Awarie sieciowe i systemowe w krajowej sieci przesyłowej
Network and system accidents in national transmission grid
Awarie sieciowe i systemowe w krajowej sieci przesyłowej, fot. pixabay.com
Krajowa sieć elektroenergetyczna stanowi ogniwo łączące źródła wytwarzania z odbiorcami i obejmuje: sieć przesyłową 400 i 220 kV, sieć dystrybucyjną (tzw. wstępnego rozdziału) 110 kV oraz sieć dystrybucyjną (rozdzielczą) SN (6, 10, 15, 20 i 30 kV) i sieć nn (0,4 kV). W jej skład wchodzą zarówno stacje elektroenergetyczne, jak i linie napowietrzne i kablowe oraz urządzenia i aparaty elektroenergetyczne, które współpracują ze sobą w celu realizacji zadania, jakim jest przesył lub dystrybucja energii elektrycznej.
Zobacz także
dr inż. Andrzej Książkiewicz - Astat Sp. z o.o. Stacjonarny analizator PQI-DA Smart – niezawodne narzędzie do monitorowania i rejestracji zakłóceń w sieciach elektroenergetycznych
Współczesne sieci elektroenergetyczne – zarówno publiczne, jak i przemysłowe – stawiają czoła rosnącym wyzwaniom związanym z jakością energii elektrycznej. Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii,...
Współczesne sieci elektroenergetyczne – zarówno publiczne, jak i przemysłowe – stawiają czoła rosnącym wyzwaniom związanym z jakością energii elektrycznej. Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii, elektromobilności oraz urządzeń energoelektronicznych powoduje wzrost zjawisk zakłócających, takich jak poziom harmonicznych, asymetria napięć, migotanie światła czy wahania napięcia. W odpowiedzi na te wyzwania firma A. Eberle proponuje stacjonarny analizator PQI-DA Smart – urządzenie, które przeobraża...
dr hab. inż. Andrzej Ł. Chojnacki Modele matematyczne funkcji niezawodnościowych napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kV, SN oraz nn
Problem niezawodności urządzeń elektroenergetycznych jest bardzo ważny ze względu na pewność dostaw energii elektrycznej do znacznej grupy jej odbiorców. W wielu przypadkach przerwy w dostawie energii...
Problem niezawodności urządzeń elektroenergetycznych jest bardzo ważny ze względu na pewność dostaw energii elektrycznej do znacznej grupy jej odbiorców. W wielu przypadkach przerwy w dostawie energii stwarzają realne zagrożenie dla życia lub zdrowia ludzkiego, np. w przypadku osób korzystających z profesjonalnej aparatury medycznej podtrzymującej życie. Stałe więc nadzorowanie pracy sieci elektroenergetycznych oraz analiza awarii w nich występujących są konieczne, aby ustalić metody właściwej eksploatacji...
dr inż. Aleksander Lisowiec, mgr inż. Jerzy Chudorliński Pomiary w sieciach elektroenergetycznych z wysokim udziałem OZE – wyzwania i trendy
Sieci dystrybucyjne o dużym nasyceniu OZE charakteryzują się częstymi zmianami wielkości i kierunku przepływu energii w gałęziach, co wynika z zależności produkcji energii przez OZE od warunków pogodowych....
Sieci dystrybucyjne o dużym nasyceniu OZE charakteryzują się częstymi zmianami wielkości i kierunku przepływu energii w gałęziach, co wynika z zależności produkcji energii przez OZE od warunków pogodowych. Operatorzy sieci dystrybucyjnych dążą do zapewnienia stabilności pracy sieci oraz bezprzerwowych dostaw energii elektrycznej o właściwych parametrach jakościowych odbiorcom. Ze względu na konieczność uniezależnienia się od kopalnianych źródeł energii należy dążyć również do maksymalizacji produkcji...
W artykule:• Awarie systemowe i sieciowe w krajowej sieci przemysłowej• Wskaźniki przerw w dostawie energii elektrycznej dla krajowej sieci przesyłowej • Bezpieczeństwo pracy krajowej sieci przesyłowej |
StreszczenieW artykule przedstawiono problematykę dotyczącą bezpieczeństwa pracy krajowej sieci przesyłowej. Przedstawiono charakterystykę krajowej sieci przesyłowej. Omówiono awarie sieciowe i systemowe w krajowej sieci przesyłowej w ostatnim okresie spowodowane przez ekstremalne warunki atmosferyczne. Przedstawiono problematykę bezpieczeństwa pracy krajowej sieci przesyłowej oraz zagrożenia dla bezpieczeństwa pracy i bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej związane z tą siecią.AbstractIn this paper, subject matter connected with operation security of national transmission grid is performed. Profile of national transmission grid is described. Network and system accidents in national transmission grid in last time caused by extreme atmospheric conditions are discussed. Issue of operation security of national transmission grid and threats for operation security and electric energy supply security connected with this grid are performed. |
Sieć przesyłowa służy do przesyłania energii elektrycznej często na znaczne odległości z elektrowni systemowych do stacji odbiorczych zlokalizowanych w obszarach o dużym zapotrzebowaniu na nią, gdzie następuje jej transformacja na niższy poziom napięcia (np. 400/110 kV lub 220/110 kV w kraju), przekazanie do sieci 110 kV i SN w celu dalszej transformacji, dystrybucji i dostarczenia odbiorcom. Odbiorcy najczęściej pobierają energię na niskim napięciu.
Sieć przesyłowa z racji swojego usytuowania w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) i funkcji, jaką w nim pełni, odgrywa kluczową rolę w KSE i ma strategiczne znaczenie dla jego funkcjonowania. Decyduje w znacznym stopniu o poziomie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Jej podstawowym zadaniem jest zbilansowanie zapotrzebowania i wytwarzania energii elektrycznej z uwzględnieniem wymiany międzysystemowej przy zapewnieniu stabilnej pracy KSE i wymaganej jakości dostarczanej energii elektrycznej [7]. Odpowiada więc m.in. za wyprowadzenie mocy z elektrowni konwencjonalnych systemowych i przesłanie jej często na znaczne odległości do obszarów zapotrzebowania. Ta funkcja sprawia, że sieć przesyłowa obejmuje linie i stacje NN o napięciach znamionowych równych lub większych od 220 kV. W przeszłości do sieci przesyłowej zaliczano również sieć 110 kV, którą obecnie zalicza się do sieci dystrybucyjnej.
Sieć przesyłowa jest zawsze traktowana globalnie w skali systemu, a nadzór nad nią pełni przedsiębiorstwo energetyczne – Operator Systemu Przesyłowego (OSP). W kraju takim operatorem jest spółka Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE S.A) [13].
Krajowa sieć przesyłowa to 257 linii o łącznej długości 14 069 km i 106 stacji elektroenergetycznych najwyższych napięć o napięciach 220 kV, 400 kV i 750 kV [13]. Jest wśród nich: 167 linii o napięciu 220 kV o łącznej długości 7971 km, 89 linii o napięciu 400 kV o łącznej długości 5 984 km i 1 linia o napięciu 750 kV o długości 114 km oraz 69 stacji 220 kV i 37 stacji 400 kV w których użytkowanych jest 211 autotransformatorów i transformatorów najwyższych napięć [12, 13].
Awarie systemowe i sieciowe w krajowej sieci przesyłowej
Ekstremalne warunki pogodowe obejmują: śnieżyce, opady mokrego śniegu, oblodzenia, orkany, wichury i burze z wyładowaniami atmosferycznymi i coraz częściej w mniejszym lub większym natężeniu występują na terytorium Polski. W ostatnich latach anomalie pogodowe występują praktycznie każdego roku i coraz częściej stają się przyczyną awarii sieciowych [9].
W 2018 r. w systemie przesyłowym wystąpiła awaria sieciowa podczas prac planowych w obwodach wtórnych w rozdzielni 110 kV Gdańsk Błonia (własność PSE S.A.). W wyniku błędu pracownika nastąpiło wyłączenie jednego toru ważnej linii 110 kV Rafineria [5]. Wymieniona awaria została szybko usunięta, poprzez załączenie wyłączonej linii.
W 2017 r. w systemie przesyłowym wystąpiły awarie sieciowe. Główną ich przyczyną były ekstremalne warunki pogodowe, które miały miejsce w sierpniu i październiku (gwałtowna burza w nocy 11/12.08.2017, orkan „Ksawery” w dniach 5–8.10.2017, orkan „Grzegorz” w dniach 29–30.10.2017). Wielkość i skala tych awarii były znaczne. Przykładowo, nawałnica w okresie 10–12.08.2017 r. spowodowała awaryjne wyłączenie 6 napowietrznych linii przesyłowych jednotorowych 220 kV i 3 torów napowietrznych linii przesyłowych dwutorowych 220 kV i 400 kV, a orkan „Ksawery” w okresie 5–6.10.2017 r. spowodował wyłączenia awaryjne aż 16 napowietrznych linii przesyłowych jednotorowych 220 kV i 400 kV, 6 torów napowietrznych linii przesyłowych dwutorowych 220 kV i jednego autotransformatora 220/110 kV [4].
Wymienione awarie spowodowane ekstremalnymi warunkami atmosferycznymi mimo swojej skali były możliwe do likwidacji środkami będącymi w dyspozycji operatora systemu przesyłowego i nie skutkowały wprowadzeniem ograniczeń w zużyciu energii elektrycznej oraz wprowadzeniem awaryjnych stopni zasilania, co miało miejsce w 2015 r.
W 2016 r. w systemie przesyłowym nie wystąpiły awarie systemowe i sieciowe [3]. Nie zanotowano znacznych ograniczeń w poborze mocy ani wyłączeń odbiorców, spowodowanych brakiem mocy wytwórczych w KSE. Natomiast w 2015 r. w okresie letnim od 10 do 31 sierpnia zostały wprowadzone ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na skutek niewystarczających zdolności wytwórczych i przesyłowych KSE w odniesieniu do zapotrzebowania na energię elektryczną [2]. Operator systemu przesyłowego wprowadził wówczas stopnie zasilania w poszczególnych godzinach doby. Najwyższy z tych stopni tj. „20.” obowiązywał 10 sierpnia 2015 r. w godzinach 10:00–17:00 [2].
Wskaźniki przerw w dostawie energii elektrycznej dla krajowej sieci przesyłowej
Bardzo istotnym miernikiem oceny sieci przesyłowej są wskaźniki czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej za dany rok. Rodzaje przerw w dostarczaniu energii zostały określone w rozporządzeniu [1]. Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej dzieli się na: planowane i nieplanowane (awaryjne). Cechy charakterystyczne tych przerw przedstawiono w tabeli 1.
Tab. 1. Rodzaje przerw w dostarczaniu energii elektrycznej [1]
Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony przynajmniej z pięciodniowym wyprzedzeniem w formie określonej w rozporządzeniu [1], jest traktowana jako przerwa nieplanowana.
W zależności od czasu trwania wyróżnia się przerwy: przemijające (trwające nie dłużej niż 1 sekundę), krótkie (trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty), długie (trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin), bardzo długie (trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny) i katastrofalne (trwające dłużej niż 24 godziny) [10].
Operator systemu przesyłowego podaje następujące wskaźniki:
- wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy (ENS), wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy, obejmujący przerwy krótkie, długie, bardzo długie z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw,
- wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym (AIT), wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy, wyrażoną w MW [13].
Wartości wskaźników energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy i średniego czasu trwania przerwy w tym systemie w latach 2013–2018 przedstawiono w tabeli 2.
Tab. 2. Wskaźniki energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy (ENS) i średniego czasu trwania przerwy w tym systemie (AIT) w latach 2013–2018 [13]
Wartości ENS i AIT dla przerw nieplanowanych wynoszą 0, za wyjątkiem lat 2013, 2015 i 2017, w których wystąpiły ekstremalne warunki pogodowe. Natomiast wartości ENS i AIT dla przerw planowanych są zróżnicowane. Przerwy te wynikają bowiem z realizowania planowanych, niezbędnych prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców. Przeważnie wyłączenia te realizowane są w okresach deklarowanego braku poboru energii przez odbiorców lub są uzgadniane z odbiorcami, przez co dostosowują oni swoje zapotrzebowanie w okresach wyłączeń bądź korzystają z innych dróg zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci operatora systemu dystrybucyjnego).
Ponadto OSP, podobnie jak operator systemu dystrybucyjnego, podaje następujące wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych, nieplanowanych i nieplanowanych (z przerwami katastrofalnymi):
- wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców,
- wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), stanowiący liczbę wszystkich tych przerw w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców,
- wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący liczbę wszystkich przerw krótkich w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców [10].
W 2018 r. wartości wskaźników przeciętnych systemowych przerw w zasilaniu odbiorców SAIDI i SAIFI dla przerw nieplanowanych oraz MAIFI wynosiły 0, natomiast dla przerw planowanych wskaźnik SAIDI wynosił 894,36 min, a wskaźnik SAIFI – 0,21 szt./odb. [13]. Przy czym liczba obsługiwanych odbiorców wynosiła 14 (10 – NN (220 i 400 kV) i 4 – WN (110 kV)) [13].
Bezpieczeństwo pracy krajowej sieci przesyłowej
Poziom bezpieczeństwa pracy krajowej sieci przesyłowej dzięki odpowiednim działaniom inwestycyjnym, modernizacyjnym i eksploatacyjnym OSP ulega sukcesywnie poprawie i jest właściwy w stosunku do występujących obecnie typowych warunków zapotrzebowania na energię elektryczną i realizacji zadań w stanach normalnych. Niemniej jednak poziom ten jest niewystarczający w kontekście ekstremalnych warunków atmosferycznych, które coraz częściej występują na terenie kraju. Wynika to z: wieku, stanu technicznego i stopnia wyeksploatowania sieci przesyłowej, awaryjności dla wspomnianych ekstremalnych warunków pogodowych oraz z: małej gęstości sieci przesyłowej i jednostek wytwórczych w niektórych częściach kraju, ograniczonych możliwości obciążenia napowietrznych linii elektroenergetycznych w wyższych temperaturach otoczenia, rosnącego zakresu prac remontowych i inwestycyjnych w sieci przesyłowej, nadmiernego wzrostu napięć w sieci przesyłowej oraz sieci 110 kV integralnie z nią powiązanej (sieć 400/220/110 kV tworzy strukturę zamkniętą), ograniczenia importu energii elektrycznej z systemów elektroenergetycznych państw sąsiednich, wzrostu obciążenia w okresie letnim i ograniczonej przepustowości sieci 110 kV.
Zagrożenia bezpieczeństwa pracy krajowej sieci przesyłowej potęgują się w przypadku nałożenia się na siebie wielu niekorzystnych czynników obejmujących: skrajnie wysokie zapotrzebowanie na moc, ekstremalne warunki atmosferyczne, wyłączenie dużej liczby elementów sieci elektroenergetycznej lub jednostek wytwórczych czy oddziaływanie przepływów mocy z krajów sąsiednich [8]. Przy czym największe zagrożenie wystąpienia rozległej awarii systemowej lub sieciowej dotyczy północnej części KSE oraz obszarów dużych aglomeracji miejskich: warszawskiej, krakowskiej, poznańskiej i wrocławskiej [11].
Awaryjność sieci na skutek ekstremalnych warunków pogodowych (śnieżyce, opady mokrego śniegu, oblodzenia, orkany, wichury, burze z wyładowaniami atmosferycznymi) i ograniczona przepustowość linii przesyłowych w wyższych temperaturach otoczenia stanowi poważne zagrożenie dla stabilnej pracy KSE w warunkach zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną [8]. Ma ścisły związek z wiekiem, stanem technicznym i stopniem wyeksploatowania sieci przesyłowych.
W odniesieniu do linii napowietrznych, mniej niż 10 lat ma tylko 20% linii 400 kV i niespełna 1% linii 220 kV, mniej niż 25 lat ma 58% linii 400 kV i 11% linii 220 kV, natomiast powyżej 35 lat ma 10% linii 400 kV i aż 74% linii 220 kV [11]. Linie te były ponadto projektowane z uwzględnieniem znacznie niższych przepływów niż te, które występują obecnie [11].
W kontekście prognozowanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną oraz wspomnianych wcześniej uwarunkowań zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci przesyłowej wymaga realizacji inwestycji polegających na rozbudowie i gruntownej modernizacji sieci przesyłowej, sieci dystrybucyjnej 110 kV integralnie z nią powiązanej, zwłaszcza w obszarze dużych aglomeracji miejskich oraz inwestycji mających na celu zwiększenie możliwości eksportowo-importowych KSE [11]. Konieczność rozbudowy i modernizacji krajowej sieci przesyłowej wiąże się również z rozwojem odnawialnych źródeł energii, planowanym rozwojem energetyki jądrowej i koniecznością budowy nowoczesnych ekologicznych konwencjonalnych źródeł wytwórczych zarówno w starych, jak i nowych lokalizacjach.
Wnioski
Krajowa sieć przesyłowa odgrywa kluczową rolę w KSE i ma strategiczne znaczenie dla jego funkcjonowania. W ostatnich latach poziom bezpieczeństwa jej pracy ulegał sukcesywnie poprawie na skutek odpowiednich działań inwestycyjnych, modernizacyjnych i eksploatacyjnych OSP i obecnie jest właściwy w stosunku do występujących typowych warunków zapotrzebowania na energię elektryczną i realizacji zadań w stanach normalnych. Wartości wskaźników ENS, AIT, SAIDI, SAIFI i MAIFI kształtują się na zadowalającym poziomie. Niemniej jednak poziom bezpieczeństwa pracy krajowej sieci przesyłowej jest niewystarczający w kontekście ekstremalnych warunków atmosferycznych, które coraz częściej występują na terenie kraju i lokalnie może powodować trudności z przesyłem energii elektrycznej.
W ostatnim okresie w latach 2015 i 2017 ekstremalne warunki atmosferyczne spowodowały awarie sieciowe w sieci przesyłowej, których skutki dotknęły w znacznym stopniu odbiorców energii elektrycznej. Awarie te zmusiły operatora systemu przesyłowego do podjęcia różnych działań inwestycyjnych, modernizacyjnych i eksploatacyjnych które pozwolą na uniknięcie lub przynajmniej ograniczenie skali awarii sieciowych w przypadku wystąpienia nagłych zjawisk atmosferycznych o dużym nasileniu w przyszłości.
Literatura
- Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (DzU nr 93, poz. 623 z dnia 29.05.2007 z późń.zm.).
- Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2015 r. Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, kwiecień 2016.
- Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2016 r. Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, kwiecień 2017.
- Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2017 r. Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, kwiecień 2018.
- Sprawozdanie z działalności Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w 2018 r. Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa, kwiecień 2019.
- Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej za okres od dnia 1 stycznia 2015 do dnia 31 grudnia 2016. Minister Energii, Warszawa, 2017.
- W. Dołęga, Planowanie rozwoju sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie bezpieczeństwa dostaw energii i bezpieczeństwa ekologicznego. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2013.
- W. Dołęga, National grid electrical power infrastructure – threats and challenges. Polityka Energetyczna-Energy Policy Journal,
- t. 21, z. 2, 2018, s. 89–103.
- W. Dołęga, Operation safety of the national distribution grid. Polityka Energetyczna-Energy Policy Journal, t. 21, z. 3, 2018, s. 123–135.
- W. Dołęga, Standardy w zakresie parametrów technicznych energii elektrycznej i jakości obsługi odbiorców oraz konsekwencje ich nieprzestrzegania dla operatorów systemów. Energetyka, nr 7, 2012, s. 352–357.
- W. Dołęga, Zagrożenia i wyzwania dla krajowej sieci przesyłowej, Rynek Energii, nr 5, 2018, s. 48–54.
- Raport Energetyka przesyłowa i dystrybucyjna. PTPiREE, Poznań, maj 2017.
- Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.: www.pse.pl.
