs/occ].
Oczekiwana energia niedostarczona w ciągu roku EUE, [MW⋅h na rok] – expected unserved
energy, [MW⋅h/year].
Oczekiwana energia niedostarczona EUE przypadająca na jedno zdarzenie, [MWh na
wystąpienie] - expected unserved energy, [MW⋅h/occ].
Oczekiwane niepokryte zapotrzebowanie EUD w ciągu roku, [MW na rok] - expected unserved
demand, [MW/year].
Oczekiwane niepokryte zapotrzebowanie EUD przypadające na jedno zdarzenie, [MW na
wystąpienie] - expected unserved demand, [MW/occ].
B.
Wskaźniki dla odbiorców – customer indices:
- Wskaźnik liczby wyłączeń (ograniczeń zasilania) odbiorców, [odbiorco-wystąpień na rok] –
customer outages, [cust-occ/year].
- Liczba wyłączonych odbiorców, [odbiorców na wystąpienie] - customer outages, [cust/occ].
- Liczba wyłączeń przypadających na odbiorcę, [wystąpień na odbiorcę] - customer outages,
[occ/cust].
- Wskaźnik czasu trwania wyłączeń odbiorców, [odbiorcogodz./rok] – customer duration, [custhrs/year].
- Czas trwania wyłączenia (ograniczenia zasilania) przypadający na jedno zdarzenie, [godzin na
wystąpienie] - customer duration, [hrs/occ].
- Czas trwania wyłączenia przypadający na odbiorcę, [godzin na odbiorcę] - customer duration,
[hrs/ cust].
- Dostępność (dyspozycyjność) zasilania, [jedn. wzgl.] – service availability.
C.
Wskaźniki unormowane – normalized indices:
Wskaźnik ograniczenia energii (niedyspozycyjności energetycznej), [(MW⋅h)/(MW⋅h)⋅rok] –
energy curtailment, [MW⋅h/annual MW⋅h].
Wskaźnik ograniczenia mocy (niedyspozycyjności mocowej), [MW/MW⋅rok] – power
interruption, [MW/peak MW].
Plik (raport) VI-E zawiera następujące wskaźniki niezawodności dla poszczególnych
węzłów odbiorczych, w rozbiciu na obliczeniowe poziomy obciążenia i jako wartości dla całego roku:
- Częstość zdarzeń spełnienia kryterium stanu awaryjnego, [wystąpień na rok] – frequency of
meeting criteria, [int/yr] – tylko wartości dla całego roku.
- Czas trwania zdarzenia, [godzin na zdarzenie] – duration of meeting criteria, [hr/int] – tylko
wartości dla całego roku.
- Prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (ograniczenia mocy dostarczanej
odbiorcom) – probability of load loss.
- Częstość zdarzeń niepokrycia zapotrzebowania, [wystąpień na rok] – frequency of load loss,
[occ/year].
- Czas trwania jednego zdarzenia, [godzin na wystąpienie] - duration of load loss, [hrs/occ].
- Energia niedostarczona EUE, [MW⋅h] – expected unserved energy, [MW⋅h].
- Liczba wyłączonych odbiorców - customer interruptions.
- Wskaźnik czasu trwania wyłączeń odbiorców, [odbiorco-godzin] – unserved customer-hours,
[cust-hrs].
Dodatkowo w pliku VI-E są podane informacje dotyczące:
- energii zapotrzebowanej w węzłach odbiorczych (bus energy) w MW⋅h.
- liczby zarejestrowanych zdarzeń spełnienia kryterium stanu awaryjnego (number of SFM system failure mode).
Niezawodność stacji elektroenergetycznych
Stacja elektroenergetyczna stanowi zespół urządzeń elektroenergetycznych (zgromadzonych w
jednym miejscu wraz z niezbędnymi budowlami) przeznaczonych do przetwarzania energii elektrycznej
(stacje prostownikowe, stacje z przetwornikami prądu stałego na przemienny), jej transformacji (stacje
transformatorowe), rozdzielania i transformacji (stacje transformatorowo-rozdzielcze) lub tylko rozdzielania
(stacje rozdzielcze zwane rozdzielniami).
W skład stacji elektroenergetycznych wchodzą szyny zbiorcze, aparatura łączeniowa (łączniki
elektroenergetyczne), zabezpieczająca, sterująca, sygnalizacyjna i pomiarowa, urządzenia ochrony
odgromowej, transformatory, dławiki przeciwzwarciowe i zaporowe, baterie kondensatorów, kompensatory
synchroniczne i urządzenia pomocnicze. Podstawowy element stacji elektroenergetycznej stanowi układ
zdolny do rozdzielania energii elektrycznej o jednym napięciu, zwany rozdzielnicą, obejmujący szyny
zbiorcze oraz zespół aparatów łączeniowych, pomiarowych, zabezpieczających, sterowniczych i
sygnalizacyjnych, wraz z niezbędnymi elementami przewodowymi, izolacyjnymi i wsporczymi.
Stacje elektroenergetyczne są ważnymi elementami systemu elektroenergetycznego, gdyż grupują
istotne dla prawidłowej pracy urządzenia wysokiego i niskiego napięcia oraz urządzenia pomiarowe,
12
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
automatyki, telemechaniki i inne. Są one węzłowymi punktami skomplikowanego systemu dostawy energii od
wytwórcy do odbiorcy. Prawidłowa praca każdej stacji elektroenergetycznej ma więc duże znaczenie, a
wszelkie awarie i zakłócenia dotyczą często znacznych grup użytkowników i wytwórców energii elektrycznej.
Zasięg i skutki zakłóceń zależą od wielkości stacji i jej roli w systemie elektroenergetycznym.
Przy ocenie i analizie niezawodności stacji elektroenergetycznej powinny zostać uwzględnione
warunki pracy normalnej (przy prawidłowej pracy wszystkich elementów systemu) oraz warunki
zakłóceniowe (uszkodzenia lub wyłączenia dowolnych elementów systemu), gdy następuje zmiana układu
połączeń i rozpływu mocy w stacji. Istotna jest tutaj także możliwość wystąpienia błędnych przełączeń.
W Polsce niezawodności stacji elektroenergetycznych poświęcono stosunkowo niewiele prac, na
świecie do analizy ich niezawodności dość często wykorzystuje się metody analizy strukturalnej, w tym w
szczególności metodę minimalnych przekrojów, traktując stację jako obiekt, dla którego można wyróżnić trzy
zdarzenia awaryjne:
o Brak (utrata) możliwości połączenia z jednym z pól zasilających lub odpływowych.
o Brak (utrata) możliwości połączenia z kilkoma (ale nie wszystkimi) polami zasilającymi lub
odpływowymi.
o Niedyspozycyjność (niedostępność) całej stacji.
Elementami stacji elektroenergetycznej, wyróżnianymi dla potrzeb analizy niezawodnościowej, są
transformatory, wyłączniki, odłączniki, szyny zbiorcze; odgromniki, przekładniki prądowe i napięciowe są
często pomijane. Elementy automatyki zabezpieczeniowej zwykle nie są uwzględniane bezpośrednio, a
jedynie pośrednio w danych niezawodnościowych urządzeń ochranianych (uwzględnia się awarie, za które
odpowiedzialne są elementy automatyki).
Rozróżnia się dwa rodzaje zakłóceń (uszkodzeń) elementów stacji:
o Pasywne (passive failure) – niedyspozycyjność dotyczy tylko uszkodzonego elementu i nie wymaga
dokonywania przełączeń.
o Aktywne (active failure) – oznacza ono nie tylko niedyspozycyjność rozpatrywanego elementu, ale
także szereg operacji łączeniowych (przełączeń) dla odizolowania uszkodzonego elementu.
W przypadku łączników dodatkowo uwzględnia się możliwość wystąpienia braku wymaganego
zadziałania: otwarcia normalnie zamkniętego łącznika (stuck-closed condition), zamknięcia normalnie
otwartego łącznika (stuck-open condition). Są one reprezentowane przez prawdopodobieństwo niezadziałania łącznika (stuck-breaker probability).
Elementy stacji są podawane planowej profilaktyce (remontom planowym), przez którą rozumie się
regularnie podejmowane działania, mające na celu poprawę stanu elementu. Zwykle zakłada się, że
czynności profilaktyczne mogą być odkładane na później, gdy wymagają tego warunki systemowe. W
przypadku uszkodzenia elementy są poddawane odnowie, która może polegać na naprawie (repair) lub
wymianie (replacement).
Założenia i ograniczenia analizy niezawodności stacji elektroenergetycznych są zwykle następujące:
Element nie może być podawany planowej profilaktyce, jeśli może to skutkować
niedyspozycyjnością stacji. Oznacza to, dla przykładu, że jeśli zdarzenie „element A uszkodzony a
element B w remoncie planowym” oznacza stan awaryjny (niedyspozycyjność) stacji, może ono
wystąpić jedynie wtedy gdy remont planowy elementu B rozpoczął się przed wystąpieniem
uszkodzenia elementu B.
Element uszkodzony jest zastępowany zapasowym jedynie gdy średni czas trwania uszkodzenia jest
dłuższy od czasu wymiany. Prawdopodobieństwo wymiany oznacza prawdopodobieństwo, że
potrzebny element zapasowy jest w dyspozycji. Jest ono funkcją, zarówno prawdopodobieństw
stanów awaryjnych stacji (bo ich wartości określają zapotrzebowanie na elementy zapasowe), jak
też gospodarki elementami zapasowymi. Ta gospodarka może być różna w różnych systemach; dla
przykładu elementy zapasowe mogą być użyte jedynie w sytuacji awarii systemowej, lub w dowolnej
chwili gdy element uległ uszkodzeniu.
Wydaje się zasadne ograniczać wymiany elementów jedynie do elementów, które uległy
uszkodzeniom pasywnym.
Zdarzenia wielokrotnych (dwa lub trzy) przełączeń oraz niezadziałań łączników można pominąć z
uwagi na ich bardzo niskie prawdopodobieństwo.
Statystyki dowodzą, że w niekorzystnych warunkach pogodowych wzrasta częstość uszkodzeń
niektórych elementów, lecz uwzględnienie tego faktu w analizie niezawodności (za wyjątkiem linii
elektroenergetycznych) jest trudne i zwykle nie stosowane.
Dość często do analizy niezawodności stacji elektroenergetycznych są wykorzystywane procesy
Markowa, które pozwalają wyznaczyć prawdopodobieństwa, częstości i czasy trwania wyróżnionych stanów
awaryjnych. Oznacza to założenie, że:
Zdarzenia są stochastycznie niezależne.
Intensywności opisujące przejścia miedzy stanami są niezależne od czasu.
Proces jest stacjonarny i znajduje się w warunkach ustalonych, co oznacza, że można posługiwać się
wartościami prawdopodobieństw granicznych.
13
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
Niezawodność zasilania odbiorców
Czwarty raport CEER (Council of European Energy Regulators) zawiera wyniki dotyczące wskaźników
ciągłości zasilania odbiorców dla następujących państw: Austria, Czechy, Dania, Estonia, Finlandia,
Francja, Hiszpania, Holandia, Islandia, Litwa, Łotwa, Niemcy, Norwegia, Polska, Portugalia, Rumunia,
Słowacja, Węgry, Wielka Brytania, Włochy. Badaniu zostały poddane wskaźniki SAIDI oraz SAIFI
(zdefiniowane w wykładzie I) dla planowanych i nieplanowanych przerw w zasilaniu w latach 1999 – 2007.
Część z nich przedstawiono na rys. 5.12 – 5.13.
Przerwy nieplanowane z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych;
minut na rok (1999-2007)
Austria
Dania
Estonia
1000
Finlandia
900
Francja
800
Niemcy
700
Węgry
Islandia
600
Włochy
500
Łotw a
400
Litw a
Holandia
300
Norw egia
200
Polska
100
Portugalia
0
Hiszpania
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Szw ecja
2007
Wielka Brytania
Rys. 5.12. Wartości wskaźnika SAIDI (przerwy awaryjne) według 4-go raportu CEER
Przerwy nieplanowane z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych;
przerw na rok (1999-2007)
Austria
Dania
8
Estonia
Finlandia
7
Francja
6
Niemcy
Węgry
5
Islandia
Włochy
4
Łotw a
Litw a
3
Holandia
2
Norw egia
Polska
1
Portugalia
Hiszpania
0
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Szw ecja
Wielka Brytania
Rys. 5.13. Wartości wskaźnika SAIFI (przerwy awaryjne) według 4-go raportu CEER
W części z krajów objętych raportem ma miejsce daleko posunięta liberalizacja i urynkowienie sektora
elektroenergetyki (Wielka Brytania, Portugalia i Hiszpania). Jednak dane, obrazujące tendencje w zakresie
wskaźników ciągłości zasilania odbiorców, prezentowane na rys. 5.12 – 5.13, przeczą obiegowej tezie o
szkodliwych skutkach liberalizacji sektora dla szeroko rozumianej niezawodności. W istocie w badanym
okresie dominować mogła tendencja do redukcji zapotrzebowania na energię elektryczną jako skutek
programów DSM (Demand Side Management) oraz migracji energochłonnych i uciążliwych środowiskowo
przemysłów do krajów w transformacji i rozwijających się. Pojawienie się (krótkookresowe) nadmiarowości w
wytwarzaniu, przesyle i dystrybucji mogło przeważyć ujemne skutki decentralizacji odpowiedzialności za
niezawodność.
14
V. Niezawodność elektroenergetycznych systemów sieciowych (J. Paska)
W Polsce „rozporządzenie systemowe” z 2007 roku wprowadziło obowiązek podawania do publicznej
wiadomości wskaźników ciągłości zasilania odbiorców (wykład I). Odpowiednie dane zestawiono poniżej.
Wartości ww. wskaźników w latach 2005-2009 dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych Operator SA.
Rok
2005
2006
2007
2008
2009
ENS, MWh
125,20
111,61
79,16
2 352,42
10,47
AIT, min
28,39
24,71
17,40
572,43
3,00
ENS - wskaźnik dotyczący ilości energii elektrycznej niedostarczonej łącznie do odbiorców końcowych przyłączonych do sieci
przesyłowej w miejscach dostarczania, na skutek przerw w dostawach (awaryjnych i planowych), wyrażony w MWh,
AIT - wskaźnik dotyczący średniego czasu przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej do odbiorców końcowych przyłączonych do sieci
przesyłowej w miejscach dostarczania, w przeliczeniu na 1 MW średniej mocy dostarczonej łącznie do tych odbiorców w ciągu roku,
wyrażony w minutach.
Wskaźnik
Wskaźniki przerw - dane za 2009 rok dla RWE Stoen Operator Sp. z o.o.
Wskaźnik
Przerwy planowane Przerwy nieplanowane Przerwy łączne
SAIDI bez przerw katastrofalnych (min)
3,04
55,27
58,31
SAIDI z przerwami katastrofalnymi (min)
3,04
55,33
58,37
SAIFI bez przerw katastrofalnych
0,02
1,133
1,153
SAIFI z przerwami katastrofalnymi
0,02
1,134
1,154
MAIFI
0,2261
Liczba klientów
900549
Wskaźniki niezawodności zasilania odbiorców wyznaczone dla ENERGA–OPERATOR SA za 2009 r.
dla przerw nieplanowanych
324,46
SAIDI dla przerw nieplanowanych (z przerwami katastrofalnymi)
366,06
dla przerw planowanych
126,41
dla przerw nieplanowanych
3,74
SAIFI dla przerw nieplanowanych (z przerwami katastrofalnymi)
3,80
dla przerw planowanych
0,54
MAIFI
4,64
Liczba obsługiwanych odbiorców
2 835 012
Próbę oceny jakości zasilania odbiorców w Polsce zawiera raport, opracowany na zlecenie URE: I krajowy
raport benchmarkingowy nt. jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci
przesyłowych i dystrybucyjnych. Instytut Energetyki – Oddział Gdańsk, 2009.
15