Awaria napięciowa w KSE 26 czerwca raport wstępny
|
|
- Kazimierz Tomczyk
- 8 lat temu
- Przeglądów:
Transkrypt
1 Awaria napięciowa w KSE 26 czerwca 2006 raport wstępny Warszawa, 10 lipca 2006
2 1 WPROWADZENIE STAN PRACY SYSTEMU PRZED WYSTĄPIENIEM STANU ZAGROŻENIA PRZEBIEG AWARII STAN ZAGROŻENIA PRACY SYSTEMU ZDARZENIE INICJUJĄCE ZAŁAMANIE NAPIĘCIA W SYSTEMIE DZIAŁANIA DLA OPANOWANIA I LIKWIDACJI AWARII WNIOSKI PODSUMOWANIE PRZYCZYN I PRZEBIEGU AWARII ZALECENIA KOMISJI DO NIEZWŁOCZNEJ REALIZACJI (JUŻ ZREALIZOWANE) ZALECENIA KOMISJI DO JAK NAJSZYBSZEJ REALIZACJI ZALECANE DZIAŁANIA DŁUGOFALOWE WYKAZ ZAŁĄCZNIKÓW... 18
3 1 Wprowadzenie Niniejszy raport został opracowany przez Komisję ds. awarii systemowej z dnia 26 czerwca 2006 roku powołaną decyzją Zarządu PSE Operator nr 185/51/2006 z dnia 29 czerwca Raport zawiera opis warunków pracy systemu przed wystąpieniem awarii, jej przyczyny i przebieg, doraźne działania podjęte celem jej likwidacji, jak i celem uniknięcia powtórzenia się sytuacji awaryjnej o podobnym charakterze w najbliższej przyszłości. Ponadto, w raporcie zestawiono wnioski na przyszłość płynące z zaistniałej sytuacji, których realizacja jest niezbędna dla zminimalizowania ryzyka wystąpienia podobnej awarii w przyszłości. Raport został opracowany w oparciu o analizy poczynione w pierwszych dwóch tygodniach po awarii, stąd ma on charakter raportu wstępnego. Wykorzystano w nim również wyniki prac komisji poawaryjnych powołanych w elektrowniach Ostrołęka i Kozienice celem zbadania przebiegu awarii w zakresie jednostek wytwórczych wymienionych elektrowni. Równolegle wraz z jego opracowywaniem uruchomiono dogłębne prace analityczne celem szczegółowego odtworzenia stanu systemu w poszczególnych fazach awarii. Wyniki tych prac wraz z innymi niedostępnymi na dzień 9 lipca informacjami posłużą do opracowania w następnym kroku raportu końcowego z awarii. Raport jest wewnętrznym raportem PSE Operator S.A. i jego rozpowszechnianie oraz przekazywanie osobom trzecim wymaga pisemnej zgody PSE Operator S.A. 2 Stan pracy systemu przed wystąpieniem stanu zagrożenia Proces operacyjnego planowania pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) realizowany w niedzielę, 25 czerwca na następny dzień przebiegał według standardowej procedury bez zakłóceń. Przy opracowywaniu prognozy zapotrzebowania uwzględniono fakt, że poniedziałek, 26 czerwca był pierwszym dniem wakacji. W związku z tym za adekwatne do bieżącej sytuacji ze względu na kształt krzywej zapotrzebowania zostały przyjęte odpowiednie, rozpoczynające wakacje, poniedziałki z lat poprzednich. Przebiegi historyczne wskazują, że takie dni różnią się od typowych głównie wolniejszym narastaniem mocy na szczyt ranny, co zostało uwzględnione przy opracowywaniu prognozy. Te same dane historyczne wskazują, że zapotrzebowanie na moc w pierwszy poniedziałek wakacji jest niższe od odpowiedniego pogodowo roboczego dnia poprzedzającego tygodnia w szczycie rannym i wieczornym o około 500 MW. Po wykonaniu rutynowych analiz uwzględniających prognozowane warunki pogodowe do planu przyjęto następujące poziomy zapotrzebowania na moc w KSE (dla porównania w nawiasie podano wielkości zapotrzebowania z poniedziałku i czwartku patrz załącznik nr 1): dolina nocna, godzina 4 30 : MW ( MW, MW), szczyt poranny, godzina (oraz ): MW ( MW, MW), szczyt wieczorny, godzina : moc MW ( MW, MW). Bez przeszkód przebiegał również proces planowania pracy jednostek wytwórczych. Na dzień r. zaplanowanie były pomiary na blokach:
4 nr 5 w elektrowni Dolna Odra w godzinach 7 14, praca z mocą 222 MW (próba szczelności obrotowych podgrzewaczy powietrza), nr 2 w elektrowni Turów od godziny 8 do końca doby (praca z mocą 188 MW ze względu na badanie rozdziału powietrza). Znane w momencie planowania pracy sytemu ubytki dotyczyły bloków 4, 5 i 6 w elektrowni Turów (po 10 MW ze względu na postoje regeneracji wysokoprężnej) oraz bloku 9 w tej samej elektrowni ze względu na stan dynamiczny turbiny (16 MW), co łącznie dało 46 MW ubytków. Na szczyt ranny zaplanowano pracę w szczycie porannym 75 jednostek wytwórczych cieplnych, w tym 11 uruchomień. Z bloków przyjętych do pracy uruchomienie dotyczyło tylko jednego bloku stojącego do końca doby 25 czerwca w awarii (blok nr 3 w elektrowni Pątnów). Wymagania odnośnie rezerw mocy wirujących dla planu PKD zostały przyjęte zgodnie ze standardowym poziomem, tj. nie niższym niż MW. W drugiej wersji planu BPKD utworzonej w dobie n-1, w wyniku procesu rozkładu obciążenia na okresy 15-minutowe, najniższe poziomy rezerw wystąpiły w kwadransach kończących się o 10:15, 10:30, 11:00, 11:30, 11:45, 13:30 i 13.45, i nie były niższe niż MW. Planowany zgodnie z wymaganiami poziom rezerwy sekundowej (realizowanej przez 21 jednostek) i minutowej (56 jednostek) w godzinach 8 22 nie był niższy od wymaganego, odpowiednio 237 MW i 656 MW. W pozostałych godzinach pozostawał na poziomie nie niższym niż 245 i 650 MW. Do dyspozycji dyspozytora KDM pozostawały wszystkie cztery hydrogeneratory elektrowni szczytowo pompowej Porąbka Żar. Z kolei elektrownia szczytowo pompowa Żarnowiec z uwagi na remont zbiornika górnego pozostawała od początku maja niedyspozycyjna na wszystkich jednostkach w zakresie generacji i pompowania, zachowując jedynie zdolność do pracy kompensacyjnej na dwóch jednostkach. Na liście uruchomień pozostały do dyspozycji niżej wymienione jednostki cieplne (wg rankingu ofert cenowych): elektrownia Dolna Odra blok 6, elektrownia Skawina blok 7, elektrownia Konin, blok 8, elektrownia Połaniec, bloki 2, 5, 6, 7, elektrownia Kozienice bloki 3 i 10, elektrownia Łagisza bloki 4 i 7, elektrownia Łaziska blok 1, elektrownia Siersza blok 4, elektrownia Rybnik blok 8, W ramach prac w sieci przesyłowej na dzień 26 czerwca zaplanowano następujące nowe wyłączenia: linia 400 kv Połaniec Ostrowiec, linie 220 kv: Konin Sochaczew, punkt rozgałęźny XJL Joachimów, Łagisza, Wrzosowa, autotransformatory 220/110 kv: Żydowo AT2, Klikowa AT1, Grudziądz AT1, dodatkowo do wyłączonych już wcześniej do prac planowych następujących elementów sieci przesyłowej: linie 400 kv: Albrechtice Dobrzeń, Rzeszów Tucznawa, linie 220 kv: Cieplice Boguszów, Klecina Świebodzice, Połaniec Radkowice, Plewiska Konin, Rożki Puławy, autotransformatory 220/110 kv: Białystok AT1, Halemba AT1, Klecina AT1, Klecina AT2, Kozienice AT1, Podolszyce AT2, Police AT1, Plewiska AT2, Zgież AT1
5 transformator 400/110 kv: Tucznawa TR1. transformator 220/110 kv: Czeczot TR1. Z uwagi na pracę sieci przesyłowej wymuszano pracę następujących jednostek wytwórczych: elektrownia Ostrołęka: bloki 1, 2, 3 minimum trzy, elektrownia Kozienice: bloki 2, 6 (przyłączone do rozdzielni 110 kv) minimum jeden, bloki 1, 3, 4, 5, 7, 8 (przyłączone do rozdzielni 220 kv) minimum trzy, elektrownia Pątnów: bloki 2, 4, 5, 6 (przyłączone do rozdzielni 220 kv) minimum trzy, elektrownia Pątnów i elektrownia Konin: bloki 1, 3, 9 (przyłączone do rozdzielni 110 kv) minimum dwa, elektrownia Dolna Odra: blok 1 (przyłączony do rozdzielni 110 kv) wymuszona praca, bloki 6, 7, 8 (przyłączone do rozdzielni 400 kv) minimum dwa, bloki 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 minimum trzy, oraz ograniczano pracę następujących jednostek wytwórczych: elektrownia Kozienice: bloki 1, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10 (przyłączone do rozdzielni 220 kv i 400 kv) maksymalna moc 1600 MW z uwagi na przekroczenia dopuszczalnych obciążeń linii 220 kv Kozienice Mory i Kozienice Piaseczno przy wysokich temperaturach powyżej 25 C, elektrownia Dolna Odra, blok nr 1 (przyłączony do rozdzielni 110 kv) maksymalna moc 90 MW z uwagi na wyłączenie linii 110 kv Dębno Bielin. W stosunku do powyższego z uwagi na postoje awaryjne jednostek wytwórczych w szczycie rannym nie zostały spełnione następujące wymagania: pracy trzech bloków w elektrowni Ostrołęka (postój awaryjny bloku nr 1 od 21 czerwca godz. 15:02 planowany do 26 czerwca godziny 15:00), pracy dwóch bloków w elektrowniach Pątnów i Konin przyłączonych do rozdzielni 110 kv (postój awaryjny bloków: nr 9 w elektrowni Konin od godziny 0:15 w dniu planowany do godziny 0:00 dnia 28 czerwca oraz nr 3 w elektrowni Pątnów od 25 czerwca godziny 10:33 przedłużony w nocy z 25 na 26 czerwca najpierw do godziny 8:00 dnia 26 czerwca, a w kolejnych zgłoszeniach ostatecznie do 27 czerwca godzina 10:00). W ramach procedury planowania dobowego, na podstawie dostępnych danych z zakresu topologii, planowanego zapotrzebowania mocy, rozkładu obciążeń JWCD, njwcd oraz wymiany międzysystemowej stworzony został model na którym wykonano analizy systemowe. Wyniki potwierdziły spełnienie kryterium N-1 i dotrzymanie wymaganych parametrów technicznych. Od momentu zakończenia procesu planowania po południu 25 czerwca do momentu wystąpienia awarii w KSE miały miejsce następujące odstawienia awaryjne jednostek wytwórczych: elektrownia Łaziska: o blok nr 10 dnia 25 czerwca o godzinie 23:38 z uwagi na wzrost temperatury pary za częścią wysokoprężną turbiny, zsynchronizowany o godzinie 1:53, o blok nr 12 o godzinie 8:10 ze względu na nieszczelność kotła, zsynchronizowany 27 czerwca o godzinie 4:31, elektrownia Konin:
6 o blok nr 9 o godzinie 0:15 ze względu na nieszczelność kotła, zsynchronizowany 28 czerwca o godzinie 9:05, elektrownia Kozienice: o blok nr 1 o godzinie 11:41 z uwagi na wyciek oleju z kadzi transformatora blokowego, przekwalifikowany do rezerwy 28 czerwca o godzinie 4:46. Dodatkowo zanotowano ubytki mocy dyspozycyjnej na następujących jednostkach wytwórczych: elektrownia Adamów: o blok nr 5 10 MW z uwagi na wysoką temperaturę wody chłodzącej przez całą dobę, elektrownia Siersza: o blok nr 2 41 MW w godzinach 7:00 9:40 i 71 MW w godzinach 13:05-21:05 ze względu na awarię podajnika węgla, elektrownia Bełchatów: o blok nr MW w godzinach 7:01 11:00 i 120 MW w godzinach 11:01-15:00 ze względu na pogorszone parametry chemiczne pary, elektrownia Łagisza: o blok 1 20 MW w godzinach 8:01 12:00 ze względu na niskokaloryczny węgiel, o blok nr 2 20 MW w godzinach 7:01 12:00 ze względu na niskokaloryczny węgiel, o blok nr 6 15 MW w godzinach 7:25 15:00 ze względu na pogorszoną próżnię elektrownia Opole: o blok nr 1 86 MW w godzinach 8:46 17:00 ze względu na niesprawność układu automatycznej regulacji turbopompy, elektrownia Łaziska: o blok nr MW w godzinach 10:30 14:00 ze względu na niesprawności zespołów młynowych, elektrownia Jaworzno: o blok nr 3 25 MW w godzinach 10:31 10:00 ze względu na nieszczelności na układzie regeneracji wysokoprężnej, elektrownia Ostrołęka: o blok nr 2 30 MW w godzinach 11:36 12:13 ze względu na pracę na dwóch młynach węglowych. Razem powyższe ubytki i odstawienia awaryjne objęły do godziny 7 rano 571 MW mocy wytwórczych w systemie i zostały częściowo skompensowane uruchomieniem bloku nr 6 w elektrowni Dolna Odra o mocy osiągalnej 222 MW (polecenie uruchomienia o godzinie 03:01, synchronizacja z siecią 07:44). Z uwagi na czas rozruchu jednostek wytwórczych w KSE rzędu 6 godzin ubytki mocy, które wystąpiły po godzinie 7 (osiągając razem MW na godzinę 13:00) nie zostały pokryte na szczyt ranny. Jednocześnie podczas najazdu na szczyt ranny okazało się, że zapotrzebowanie kształtuje się o około 600 MW wyżej niż zakładała prognoza z dnia poprzedniego (patrz załącznik nr 1). Zbieg tych obu okoliczności spowodował, że około godziny 12 dostępne dla OSP rezerwy mocy wirującej w KSE zmniejszyły się do poziomu MW.
7 3 Przebieg awarii 3.1 Stan zagrożenia pracy systemu W godzinach 12:00 13:08 KSE znajdował się w fazie narastania zapotrzebowania bezpośrednio przed osiągnięciem jego wartości szczytowej MW. O godzinie 12:00 zapotrzebowanie wynosiło MW. Napięcia w sieci przesyłowej 400 i 220 kv, w centralnej i północnej części kraju znajdowały się w dolnych granicach wartości dopuszczalnych. Napięcia niższe od wartości dopuszczalnych utrzymywały się jedynie w dwóch rozdzielniach: Pątnów 220 kv (212 kv) oraz Plewiska 400 kv (354 kv). Przepływy mocy w sieci 400 i 220 kv nie przekraczały wartości dopuszczalnych. Import mocy biernej liniami wymiany wyniósł 301 MVAR, w tym 224 MVAR było dostarczane liniami 220 kv Krajnik Vierraden lub pochodziło z baterii kondensatorów układu HVDC przyłączonego do stacji Słupsk. W miarę dalszego narastania zapotrzebowania i wyczerpywania się zdolności regulacyjnych mocy biernej napięcia w sieci przesyłowej szybko spadały (patrz załączniki nr 5 i nr 7). O godzinie 13:00 poniżej wartości dopuszczalnych znalazły się napięcia w przeważającej liczbie stacji w centralnej i północnej części kraju, w tym w rozdzielniach 400 kv: Krajnik (395 kv), Kozienice (394 kv), Żarnowiec (387 kv ), Słupsk (396 kv ), Gdańsk Błonia (379 kv), Grudziądz (< 350 kv), Płock (372 kv), Miłosna (376 kv), Narew (368 kv) i rozdzielniach 220 kv: Pątnów (206 kv), Mory (197 kv), Piaseczno (194 kv), Sochaczew (193 kv), Włocławek (196 kv). Napięcia w głównych węzłach sieci 110 kv, miały poprawne wartości (z wyjątkiem rozdzielni 110 kv Plewiska) i wynosiły: Gdańsk Błonia (116 kv), Grudziądz (114 kv), Kozienice (117 kv), Krajnik (119 kv), Miłosna (115 kv), Mory (113 kv), Narew (119 kv), Ostrołęka (110 kv), Pątnów (114 kv), Plewiska (109 kv), Słupsk (117 kv), Żarnowiec (118 kv). Przepływy mocy w sieci 400 i 220 kv nie przekraczały wartości dopuszczalnych. Import mocy biernej liniami wymiany wyniósł 569 MVAr, w tym 378 MVAr było dostarczane liniami 220 kv Krajnik Vierraden lub pochodziło z baterii kondensatorów układu HVDC przyłączonego do stacji Słupsk. KSE znalazł się w bardzo niebezpiecznym punkcie pracy, w którym wyłączenie jakiegokolwiek źródła mocy biernej na północy kraju spowodować mogło duże spadki napięć w tym rejonie. Ponieważ wartości napięć w rozdzielniach 110 kv w tym czasie miały poprawne wartości, można przyjąć, że obniżenie napięć w sieci 400 i 220 kv między 12:00 i 13:00 spowodowane zostało przez układy ARNE/ARST, dla których napięcie po stronie 110 kv miało ustawiony wyższy priorytet. Zwiększone zapotrzebowanie na moc czynną w dniu awarii pociągnęło za sobą także zwiększone zapotrzebowanie na moc bierną. Kluczowe znaczenie miał pobór następujących spółek dystrybucyjnych: Energa, Enea, ZE Białystok, ZEWT, STOEN, ZE Łódź Miasto i ZE Łódź Teren. Sumaryczny pobór mocy czynnej i biernej na transformatorach NN/110 kv zasilających te spółki w dniu awarii wyniósł o godzinie 13: MW mocy czynnej i 2555 MVAR mocy biernej, co daje średnią wartość tgϕ = 0,424 (patrz załącznik nr 10). 1 1 W modelu układu normalnego na lato 2006 przygotowywanego na podstawie danych o poborze mocy przez odbiorców dostarczanych przez te spółki dystrybucyjne, pobór mocy na transformatorach NN/110 kv
8 W wyniku opisanych powyżej uwarunkowań KSE znalazł się około godziny 13:00 w stanie zagrożenia. Praktycznie wszystkie JWCD zlokalizowane w centralnej i północnej części kraju pracowały z pełnym obciążeniem mocą czynną i bierną dostępną dla OSP i tracąc możliwości dalszego utrzymywania zadanych wartości napięcia w punktach ich przyłączenia do sieci przesyłowej. Wraz ze wzrostem zapotrzebowania KSE na moc czynną i bierną następowało stopniowe obniżanie się napięcia w północnej i centralnej części kraju obejmując także rozdzielnie, do których były przyłączone jednostki wytwórcze następujących elektrowni: Ostrołęka, Żarnowiec, Pątnów, Konin, Adamów, Kozienice, Dolna Odra osiągając poziomy dopuszczalne jedynie w stanach zakłóceniowych. Przebiegi napięcia, mocy czynnej i biernej w powyższych elektrowniach zawiera załącznik 7. W elektrowni Ostrołęka generatory 2 i 3 pracowały w ARNE i regulowały odpowiednio napięcie na systemie szyn 220 kv oraz systemie szyn 110 kv w stacji Ostrołęka. Ze względu na zmniejszające się napięcie na systemie szyn 110 kv w stacji Ostrołęka oraz wyczerpanie możliwości dalszej regulacji w kierunku zwiększania mocy biernej indukcyjnej na generatorach, około godziny 12:38 dokonano zmiany położenia przełącznika zaczepów transformatora AT1 w stacji Ostrołęka od numeru 6 do 10 dla podniesienia napięcia na systemie szyn 110 kv. Po zmianie położenia przełącznika zaczepów napięcie na systemie szyn 220 kv wynosiło 219 kv, a na systemie szyn 110 kv 113 kv. Do momentu awarii napięcie na systemie szyn 110 kv pozostawało na poziomie około 112 kv, a na systemie szyn 220 kv utrzymywała się tendencja spadkowa do wartości poniżej 210 kv, po której przekroczeniu o godzinie 13:08, tuż przed wyłączeniem bloku nr 3, nastąpiła blokada układu ARNE. W tym samym przedziale czasowym, w skutek zmniejszania się napięcia w rozdzielniach 400 kv i 220 kv w stacji Kozienice, generatory w elektrowni Kozienice pracowały w górnym pułapie generacji mocy biernej przy pełnym obciążeniu mocą czynną. W związku z powyższym regulacja ARNE nie była w stanie utrzymać zadanych wartości napięcia, co powodowało spadek napięcia. Bezpośrednio przed awarią o godzinie 13:08 napięcia w stacji Kozienice wynosiły 387 kv, 222 kv i 114 kv. Praca układu ARNE w elektrowni Bełchatów utrzymywała przez cały ten czas napięcie w rozdzielniach 400 i 220 kv stacji Rogowiec nie powodując odchyłki od zadanych wartości (420 kv i 235 kv). Regulacja układów ARST w północno-wschodniej części KSE odbywała się zgodnie z ich nastawą, to jest utrzymywaniem napięcia rozdzielni 110 kv tych stacji. Ze względu na zwiększone zapotrzebowanie mocy biernej w sieci 110 kv w większości stacji z tego obszaru praca transformatorów w tym dniu odbywała się w pobliżu skrajnych zaczepów. W stacji Płock na skutek obniżania się napięcia w rozdzielni 400 kv układ ARST spowodował kilkukrotną zmianę przełącznika osiągając najniższy numer 1 około godziny 12:50, zasilających je wyniósł dla szczytu rannego odpowiednio 5434 MW i 1617 MVAr, co daje tgϕ = 0,298. Różnica w przepływach między modelem i rzeczywistym systemem wynika z niższego przyjętego zapotrzebowania KSE ( MW zamiast MW), innego rozkładu generacji oraz innych ustawień przełączników zaczepów transformatorów. Po proporcjonalnym przeskalowaniu w modelu zapotrzebowania na moc czynną i bierną, zaktualizowaniu generacji oraz topologii sieci przesyłowej uzyskano wartości 6197 MW i 1840 MVAr. W przypadku mocy czynnej uzyskano w ten sposób zbliżone wartości do tych z pomiarów. W przypadku mocy biernej różnica jest nadal znaczna i wynosi ponad 700 MVAr.
9 wyczerpując tym samym możliwości dalszej regulacji napięcia w kierunku utrzymywania napięcia w rozdzielni 110 kv. Bezpośrednio przed awarią o godzinie 13:08 napięcia w stacji Płock wynosiły 376 kv i 117 kv. W stacji Narew układ ARST osiągnął skrajny dolny zaczep transformatora już około godziny 11:19. Napięcia w tej stacji o godzinie 13:08 wyniosły 360 kv i 114 kv. W stacji Dunowo autotransformator AT1 osiągnął najniższy zaczep tuż przed awarią (godzina 13:08). W stacji Olsztyn Mątki około godziny 12:28 na skutek spadku napięcia w rozdzielni 400 kv poniżej 380 kv regulacja ARST została zablokowana (patrz załącznik nr 8). Warunki pracy połączonych systemów UCTE, w ramach którego pracuje KSE były w dniu 26 czerwca normalne. Pracujące w kraju układy pomiarowe WAMS nie zarejestrowały w tym dniu przypadku wystąpienia zmiany częstotliwości mogącej wskazywać na wystąpienie kołysań międzyobszarowych, w konsekwencji których mogłaby być zaburzona stabilna praca jednostek wytwórczych. Częstotliwość w okresie bezpośrednio poprzedzającym awarię (13:00 13:05) kształtowała się poniżej wartości zadanej (50 Hz). O godzinie 13:02 odchylenie częstotliwości było największe i sięgnęło 90 mhz, po czym częstotliwość zaczęła wzrastać by o godzinie 13:09 osiągnąć odchylenie 45 mhz. Takie zachowanie częstotliwości nie jest zjawiskiem pozytywnym, jednakże w ostatnich latach jest typowe dla okresów czasowych w okolicy pełnych godzin (od 5 min przed do 5 min po pełnej godzinie), kiedy mogą występować duże zmiany planów wymiany energii pomiędzy obszarami regulacyjnymi w ramach UCTE. Obserwowany w ostatnich latach wzrost tej zmienności jest wynikiem sukcesywnego wprowadzania i rozwijania rynków energii w poszczególnych krajach Unii Europejskiej. KSE realizował na godzinę 14 (13:00 14:00) planowy eksport energii w ramach połączenia synchronicznego w wysokości 1300 MW. Saldo KSE zadane na regulatorze centralnym wynosiło 1275 MW (eksport) ze względu na zwrot kompensacyjny z systemu UCTE w wielkości 25 MW (import). Ze względu na odchylenie częstotliwości chwilowa wielkość mocy związana z regulacją wtórną dostarczana z KSE do reszty systemów UCTE o godzinie 13:09 wynosiła około 100 MW. Kablem prądu stałego realizowany był planowy import energii ze Szwecji w wysokości 300 MW. 3.2 Zdarzenie inicjujące W dniu 26 czerwca prowadzono prace planowe na rozdzielni 110 kv stacji Ostrołęka, w związku z którymi załączono sprzęgło 110 kv zaś dla ograniczenia mocy zwarciowej po stronie 110 kv został wyłączony autotransformator AT2 (wyłącznik 220 kv załączony). Blok nr 2 w elektrowni Ostrołęka pracował z załączoną regulacją pierwotną i wtórną natomiast blok nr 3 nie pracował w regulacji. Oba bloki pracowały z załączonym układem ARNE. Na bloku nr 2 w godzinach 11:37 12:11 i 12:46 12:59 wystąpiły przejściowe zakłócenia pracy bloku spowodowane problemami z pracą młynów węglowych, które skutkowały okresowym obniżeniem mocy czynnej bloku. Bezpośrednio przed awarią bloki nr 2 i 3 w elektrowni Ostrołęka pracowały z mocą czynną bliską znamionowej oraz ze znaczną mocą bierną indukcyjną (powyżej 100 MVAr). Tuż po godz. 13:04 zaobserwowano postępujący spadek napięcia w rozdzielniach 110 i 220 kv oraz pobudzenie i zadziałanie ograniczników prądu wirnika (co miało miejsce przy osiągnięciu górnego limitu generacji mocy czynnej i biernej indukcyjnej generatora). Trzykrotne wejście w ogranicznik prądu wirnika na bloku nr 2 przy tendencji spadku napięciu
10 spowodowało prawdopodobnie powstanie coraz większego uchybu regulacyjnego na odwzbudzenie generatora, co w konsekwencji spowodowało przejście przez 0 mocy biernej i wejście w działanie ogranicznika kąta mocy. Szybsze działanie ogranicznika kąta mocy można tłumaczyć zmianą nachylenia charakterystyki ogranicznika w wyniku niskiego napięcia. Nastawę ogranicznika kąta mocy w praktyce realizuje się o nastawy prądów (P/U i Q/U), a więc przy niskim napięciu generator może znacznie szybciej wejść w obszar ograniczeń szczególnie przy wysokim pułapie mocy czynnej. 2 Nagły pobór mocy biernej przez blok 2 spowodował wejście w ogranicznik prądu stojana na bloku 3 co było przypuszczalnie przyczyną powstania kołysań międzygeneratorowych o częstotliwości około 1 Hz zarejestrowanych w elektrowni Ostrołęka (patrz załącznik nr 3), co dalej skutkowało między innymi pobudzeniem zabezpieczeń od mocy zwrotnej i zabezpieczeń podimpedancyjnych oraz spadkiem napięcia na rozdzielniach potrzeb własnych co było bezpośrednią przyczyną wyłączenia bloku nr 3 (o godzinie 13:08:16). Na podstawie posiadanych i otrzymanych z elektrowni informacji należy sądzić, iż obydwa generatory znalazły się w niedozwolonych punktach pracy. Wykresy kołowe generatorów są opracowywane dla napięcia znamionowego, zaś w trakcie zakłócenia napięcie generatora spadło do poziomu około 14 kv co istotnie ograniczyło dopuszczalne obszary pracy (według pomiarów z układu ARNE o godz. 13:10 U G2 =14,3 kv, U G3 =14,5 kv) 3. Po zadziałaniu zabezpieczenia podnapięciowego (pobudzenie o godzinie 13:08:05) i wyłączeniu wyłącznika blokowego (13:08:25) blok nr 2 zgodnie z oczekiwaniem przeszedł do pracy na potrzeby własne. W tym czasie napięcie na rozdzielni potrzeb własnych powinno odbudować się do wartości bliskich znamionowym, umożliwiając stabilną pracę bloku, w układzie zasilania potrzeb własnych, która powinna trwać do momentu ponownego połączenia bloku z KSE. Ponieważ napięcie na rozdzielni potrzeb własnych nie zostało odbudowane blok został odstawiony awaryjnie. 3.3 Załamanie napięcia w systemie 2 W przypadku bloków elektrowni Ostrołęka ogranicznik ten nastawiony był na działanie zgodnie ze wzorem: Q = * P gdzie: Q - wartość nastawy ogranicznika [MVAr] P - aktualna moc czynna [MW] Dla mocy czynnej równej 200 MW nastawa ogranicznika wynosiła zatem 25 MVAr. W chwili awarii napięcie na zaciskach generatora wynosiło około 0,9 Un, co spowodowało to przesuniecie granicy działania ogranicznika LKM do wartości około 18,5 MVAr. 3 Według informacji otrzymanych z elektrowni Ostrołęka już wielokrotnie wcześniej występowały pobudzenia wspomnianych ograniczników prądu wirnika, nie prowadzące jednak do awaryjnych odstawień bloków. Transformatory blokowe w elektrowni Ostrołęka są typowymi jednostkami stosowanymi w energetyce polskiej o napięciach znamionowych uzwojeń 250 kv i 15,75 kv bez podobciążeniowego przełącznika zaczepu. Brak regulacji przekładni transformatora blokowego utrudnia utrzymanie poprawnego poziomu napięcia generatorowego określonego w IRiESP (punkt II.A.2.2) w odniesieniu do zakresu napięć w węzłach wytwórczych. Działanie przełączników zaczepów transformatorów odczepowych okazało się niewystarczające dla zapewnienia odpowiedniego poziomu napięcia na rozdzielniach 6 kv potrzeb własnych co w rezultacie stanowiło najbardziej prawdopodobną przyczynę wyłączenia bloku nr 3.
11 Po samoczynnym wyłączeniu obu pracujących bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:08 nastąpił gwałtowny spadek napięć w północno wschodniej części systemu co doprowadziło o godzinie 13:09 do samoczynnego wyłączenia jednego z pracujących bloków w elektrowni Kozienice (blok nr 7). Bezpośrednią przyczyną było odpadnięcie stycznika falownika wentylatora podmuchu spowodowane zbyt niskim poziomem napięcia na rozdzielni potrzeb własnych. Blok ten jest przystosowany do pracy na potrzeby własne i zgodnie z przewidywaniem spadek napięcia w rozdzielni 220 kv powinien w pierwszej kolejności doprowadzić do zadziałania zabezpieczenia podnapięciowego skutkującego przejściem bloku do pracy na potrzeby własne, a nie jak miało to miejsce w tym przypadku do wyłączenia urządzeń potrzeb własnych i odstawienia awaryjnego bloku. W efekcie powyższych zdarzeń napięcia na rozdzielniach w stacji Kozienice spadły o godzinie 13:10 do wartości 368 kv, 215 kv i 105 kv. W tym samym czasie z uwagi na niski poziom napięć w rozdzielniach 110 kv samoczynnie wyłączyły również turbozespół nr 3 w elektrociepłowni Ostrołęka, generatory 2 i 4 w elektrociepłowni Białystok (o godzinie 13:09) oraz generatory 1, 2 i 3 w elektrociepłowni Starachowice (o godzinie 13:12). Postępujący spadek napięć w systemie przesyłowym spowodował o godzinie 13:13 samoczynne wyłączenie łącza HVDC w stacji Słupsk którym był realizowany przesył 300 MW ze Szwecji do Polski. Przed wyłączeniem w stacji Słupsk załączone były wszystkie dostępne baterie kondensatorów i filtry harmonicznych. Bezpośrednią przyczyną zatrzymania pracy łącza było wyłączenie filtra Contune, który jest niezbędny dla jego pracy, z uwagi na spadek napięcia na potrzebach własnych stacji DC (napięcie w stacji Słupsk spadło poniżej 360 kv). Jednocześnie z tego samego powodu wyłączyła bateria Q3. Pozostająca w pracy bateria Q2 po dalszym zaniżeniu napięcia na szynach 400 kv do poziomu około 330 kv generowała około 65 MVAr. Do godziny 13:31 wykonano kilka prób załączenia baterii Q3 zakończonych niepowodzeniem z powodu utrzymywania się niskiego napięcia na potrzebach własnych. Po wyłączeniu łącza HVDC napięcie w stacji Dunowo spadło o godzinie 13:13 do wartości odpowiednio 350 kv, 199 kv i 103 kv. W stacji Żarnowiec układ ARNE zarejestrował najniższe wartości napięcia o godzinie 13: kv i o godzinie 13: kv, natomiast w stacji Olsztyn Mątki najniższe wartości napięcia zarejestrowane przez układ ARST wyniosły o godzinie 13: kv i o godzinie 13:14 90 kv. W wyniku powyższych wyłączeń nastąpiło dalsze pogłębienie deficytu mocy czynnej biernej w północnej i centralnej części kraju co spowodowało znaczny wzrost jej przesyłu ze źródeł zlokalizowanych na południu kraju i zza granicy. Niektóre linie osiągnęły maksymalne dopuszczalne obciążenie dla występujących w tym czasie temperatur (ze względu na zwisy przewodów). Przesyły mocy czynnej i biernej na duże odległości spowodowały dodatkowe straty mocy biernej i pogłębienie jej deficytu. Nastąpiło załamanie napięcia w rozdzielniach sieci przesyłowej w centralnej i północnej części kraju oraz utrata możliwości utrzymania zadanych wartości napięcia w punktach przyłączenia do sieci przesyłowej pozostałych elektrowni. Powyższe awaryjne wyłączenia spowodowały znaczny deficyt mocy czynnej i biernej (około 600 MVAR) i w konsekwencji dalsze głębokie spadki napięć. W sieci 400 kv w całej środkowej i północnej części Polski, z wyjątkiem Rogowca (407 kv) oraz Krajnika (363 kv) napięcie spadło poniżej 350 kv. W sieci 220 kv w większości stacji w tym rejonie napięcia spadły poniżej 180 kv. W Pątnowie napięcie w rozdzielni 220 kv spadło do 187 kv, w Kozienicach do 198 kv. Prawidłowe napięcia utrzymały się jedynie w rozdzielniach 220 kv
12 Rogowiec (232 kv) oraz Krajnik (223 kv). Spadki napięć poniżej wartości dopuszczalnych dotknęły także główne węzły sieci 110 kv. Poniżej 90 kv spadły napięcia w rejonie Ostrołęki, Olsztyna i Białegostoku oraz w Słupsku i Żarnowcu (13:14 13:40). W pozostałych rejonach utrzymywały się powyżej 90 kv. W Pątnowie i Kozienicach napięcie utrzymywane było na poziomie 104 kv, w Krajniku wynosiło 120 kv (patrz załączniki nr 5 i nr 7). W okresie załamania napięcia układ ARNE elektrowni Bełchatów zwiększył generację na wszystkich generatorach. Z chwilą osiągnięcia wartości generacji mocy biernej około 190 MVAr na każdy blok nastąpiło zablokowanie regulacji ARNE, spowodowane ograniczeniem zakresów pomiarowych przetworników mocy biernej (bloki 1 12 elektrowni Bełchatów mają zdolność obciążenia mocą bierną indukcyjną powyżej 200 MVAr). Napięcie w rozdzielniach stacji Rogowiec spadło odpowiednio z 415 do 405 kv i z 235 do 230 kv. W stacji Płock leżącej na drodze przesyłu energii z elektrowni Bełchatów na północ kraju napięcia wynosiły o godzinie 13: kv i 107 kv, natomiast już o godzinie 13:20 osiągnęły najniższe zarejestrowane wartości 330 kv i 100 kv. W odleglejszych częściach systemu były one jeszcze niższe, na przykład w stacji Narew najniższa wartość napięcia w rozdzielni 110 kv jaką zarejestrował układ ARST wyniosła 89 kv. Krajowy deficyt mocy biernej był pokrywany przez systemy zagraniczne. W warunkach załamania napięcia w sieci przesyłowej poważnemu obniżeniu uległo napięcie u znacznej liczby odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczej. Od godziny 13:00 do 14:10 sygnały regulacyjne Y1 i Y1s utrzymywały się stale na 31 stopniu. Po wypadnięciu 2 bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:08 wartość uchybu regulacyjnego kraju (ACE) sięgnęła 400 MW, następny skok ACE o około 200 MW miał miejsce o godz. 13:09 po wypadnięciu bloku w elektrowni Kozienice (220 MW). O godz. 13:13, po awaryjnym wyłączeniu przez zabezpieczenie podnapięciowe kabla prądu stałego ze Szwecją niezbilansowanie systemu polskiego sięgnęło 1100 MW. Sumarycznie, w czasie 6 minut od 13:08 do 13:14 zmiana ACE KSE wyniosła 1080 MW. Największe odchylenie salda zarejestrowano o godzinie 13:34 przy wartości ACE 1400 MW (patrz załącznik nr 4). 3.4 Działania dla opanowania i likwidacji awarii W związku ze znacznymi ubytkami mocy czynnej w celu opanowania sytuacji w KSE i zbilansowania systemu, dokonano awaryjnego zakupu energii od sąsiednich operatorów. Taki awaryjny zakup energii jest środkiem stosowanym przez OSP zgodnie z UCTE Operation Handbook w sytuacjach, w których dotknięty awarią OSP, po wyczerpaniu wszelkich środków dostępnych w jego systemie, nadal nie jest w stanie doprowadzić stanu pracy swojego systemu do normalnego. Jako pierwszy uzgodniony został import z CEPS (operator systemu czeskiego), z którym PSE-O ma podpisaną umowę ramową na dostawy awaryjne. Realizacja dostawy z CEPS rozpoczęła się o godzinie 13:45. Od godziny 14:00 uzgodnione zostały również dostawy awaryjne od operatorów słowackiego (SEPS) i niemieckiego (VE- T). Po załączeniu kabla prądu stałego ze Szwecją rozpoczęto również realizację uzgodnionej dostawy awaryjnej od operatora szwedzkiego (SvK) podsumowanie dostaw awaryjnych zawiera załącznik nr 11.Od godziny 13:45, po rozpoczęciu przez CEPS dostawy awaryjnej 400 MW ACE bloku CENTREL zaczęło się zmniejszać, a zmiana planów wymiany między PSE-O a CEPS o godz. 13:57 spowodowała skokowe zmniejszenie odchylenia systemu polskiego o 300 MW. O godzinie 14:00 odchylenie ACE wynosiło 400 MW. Po zakończeniu rampy dla godziny 14:00 i wprowadzeniu zmiany planów wymiany z SEPS (100 MW) i VE-
13 T (500 MW) o godzinie 14:05 wartość ACE powróciła do wartości normalnych, a sygnały po 5 minutach (stała czasowa regulatora) odzyskały zakres sterowania (patrz załącznik nr 4). Załączenie kabla było poprzedzone następującymi działaniami zmierzającymi do odbudowy napięcia potrzeb własnych w stacji Słupsk: załączenie hydrozespołu H1 w Żydowie, wyłączenie transformatora AT1 400/110 kv w stacji Słupsk od strony rozdzielni 400 kv w celu podniesienia napięcia potrzeb własnych, W efekcie powyższych działań podwyższono napięcie na potrzebach własnych, załączono baterie Q3, filtr Contune i o godzinie 14:31 uruchomiono przesył że Szwecji do Polski w wysokości 200 MW przy napięciu 375 kv, stopniowo zwiększany do 300 MW (od 14:42), 400 MW (od 15:10), 500 MW (od 15:23) aż do maksymalnej zdolności przesyłowej łącza HVDC 600 MW (od 15:43) W ciągu 30 minut od załączenia kabla wzrost przesyłu mocy ze Szwecji spowodował nieznaczny spadek napięcia w Słupsku do około 370 kv, jednakże znacznie poprawiła się sytuacja napięciowa w pozostałych węzłach szyny północnej. Dla uzyskania napięcia umożliwiającego ponowną synchronizację bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:35 podjęto decyzję o wprowadzeniu ograniczeń katastrofalnych odbiorców w jej rejonie (dla odbiorców Zakładu Energetycznego Białystok). Ograniczenia obowiązywały w czasie pomiędzy 13:53 a 16:04 i maksymalnie wynosiły 110 MW. W godzinach 13:58 18:28 wyłączano także linię 220 kv Ostrołęka Ełk a w stacji Ostrołęka wprowadzono specjalny układ pracy wydzielając autotransformator AT2 na uwolniony system szyn. Wymienione powyżej działania umożliwiły osiągnięcie właściwych poziomów napięcia na rozdzielni potrzeb własnych elektrowni Ostrołęka i kolejne uruchamianie jednostek wytwórczych, bloku nr 3 synchronizacja 15:27i bloku nr 2 synchronizacja 17:37. Blok nr 3 był ponownie wyłączony od godziny 16:05 do 17:17 z powodu błędu łączeniowego w rozdzielni 110 kv Ostrołęka. Blok nr 2 także był ponownie wyłączony w godzinach 17:55 18:06 ze względu na zbyt niski poziom wody w walczaku. Szczegółowo działania podjęte dla ponownego uruchomienia elektrowni Ostrołęka zostały przedstawione w załączniku nr 9. Podejmowano decyzje zmieniające rozkład obciążeń w jednostkach wytwórczych elektrowni systemowych celem utrzymania przepływów w sieci przesyłowej w dopuszczalnych granicach ( w szczególności elektrownie Bełchatów, Kozienice). W trybie awaryjnym wydano polecenia dotyczące uruchomienia i dociążenia źródeł wytwórczych, które w stanie normalnym pracy KSE nie podlegają centralnemu dysponowaniu przez OSP. Dotyczyły one elektrowni, które mogły wpłynąć na poprawę lokalnych bilansów mocy biernej, miedzy innymi elektrowni pompowo szczytowej Żydowo oraz jednostek wytwórczych w elektrociepłowniach warszawskich (EC Siekierki, EC Żerań). Zgodnie z poleceniem zwiększenia generacji mocy czynnej i biernej we wszystkich njwcd, uzyskano przyrost mocy czynnej o około 260MW w stosunku do planu (podsumowanie patrz załącznik nr 12). Szczegółowy wykaz działań samoczynnych oraz realizowanych na polecenie służb ruchowych zawiera załącznik 2. Około godziny 16:00 KSE powrócił do stanu pracy normalnej.
14 4 Wnioski 4.1 Podsumowanie przyczyn i przebiegu awarii Awaria napięciowa polegająca na załamaniu się napięcia na znacznym obszarze systemu jest zdarzeniem niezwykle rzadkim i na ogół stanowi zaskoczenie dla służb ruchowych. Jest bardzo trudna do szybkiego rozpoznania i opanowania. Dlatego tak ważne jest odpowiednio wcześnie zminimalizować ryzyko jej wystąpienia. Rozwinięte systemy elektroenergetyczne są zazwyczaj odporne na tego typu awarie poprzez przestrzeganie w nich zasad właściwego doboru parametrów urządzeń wytwórczych (znamionowy cosφ generatorów) oraz prowadzenie właściwej gospodarki mocą na poziomie odbiorców i sieci rozdzielczej (wymagania dotyczące kompensacja mocy biernej u odbiorców i w sieci rozdzielczej). W dniu 26 czerwca wystąpiło rekordowe zapotrzebowanie mocy KSE w okresie letnim. W okresie szczytu obciążenia (około godziny 13:00) wynosiło ono MW i było o prawie 2000 MW wyższe od występującego w podobnym okresie roku poprzedniego. Biorąc pod uwagę postój małych elektrowni i elektrociepłowni przyłączonych sieci rozdzielczej (około 3500 MW mniej mocy w porównaniu do sezonu zimowego) można przyjąć, że sieć przesyłowa pracowała z obciążeniem typowym dla warunków późnojesiennych, przy równoczesnym braku pracujących w tym okresie i dobrze zlokalizowanych w systemie (duże aglomeracje miejskie) źródeł mocy biernej jakimi są generatory tych elektrowni i elektrociepłowni. W okresie poprzedzającym powstanie stanu zagrożenia miały miejsce znaczne ubytki awaryjne mocy dyspozycyjnej (około 1100 MW). Ubytki te w większości nie mogły być zastąpione w wymaganym czasie z uwagi na długi czas uruchamiania nowych jednostek wytwórczych w KSE (ponad 6 godzin). Planowane w cyklu dobowym maksymalne zapotrzebowanie KSE zostało przekroczone o ponad 600 MW (błąd prognozy). Wpływ na to miało wiele czynników nietypowych, które były szacowane w trakcie opracowywania prognozy (pierwszy poniedziałek po zakończeniu roku szkolnego, wpływ temperatury). Ubytki awaryjne mocy oraz duży błąd prognozy zapotrzebowania spowodowały wyczerpanie się rezerw mocy czynnej i maksymalne obciążenie mocą czynną wszystkich pracujących JWCD. Spowodowało to istotne zawężenie zakresu dostępnej mocy biernej tych jednostek wytwórczych. W zakresie pracy sieci przesyłowej miały miejsce istotne wymuszone odstępstwa od wymagań określonych na poziomie planowania dobowego, a wynikających z obowiązujących kryteriów niezawodności pracy sieci w zakresie minimalnej liczby pracujących bloków w kluczowych z punktu widzenia przebiegu awarii elektrowniach: w elektrowni Ostrołęka zamiast wymaganej liczby 3 bloków pracowały 2 (postój awaryjny bloku nr 1),
15 w elektrowniach Konin i Pątnów zamiast wymaganej liczby 2 bloków przyłączonych do rozdzielni 110 kv pracował 1 (postoje awaryjne bloków nr 9 w elektrowni Konin i nr 3 w elektrowni Pątnów). Wyżej wymienione wymagania uwzględniały prace remontowe realizowane na zbiorniku elektrowni pompowo szczytowej Żarnowiec (możliwość wykorzystania tylko dwóch hydrozespołów w trybie pracy kompensatorowej). Zarejestrowane 26 czerwca dane wskazują na to, że ma miejsce niepokojący trend wzrostu wartości współczynnika tgφ w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej do sieci dystrybucyjnej, szczególnie ostro występujący w okresie letnim (odstawienia lokalnych źródeł mocy biernej jakimi są elektrociepłownie, rosnące stosowanie urządzeń klimatyzacyjnych). Awaria napięciowa wykazała okresową utratę naturalnej (tj. bez podejmowania działań nadzwyczajnych) zdolności sieci przesyłowej i przyłączonych do niej generatorów do zbilansowania mocy biernej w tej sieci bez wywoływania w niej niedopuszczalnych spadków napięcia. Jest to zjawisko niezwykle groźne, przede wszystkim z powodu trudności w jego analizowaniu i uwzględnianiu na etapie działań planistycznych i operacyjnych. Zjawisko to powinno zostać możliwie szybko zlikwidowane poprzez odpowiednie inwestycje w źródła mocy biernej (baterie kondensatorów) zlokalizowane jak najbliżej odbiorców. Skala deficytu mocy biernej w niektórych obszarach kraju nakazuje podjęcie działań nadzwyczajnych poprzez instalowanie baterii kondensatorów w dużych aglomeracjach miejskich, gdzie występują równocześnie dwa zjawiska: odstawiania w okresie lata coraz większej liczby pracujących w skojarzeniu jednostek wytwórczych elektrociepłowni i wzrostu wykorzystania urządzeń klimatyzacyjnych. Z uwagi na szczególną rolę w rozwoju awarii samoczynnych wyłączeń w elektrowni Ostrołęka należy przewidzieć instalowanie baterii kondensatorów także w stacjach będących własnością PSE-Operator a zlokalizowanych w północno-wschodniej części KSE. W okresie braku właściwego dopasowania lokalizacji źródeł mocy biernej i miejsc jej poboru powinny być podejmowane działania zaradcze na poziomie planowania pracy i prowadzenia ruchu sieciowego. Chodzi tu przede wszystkim o wprowadzenie dodatkowego kryterium doboru jednostek wytwórczych i rozdziału obciążeń z punktu widzenie zapewnienia wymaganych rezerw mocy biernej w poszczególnych miejscach sieci. Warunkiem poprawności podejmowanych działań jest właściwe diagnozowanie zagrożeń na poszczególnych etapach planowania i prowadzenia ruchu. W tym obszarze komisja stwierdziła wystąpienie następujących nieprawidłowości: brak rozpoznania skali zagrożenia awarią napięciową na etapie wykonywanych sezonowo analiz systemowych, wykorzystywane w tych analizach modele obliczeniowe okazały się być bardzo odległe od rzeczywistości właśnie w zakresie przyjętych w nich relacji pomiędzy poborem mocy biernej i czynnej; w oparciu o posiadane modele i narzędzia służby planistyczne nie były w stanie zidentyfikować skali zagrożenia (w tym celu uruchomiono działania z wykorzystaniem specjalistów zewnętrznych praca IEn O/Gdańsk), brak informacji o skali zagrożenia spowodował konkretne decyzje dotyczące akceptacji planu remontów w elektrowniach i w sieci przesyłowej, brak rozpoznania zagrożenia awarią napięciowa dla konkretnego dnia, w oparciu o posiadane modele obliczeniowe i sprawdzając standardowe kryteria niezawodności
16 nie stwierdzono zagrożenia awarii napięciowej w dobie n-1 i nie wprowadzono planowych ograniczeń dotyczących obciążenia mocą czynną tych jednostek wytwórczych, które dla uniknięcia awarii powinny mieć zapewniony zwiększony zakres obciążenia mocą bierną, brak rozpoznania zagrożenia na poziomie prowadzenia ruchu, dyspozytor KDM nie zareagował na systematyczny spadek napięcia w północnej i centralnej części KSE, w tym dotyczący rozdzielni, do których były przyłączone jednostki wytwórcze elektrowni: Ostrołęka, Kozienice, Pątnów, Dolna Odra, działając w warunkach braku rezerw mocy czynnej w całym KSE nie podjął właściwych działań dla zwiększenia zakresu mocy biernej w tych elektrowniach. W zakresie pracy elektrowni komisja stwierdziła następujące nieprawidłowości: ograniczone zakresy mocy biernej dostępne dla układu ARNE, stwierdzono istnienie ograniczonych zakresów obciążenia mocą bierną jednostek wytwórczych elektrowni Bełchatów udostępnionych w ramach ARNE, w stosunku do faktycznych możliwości tych jednostek wytwórczych, niedostosowanie elektrowni do pracy przy obniżonym napięciu w sieci, dotyczy to transformatorów blokowych, które powinny być wyposażone w przełączniki zaczepów oraz transformatorów potrzeb własnych o zbyt wąskim zakresie regulacji (szczególnie dotyczy to elektrowni Ostrołęka i Pątnów, dla których napięcie w sieci zewnętrznej jest okresowo obniżone), brak komunikacji DIR elektrowni z dyspozytorem KDM, przekroczenia dopuszczalnych parametrów pracy generatorów (prąd stojana, prąd wirnika, kata mocy) powinny być niezwłocznie zgłaszane do dyspozytora KDM ; na podstawie wykresów kołowych dysponuje on jedynie wiedzą dotycząca ograniczeń mocy czynnej i biernej dla napięcia znamionowego pracy generatora. W okresie poprzedzającym wypadniecie bloków elektrowni Ostrołęka nie zarejestrowano zgłoszenia zagrożeń w pracy generatorów (przekroczenia dopuszczalnych parametrów pracy) ze strony służb ruchowych tej elektrowni. Komisja stwierdziła także inne nieprawidłowości, które wystąpiły w okresie awarii: zanik wizualizacji napięć w systemie SCADA już od poziomu 350 i 180 kv, obniżone obciążalności linii przesyłowych w okresie wysokich temperatur (przy niskich napięciach były one jeszcze mniejsze), brak wystarczającej obsługi ruchowej dla szybkiego wprowadzania ograniczeń odbiorców w trybie awaryjnym przewidzianym w IRiESP. Komisja stwierdza, że likwidacja awarii była prowadzona w bardzo trudnych warunkach, przy równoczesnym wystąpieniu znacznego deficytu mocy czynnej w KSE oraz zgłaszanych przez odpowiedzialne służby sygnałach o przekroczeniu dopuszczalnych obciążeń istotnych linii przesyłowych (dotyczy linii wyprowadzających moc z elektrowni Bełchatów, Kozienice i Pątnów w kierunku północnym). Podjęte działania w okresie likwidacji awarii (wprowadzenie ograniczeń w rejonie elektrowni Ostrołęka, uruchomienie elektrowni Żydowo, polecenie maksymalizacji generacji mocy biernej przez njwcd) można uznać za korzystne z punktu widzenia likwidacji awarii, ale niewystarczające. Niezbędnym działaniem w tej sytuacji byłoby bezpośrednie, telefoniczne uzgodnienie z DIR elektrowni Kozienice, Pątnów i Dolna Odra i Bełchatów takiej pracy ich jednostek wytwórczych, która dawałaby największe możliwości dostarczania do systemu
17 mocy biernej - Działania podjęte dla pokrycia deficytu mocy czynnej poprzez zakup energii u sąsiednich operatorów były prawidłowe. Na podstawie oceny przyczyn i przebiegu awarii komisja formułuje poniższe zalecenia dla PSE-Operator, dedykowane dla różnych horyzontów czasowych. 4.2 Zalecenia Komisji do niezwłocznej realizacji (już zrealizowane) przeprowadzić szkolenie indywidualne kierowników zmian w zakresie rozpoznawania zagrożenia i właściwych środków jego likwidacji, wprowadzić okresowe ograniczenia dopuszczalnego obciążenia mocą czynną pracujących jednostek wytwórczych w elektrowniach: Ostrołęka, Kozienice, Dolna Odra, Pątnów, wprowadzić okresowe blokowanie układów ARST, polecić przechodzenie do regulacji ręcznej napięcia w elektrowniach gdzie układ ARNE nie dysponuje pełnym zakresem możliwej do uzyskania mocy biernej, zwrócić się do wytwórców z przypomnieniem obowiązku informowania o zagrożeniach w pracy jednostek wytwórczych, zwrócić się do spółek dystrybucyjnych z przypomnieniem konieczności załączania baterii kondensatorów i dotrzymywania odpowiednich wartości tgφ, 4.3 Zalecenia Komisji do jak najszybszej realizacji opracować instrukcję ruchową KDM zawierającą: zasady rozszerzonego monitorowania napięć i rezerw mocy biernej jednostek wytwórczych, zasady postępowania w przypadku powstania zagrożeń, zasady postępowania w przypadku wystąpienia awarii napięciowej, przeprowadzić szkolenie służb dyspozytorskich OSP w tematyce: regulacji napięcia i likwidacji stanów zagrożenia załamaniem napięcia, umożliwić wizualizacje w SCADA także napięć poniżej 350 i 180 kv, poprawić jakość danych pomiarowych w sieci NN wykorzystywanych w systemach wspomagania dyspozytorskiego, dokonać weryfikacji modeli obliczeniowych na okres letni, wykonać kompleksową analizę zagrożeń awarią napięciową w KSE oraz określić zakres możliwych do szybkiej realizacji działań inwestycyjnych w sieci przesyłowej, zwiększyć zakres współpracy technicznej z elektrowniami (wspólne seminaria specjalistów dla omówienia problemów ruchowych, szkolenia dyspozytorów OSP w elektrowniach), przeprowadzić ankietyzacje wytwórców dotyczącą stosowanych kryteriów nastawiania ograniczników pracy generatorów (prąd stojana, prąd wirnika, ogranicznik kata mocy), przeprowadzić ankietyzację spółek dystrybucyjnych dotycząca wielkości i sposobu sterowania zainstalowanymi w ich sieci bateriami kondensatorów. 4.4 Zalecane działania długofalowe usuwać ograniczenia temperaturowe obciążalności linii przesyłowych,
18 maksymalnie przyspieszyć realizowane aktualnie inwestycje sieciowe (linia 400 kv Ostrów Plewiska, transformator 400/220 kv w stacji Olsztyn), przyspieszyć realizację nowych zdeterminowanych inwestycji sieciowych, w trybie nadzwyczajnym instalować baterie kondensatorów w wybranych stacjach sieci przesyłowej, uwzględnić ekstremalne warunki letnie w procesie planowania rozwoju sieci przesyłowej, dążyć do pełnej obserwowalności sieci zamkniętej w czasie rzeczywistym, na bazie w pełni obserwowalnej sieci z wykorzystaniem estymatora stanu uruchomić nowe funkcje EMS pozwalające na lepsze monitorowani zagrożeń, w tym napięciowych, zwiększyć w miarę wzrostu obserwowalności KSE wykorzystanie snap-shotów w analizach systemowych (sezonowych, dla planowania dobowego i dla prac rozwojowych), zabiegać o właściwe regulacje prawne dotyczące gospodarki mocą bierną w całym KSE, zapewnić dyspozycyjność niezbędnych jednostek wytwórczych njwcd przyłączonych do sieci 110 kv w określonych regionach kraju (np. aglomeracja warszawska) stosownie do zidentyfikowanych zagrożeń kontynuować prace nad określeniem wymagań dla nowej generacji automatyk SCiNO (samoczynne częstotliwościowe i napięciowe odciążanie), wzmocnić kadrowo i merytorycznie służby planistyczne i ruchowe OSP oraz służby techniczne odpowiedzialne za utrzymanie i rozwój systemów wspomagania dyspozytorskiego, uruchomić szkolenia służb ruchowych OSP z wykorzystaniem symulatora szkoleniowego (w tym także wspólne szkolenia ze służbami ruchowymi wytwórców i OSD), doprowadzić we współpracy ze spółkami dystrybucyjnymi do zbudowania na bazie ODMów centrów zarządzania siecią 110 kv (OCO) doprowadzić do pełnej integracji służb dyspozytorskich OSP (aktualnie służby dyspozytorskie ODM działają w ramach niezależnych od PSE-Operator podmiotów prawnych). 5 Wykaz załączników Załącznik 1: Przebiegi zapotrzebowania na moc w KSE w dniu 26 czerwca i w dniach porównywalnych Załącznik 2: Chronologiczny przebieg zdarzeń w dniu awarii 26 czerwca Załącznik 3: Przebiegi napięć i mocy czynnej w elektrowni Ostrołęka, 13:00 13:15 Załącznik 4: Przebieg uchybu regulacyjnego KSE (ACE) oraz mocy czynnej na liniach międzysystemowych, 13:00 14:30 Załącznik 5: Napięcia w sieci 400 i 220 kv w godzinach 12:00, 13:00, 13:15 i 15:37 Załącznik 6: Rozpływy mocy w sieci 400 i 220 kv o godzinie 15:37
19 Załącznik 7: Przebiegi mocy czynnej i biernej produkowanej w elektrowniach centralnej i północnej części KSE oraz napięć w rozdzielniach tej części KSE w dniu 26 czerwca Załącznik 8: Zestawienie blokad układów ARNE i ARST w dniu 26 czerwca Załącznik 9: Działania podjęte celem uruchomienia bloków w elektrowni Ostrołęka, w tym wprowadzenie ograniczeń katastrofalnych Załącznik 10: Porównanie poboru mocy biernej przez spółki dystrybucyjne centralnej i północnej części kraju w dniu 26 czerwca z prognozą w układzie normalnym oraz dniem 6 lipca. Załącznik 11: Podsumowanie awaryjnych dostaw energii elektrycznej od sąsiednich OSP do PSE Operator w dniu 26 czerwca Załącznik 12: Zmiana punktu pracy jednostek njwcd w dniu 26 czerwca na polecenie dyspozytora KDM
Warszawa, styczeń 2006 r.
Raport z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i Rynku Bilansującego w grudniu 2005 r. (dane operatywne bez dokładności statystycznej) Warszawa, styczeń 2006 r. 1 BILANS MOCY KSE 1.1 Krajowe
Bardziej szczegółowoSpotkanie prasowe. Konstancin-Jeziorna 22 września 2016
Spotkanie prasowe Konstancin-Jeziorna 22 września 2016 Kluczowe czynniki oddziaływujące na bieżący bilans mocy w KSE 1. Temperatura powietrza wpływa na poziom zapotrzebowania odbiorców (w skrajnych warunkach
Bardziej szczegółowoJWCD czy njwcd - miejsce kogeneracji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym
JWCD czy njwcd - miejsce kogeneracji w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym Witold Smolik 22 października 2015 Wymagania IRiESP - ogólne (1) 2.2.3.3.1. Podstawowe wymagania i zalecenia techniczne dla
Bardziej szczegółowoZagadnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej
Zagadnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej Stabilizacja sieci - bezpieczeństwo energetyczne metropolii - debata Redakcja Polityki, ul. Słupecka 6, Warszawa 29.09.2011r. 2 Zagadnienia bezpieczeństwa
Bardziej szczegółowoZabezpieczenia podczęstotliwościowe i podnapięciowe 2 1 PF1.1 - wyłącz potrzeby własne - 47.5 Hz - 5 sek. PF1.2 - wyłącz na potrzeby własne 47,0 HZ - 2 sek. PU na wyłącz na potrzeby własne 0.8 Un - 5 sek.
Bardziej szczegółowoZałącznik 1 do Umowy nr UPE/WEC/.../2006 o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej zawartej pomiędzy iem a PSE-Operator S.A. i PSE SA WARUNKI TECHNICZNO-RUCHOWE zawartej pomiędzy iem a PSE-Operator
Bardziej szczegółowoRAPORT KOŃCOWY Z ANALIZY AWARII NAPIĘCIOWEJ W KSE 26 CZERWCA 2006 r.
Instytut Energoelektryki Na prawach rękopisu Do użytku służbowego Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej Raport serii Sprawozdania nr 01/2007 RAPORT KOŃCOWY Z ANALIZY AWARII NAPIĘCIOWEJ W KSE
Bardziej szczegółowoWykorzystanie farm wiatrowych do operatywnej regulacji parametrów stanów pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv
VII Konferencja Przyłączanie i współpraca źródeł OZE z systemem elektroenergetycznym Warszawa 19.06-20.06.2018 r. Wykorzystanie farm wiatrowych do operatywnej regulacji parametrów stanów pracy sieci dystrybucyjnej
Bardziej szczegółowoSTRUKTURA SŁUśB DYSPOZYTORSKICH w KSE
Hierarchiczny Wielopoziomowy Układ Sterowania Poziomami Napięć i Rozpływem Mocy Biernej w KSE Wykład 3 STRUKTURA SŁUśB DYSPOZYTORSKICH w KSE 1 Węzły wytwórcze ~ (KDM) POM. RG U gz Transformatory i autotransformatory
Bardziej szczegółowoNC ER warsztaty PSE S.A. Plan obrony systemu
NC ER warsztaty PSE S.A. Plan obrony systemu Michał Brzozowski michal.brzozowski@pse.pl Departament Zarządzania Systemem Grzegorz Pasiut grzegorz.pasiut@pse.pl Departament Zarządzania Systemem Konstancin-Jeziorna
Bardziej szczegółowoI. PARAMETRY TECHNICZNO-RUCHOWE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH 1. Podstawowe parametry Jednostek Wytwórczych Minimum techniczne Moc osiągalna Współczynnik doci
Załącznik 2 do Umowy nr UPE/WYT/.../2006 o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej zawartej pomiędzy iem a PSE-Operator S.A. i PSE SA WARUNKI TECHNICZNO-RUCHOWE I. PARAMETRY TECHNICZNO-RUCHOWE
Bardziej szczegółowoMINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, 00-507 Warszawa G-10.7(P)
MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, 00-507 Warszawa Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny - REGON G-10.7(P) Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć)
Bardziej szczegółowoUKŁAD AUTOMATYCZNEJ REGULACJI STACJI TRANSFORMATOROWO - PRZESYŁOWYCH TYPU ARST
Oddział Gdańsk JEDNOSTKA BADAWCZO-ROZWOJOWA ul. Mikołaja Reja 27, 80-870 Gdańsk tel. (48 58) 349 82 00, fax: (48 58) 349 76 85 e-mail: ien@ien.gda.pl http://www.ien.gda.pl ZAKŁAD TECHNIKI MIKROPROCESOROWEJ
Bardziej szczegółowoJakość energii elektrycznej w oczach Operatora Systemu Przesyłowego. Kraków, 23 października 2014 r.
Jakość energii elektrycznej w oczach Operatora Systemu Przesyłowego Kraków, 23 października 2014 r. Regulacje prawne dotyczące jakości dostaw energii Ustawa Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r.
Bardziej szczegółowoBezpieczeństwo energetyczne kraju i regionu Wielkopolski. Włodzimierz Mucha Dyrektor Departamentu Rozwoju PSE S.A. Poznań, 14 czerwca 2016 r.
Bezpieczeństwo energetyczne kraju i regionu Wielkopolski Włodzimierz Mucha Dyrektor Departamentu Rozwoju PSE S.A. Poznań, 14 czerwca 2016 r. Rozwój sieci przesyłowej 400 i 220 kv Przesłanki warunkujące
Bardziej szczegółowoNC ER warunki działania w charakterze dostawców usług w zakresie obrony i odbudowy na podstawie umowy
NC ER warunki działania w charakterze dostawców usług w zakresie obrony i odbudowy na podstawie umowy Paweł Barnaś pawel.barnas@pse.pl nr tel. 1576 DP-WW Rafał Kuczyński rafal.kuczynski@pse.pl nr tel.
Bardziej szczegółowoJak zintegrować elektrownię jądrową w polskim systemie elektroenergetycznym? Zbigniew Uszyński Departament Rozwoju Systemu 15 listopada 2017 r.
Jak zintegrować elektrownię jądrową w polskim systemie elektroenergetycznym? Zbigniew Uszyński Departament Rozwoju Systemu 15 listopada 2017 r. Integracja elektrowni jądrowej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym
Bardziej szczegółowoPropozycja OSP wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks
Propozycja OSP wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący przyłączenia odbioru (NC DCC) PSE S.A.
Bardziej szczegółowoWybrane zagadnienia pracy rozproszonych źródeł energii w SEE (J. Paska)
1. Przyłączanie rozproszonych źródeł energii do SEE Sieć przesyłowa 400 kv (80 kv) S zw = 0 0 GV A Duże elektrownie systemowe Połączenia międzysystemowe Przesył na znaczne odległości S NTW > 00 MV A Duże
Bardziej szczegółowoINTEGRATOR MIKROINSTALACJI ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ZYGMUNT MACIEJEWSKI. Wiejskie sieci energetyczne i mikrosieci. Warszawa, Olsztyn 2014
INTEGRATOR MIKROINSTALACJI ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII w ramach projektu OZERISE Odnawialne źródła energii w gospodarstwach rolnych ZYGMUNT MACIEJEWSKI Wiejskie sieci energetyczne i mikrosieci Warszawa,
Bardziej szczegółowoMiasto Stołeczne Warszawa Biuro Infrastruktury. luty 2009 r.
luty 2009 r. Warszawski Węzeł Elektroenergetyczny (WWE) Warszawa posiada największy miejski system elektroenergetyczny w Polsce bazujący na: - 5 głównych punktach zasilania GPZ(Miłosna, Mościcka, Towarowa,
Bardziej szczegółowoWpływ mikroinstalacji na pracę sieci elektroenergetycznej
FORUM DYSTRYBUTORÓW ENERGII NIEZAWODNOŚĆ DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE LUBLIN, 15 LISTOPADA 2016 R., TARGI ENERGETICS Wpływ mikroinstalacji na pracę sieci elektroenergetycznej Sylwester Adamek Politechnika
Bardziej szczegółowoSZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
Załącznik nr 5 do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej ZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO IECI ROZDZIELCZEJ - 1 - 1. POTANOWIENIA OGÓLNE 1.1. Wymagania
Bardziej szczegółowoKalendarium realizacji ważniejszych inwestycji w energetyce polskiej w latach 1960-1990
Seminarium Sekcji Energetyki i Koła Nr 206 Oddziału Warszawskiego Stowarzyszenia Elektryków Polskich Kalendarium realizacji ważniejszych inwestycji w energetyce polskiej w latach 1960-1990 Ryszard Frydrychowski
Bardziej szczegółowoKODEKS SIECI RfG. ZBIÓR WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA MODUŁÓW WYTWARZANIA ENERGII TYPU A
KODEKS SIECI RfG. ZBIÓR WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA MODUŁÓW WYTWARZANIA ENERGII TYPU A W związku z rozpoczęciem stosowania z dniem 27.04.2019 r. wymagań, wynikających z Kodeksu sieci dotyczącego wymogów w
Bardziej szczegółowoWPŁYW REDUKCJI GENERACJI WIATROWEJ NA KOSZTY ROZRUCHÓW ELEKTROWNI KONWENCJONALNYCH
Michał POŁECKI Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej WPŁYW REDUKCJI GENERACJI WIATROWEJ NA KOSZTY ROZRUCHÓW ELEKTROWNI KONWENCJONALNYCH Rozwój energetyki wiatrowej w Polsce oraz plany budowy
Bardziej szczegółowoPAWEŁ PIJARSKI KATEDRA SIECI ELEKTRYCZNYCH I ZABEZPIECZEŃ WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI I INFORMATYKI
OCENA MOŻLIWOŚCI PRZYŁĄCZENIOWYCH KRAJOWEJ SIECI PRZESYŁOWEJ PLANOWANEJ NA LATA 2020-2025 W KONTEKŚCIE PRAWDOPODOBNYCH SCENARIUSZY BUDOWY NOWYCH JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PIOTR KACEJKO PAWEŁ PIJARSKI KATEDRA
Bardziej szczegółowoOCENA WPŁYWU PRACY FARMY WIATROWEJ NA PARAMETRY JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Marek WANCERZ, Piotr MILLER Politechnika Lubelska OCENA WPŁYWU PRACY FARMY WIATROWEJ NA PARAMETRY JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ Na etapie planowania inwestycji związanych z budową farmy wiatrowej (FW) należy
Bardziej szczegółowoOpracowanie koncepcji i założeń funkcjonalnych nowego pakietu narzędzi obliczeniowych z zakresu optymalizacji pracy sieci elektroenergetycznej
www.ien.gda.pl e-mail: ien@ien.gda.pl Opracowanie koncepcji i założeń funkcjonalnych nowego pakietu narzędzi obliczeniowych z zakresu optymalizacji pracy sieci elektroenergetycznej mgr inż. Ksawery Opala
Bardziej szczegółowoSłownik pojęć i definicji. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
Słownik pojęć i definicji Załącznik nr 1 do Instrukcji nr I-1-RE 1 Oznaczenia skrótów ARNE EAZ IRiESD IRiESD-Bilansowanie IRiESP IRiESP - Bilansowanie JWCD JWCK KSE nn OSD OSD PGE Dystrybucja S.A. OSP
Bardziej szczegółowoINSTYTUT ENERGETYKI ODDZIAŁ GDAŃSK. Zakład Strategii i Rozwoju Systemu
INSTYTUT ENERGETYKI Instytut Badawczy ODDZIAŁ GDAŃSK Zakład Strategii i Rozwoju Systemu ul. Mikołaja Reja 27 80-870 Gdańsk tel.(+48 58) 349-82-00 fax (+48 58) 341-76-85 KRS 0000088963 PN-EN ISO 9001:2009
Bardziej szczegółowowspiera bezpieczeństwo energetyczne Zadania związane z zabezpieczeniem miejskiej infrastruktury Róża Różalska
PSE-Centrum wspiera bezpieczeństwo energetyczne EURO 2012 Róża Różalska PSE Centrum SA Grupa Kapitałowa PSE Operator Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia
Bardziej szczegółowoDziałania podjęte dla poprawy bilansu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym
Działania podjęte dla poprawy bilansu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym Kluczowe wnioski z opracowania Ministra Gospodarki z 2013 roku pt. Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa
Bardziej szczegółowoObjaśnienia do formularza G-10.7
Objaśnienia do formularza G-10.7 Objaśnienia dotyczą wzoru formularza za 2014 r. Celem sprawozdania G-10.7 jest badanie przepływów energii elektrycznej oraz obliczenie strat i współczynnika strat sieciowych
Bardziej szczegółowoKompensacja mocy biernej w stacjach rozdzielczych WN/SN
mgr inż. Łukasz Matyjasek Kompensacja mocy biernej w stacjach rozdzielczych WN/SN Dla dystrybutorów energii elektrycznej, stacje rozdzielcze WN/SN stanowią podstawowy punkt systemu rozdziału energii, której
Bardziej szczegółowoWyzwania stojące przed KSE i jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi. Maciej Przybylski 28 marca 2017 r.
Wyzwania stojące przed KSE i jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi Maciej Przybylski 28 marca 2017 r. Agenda 1 Aktualne zapotrzebowanie na energię i moc 7 Kierunki zmian organizacji rynku 2
Bardziej szczegółowoREGULACJA NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ W SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z WYKORZYSTANIEM FARM WIATROWYCH.
mgr inż. Dariusz Kołodziej, mgr inż. Tomasz Ogryczak INSTYTUT ENERGETYKI INSTYTUT BADAWCZY Oddział Gdańsk REGULACJA NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ W SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ Z WYKORZYSTANIEM FARM WIATROWYCH.
Bardziej szczegółowoWarszawa, grudzień 2005 r.
Raport z funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego i Rynku Bilansującego w listopadzie 2005 r. (dane operatywne bez dokładności statystycznej) Warszawa, grudzień 2005 r. 1. BILANS MOCY KSE
Bardziej szczegółowoSTRUKTURA ORAZ ZASADY STEROWANIA POZIOMAMI NAPIĘĆ I ROZPŁYWEM MOCY BIERNEJ
Hierarchiczny Wielopoziomowy Układ Sterowania Poziomami Napięć i Rozpływem Mocy Biernej w KSE Wykład 1 STRUKTURA ORAZ ZASADY STEROWANIA POZIOMAMI NAPIĘĆ I ROZPŁYWEM MOCY BIERNEJ 1 Sterowanie U i Q w systemie
Bardziej szczegółowoG MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, Warszawa. Agencja Rynku Energii S.A. Portal sprawozdawczy ARE
MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, 00-507 Warszawa Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny - REGON G-10.7 Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć)
Bardziej szczegółowoPropozycja szczego łowych wymogo w dotyczących przyłączania odbioru w zakresie wynikającym z zapiso w Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17
Propozycja szczego łowych wymogo w dotyczących przyłączania odbioru w zakresie wynikającym z zapiso w Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającym kodeks sieci dotyczący
Bardziej szczegółowoNC ER warsztaty PSE S.A. Plan odbudowy
NC ER warsztaty PSE S.A. Plan odbudowy Michał Nowina-Konopka michal.nowina-konopka@pse.pl Departament Zarządzania Systemem Konstancin Jeziorna 26 lutego 2018 r. PLAN ODBUDOWY 2 Plan odbudowy Struktura
Bardziej szczegółowoOferowane zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny sierpień 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS)
Oferowane zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny sierpień 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS) A out (eksport) [MW] Data NTC AAC* Oferowane moce** NTC A in (import) [MW] AAC* Oferowane
Bardziej szczegółowoBILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ CZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTE
27 BILANSOWANIE KSE Z UDZIAŁEM PROCESU REGULACJI PIERWOTNEJ PO WYPADNIĘCIU ŹRÓDEŁ GENERACJI ROZPROSZONEJ CZĘŚĆ II: SYNCHRONICZNA PRACA KSE Z UCTE mgr inż. Krzysztof Dobrzyński / Politechnika Gdańska Artykuł
Bardziej szczegółowoOPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Specyfikacja zmian wprowadzanych Kartą aktualizacji nr CK/7/2017 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Zmianie
Bardziej szczegółowoG (P) Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według napięć) w sieci najwyŝszych napięć
MINISTERSTWO GOSPODARKI, pl. Trzech KrzyŜy 3/5, 00-507 Warszawa Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny - REGON G - 10.7 (P) Sprawozdanie o przepływie energii elektrycznej (według
Bardziej szczegółowoAutomatyka częstotliwościowego odciążenia w sieci dystrybucyjnej
Automatyka częstotliwościowego odciążenia w sieci dystrybucyjnej EnergiaPro Koncern Energetyczny SA Warszawa, 25.04.2007 r. 1 Uwarunkowania prawne w zakresie SCO Ustawa Prawo Energetyczne (Na podstawie:
Bardziej szczegółowoOferowane zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny październik 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS)
zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny październik 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS) A out (eksport) [MW] Data NTC AAC* moce** NTC A in (import) [MW] AAC* moce Przyczyny ograniczeń
Bardziej szczegółowoPGE Dystrybucja S.A. Oddział Białystok
Warunki przyłączenia elektrowni wiatrowych do sieci elektroenergetycznych w Polsce w oparciu o doświadczenia z obszaru działania Obszar działania jest największym dystrybutorem energii elektrycznej w północno-wschodniej
Bardziej szczegółowoKarta aktualizacji IRiESD dotycząca mikroinstalacji. Geneza i najważniejsze zmiany. Warszawa, r.
Karta aktualizacji IRiESD dotycząca mikroinstalacji. Geneza i najważniejsze zmiany. Warszawa, 09.07.2018r. Agenda spotkania godz. 11.00 Otwarcie seminarium godz. 11.15 Prezentacja zmian IRiESD godz. 12.30
Bardziej szczegółowoWykład 7. Regulacja mocy i częstotliwości
Wykład 7 Regulacja mocy i częstotliwości dr inż. Zbigniew Zdun tel. 603 590 726 email: Zbigniew.Zdun@plans.com.pl Bud. S. pok. 68 Blok wytwórczy w elektrowni cieplnej spaliny Regulator obrotów Przegrzewacz
Bardziej szczegółowoPrognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach Materiał informacyjny opracowany w Departamencie Rozwoju Systemu PSE S.A.
Prognoza pokrycia zapotrzebowania szczytowego na moc w latach 216 235 Materiał informacyjny opracowany w Departamencie Rozwoju Systemu PSE S.A. Konstancin-Jeziorna, 2 maja 216 r. Polskie Sieci Elektroenergetyczne
Bardziej szczegółowoWARUNKI DZIAŁANIA W CHARAKTERZE DOSTAWCÓW USŁUG W ZAKRESIE ODBUDOWY
WARUNKI DZIAŁANIA W CHARAKTERZE DOSTAWCÓW USŁUG W ZAKRESIE ODBUDOWY Na podstawie: Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia
Bardziej szczegółowoKierunki działań zwiększające elastyczność KSE
Kierunki działań zwiększające elastyczność KSE Krzysztof Madajewski Instytut Energetyki Oddział Gdańsk Elastyczność KSE. Zmiany na rynku energii. Konferencja 6.06.2018 r. Plan prezentacji Elastyczność
Bardziej szczegółowoRaport OSP z konsultacji zmian aktualizacyjnych projektu IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
Raport OSP z konsultacji zmian aktualizacyjnych projektu IRiESP Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Zestawienie uwag zgłoszonych przez użytkowników systemu do
Bardziej szczegółowoIII Lubelskie Forum Energetyczne. Techniczne aspekty współpracy mikroinstalacji z siecią elektroenergetyczną
III Lubelskie Forum Energetyczne Techniczne aspekty współpracy mikroinstalacji z siecią elektroenergetyczną Grzegorz Klata Dyrektor Centralnej Dyspozycji Mocy Tel. 81 445 1521 e-mail: Grzegorz.Klata@pgedystrybucja.pl
Bardziej szczegółowoZapotrzebowanie na moc i potrzeby regulacyjne KSE. Maciej Przybylski 6 grudnia 2016 r.
Zapotrzebowanie na moc i potrzeby regulacyjne KSE Maciej Przybylski 6 grudnia 2016 r. Agenda Historyczne zapotrzebowanie na energię i moc Historyczne zapotrzebowanie pokrywane przez jednostki JWCD oraz
Bardziej szczegółowoAutomatyka SZR. Korzyści dla klienta: [ Zabezpieczenia ] Seria Sepam. Sepam B83 ZASTOSOWANIE UKŁADY PRACY SZR
1 Automatyka SZR Sepam B83 ZASTOSOWANIE Sepam B83 standard / UMI Konieczność zachowania ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców wymusza na jej dostawcy stosowania specjalizowanych automatów
Bardziej szczegółowoZakłady Chemiczne "POLICE" S.A.
Strona / stron 1 /7 Spis treści: A. POSTANOWIENIA OGÓLNE 2 B. PODSTAWY PRAWNE OPRACOWANIA IRiESD 4 C. ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY IRiESD ORAZ STRUKTURA IRiESD 5 D. WEJŚCIE W ŻYCIE IRiESD ORAZ TRYB
Bardziej szczegółowoOPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Ponadto niniejszą Kartą aktualizacji wprowadza się do IRiESP nowe procedury, których celem jest zapewnienie mechanizmu sprawnego wdrażania zmian w SMPP, dedykowanym do monitorowania pracy jednostek wytwórczych
Bardziej szczegółowoKARTA AKTUALIZACJI. Karta aktualizacji nr 2/2014 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
ENERGA OPERATOR SA Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej KARTA AKTUALIZACJI Karta aktualizacji nr 2/2014 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej 1. Data wejścia w życie aktualizacji:
Bardziej szczegółowoINSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ Cześć ogólna zatwierdzona decyzją Prezesa URE nr DPK-4320-1(6)/2010/KS z dnia 23 lipca 2010 r. Tekst jednolity uwzględniający zmiany wprowadzone: Decyzją
Bardziej szczegółowoPorozumienie Operatorów Systemów Dystrybucyjnych i Operatora Systemu Przesyłowego w sprawie współpracy w sytuacjach kryzysowych
Porozumienie Operatorów Systemów Dystrybucyjnych i Operatora Systemu Przesyłowego w sprawie współpracy w sytuacjach kryzysowych Warszawa, 8 sierpnia 2018 r. Skutki nawałnic z sierpnia 2017 r. były katastrofalne
Bardziej szczegółowoModyfikacje algorytmu działanie automatyki ARST na podstawie wniosków z analizy zakłócenia w SE Radkowice i SE Kielce Piaski w dniu
Modyfikacje algorytmu działanie automatyki ARST na podstawie wniosków z analizy zakłócenia w SE Radkowice i SE Kielce Piaski w dniu 22.02.2009 Dariusz Kołodziej, Tomasz Ogryczak - Instytut Energetyki Oddział
Bardziej szczegółowoOPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO. Karta aktualizacji nr CB/3/2012 IRiESP - Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
regulacyjnych usług systemowych w zakresie rezerwy interwencyjnej, o dodatkową usługę pod nazwą Interwencyjna rezerwa zimna, zapewniającą OSP dostęp do jednostek wytwórczych utrzymywanych w gotowości do
Bardziej szczegółowoKOMPLEKSOWA REGULACJA NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ FARMY WIATROWEJ
mgr inż. Mateusz Drop, mgr inż. Dariusz Kołodziej, mgr inż. Tomasz Ogryczak INSTYTUT ENERGETYKI INSTYTUT BADAWCZY Oddział Gdańsk KOMPLEKSOWA REGULACJA NAPIĘCIA I MOCY BIERNEJ FARMY WIATROWEJ WSTĘP Obserwowany
Bardziej szczegółowoKonstancin-Jeziorna, 3 grudnia 2015 r.
Konstancin-Jeziorna, 3 grudnia 2015 r. Informacja PSE S.A. w sprawie zdolności przesyłowych dla wymiany transgranicznej, udostępnianych w ramach aukcji rocznej na 2016 rok organizowanej przez Joint Allocation
Bardziej szczegółowoTransformacja rynkowa technologii zmiennych OZE
Transformacja rynkowa technologii zmiennych OZE Janusz Gajowiecki 8 SPOSOBÓW INTEGRACJI OZE / OZE w nowej polityce energetycznej Warszawa, 19 grudnia 2017 r. 1. Postęp technologiczny i możliwości nowych
Bardziej szczegółowoPolskie potrzeby inwestycyjne w połączenia transgraniczne
Polskie potrzeby inwestycyjne w połączenia transgraniczne Warszawa, 05/12/2007 KSE a obszary synchroniczne w Europie NORDEL ATSOI UKTSOA UPS/IPS UCTE Kabel prądu stałego Wstawka prądu stałego Połączenie
Bardziej szczegółowoProblemy bilansowania mocy KSE w warunkach wysokiej generacji wiatrowej
Problemy bilansowania mocy KSE w warunkach wysokiej generacji wiatrowej Jerzy Dudzik Warszawa, lipiec 2012 Energia w dobrych rękach Aktualna struktura źródeł wytwórczych w KSE Typ źródła Wykorzystanie
Bardziej szczegółowoRozbudowa stacji 400/220/110 kv Wielopole dla przyłączenia transformatora 400/110 kv. Inwestycja stacyjna
Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Wielopole dla przyłączenia transformatora 400/110 kv Inwestycja stacyjna Inwestor Wykonawca Kto jest kim w inwestycji? Inwestor Wykonawca Polskie Sieci Elektroenergetyczne
Bardziej szczegółowoProcedury przyłączeniowe obowiązujące w PGE Dystrybucja S.A. związane z przyłączaniem rozproszonych źródeł energii elektrycznej
Procedury przyłączeniowe obowiązujące w PGE Dystrybucja S.A. związane z przyłączaniem rozproszonych źródeł energii elektrycznej Lublin 20.06.2013 r. Plan prezentacji 1. Ogólne aspekty prawne przyłączania
Bardziej szczegółowoMoce interwencyjne we współczesnym systemie elektroenergetycznym Wojciech Włodarczak Wartsila Polska Sp. z o.o.
Moce interwencyjne we współczesnym systemie elektroenergetycznym Wojciech Włodarczak Wartsila Polska Sp. z o.o. 1 Wärtsilä lipiec 11 Tradycyjny system energetyczny Przewidywalna moc wytwórcza Znana ilość
Bardziej szczegółowoNC ER warsztaty PSE S.A. Kodeks NC ER - aspekty łączności głosowej
NC ER warsztaty PSE S.A. Kodeks NC ER - aspekty łączności głosowej Grzegorz Świeczkowski grzegorz.swieczkowski@pse.pl DT Konstancin-Jeziorna 26 lutego 2018 r. Cel i agenda spotkania Cel Przedstawienie
Bardziej szczegółowoPraktyczne aspekty monitorowania jakości energii elektrycznej w sieci OSP
Praktyczne aspekty monitorowania jakości energii elektrycznej w sieci OSP Jarosław Rączka jaroslaw.raczka@pse.pl Biuro Pomiarów Energii Kołobrzeg 28 maja 2019 r. 1. Obowiązujące regulacje 2 1. Obowiązujące
Bardziej szczegółowoKonstancin-Jeziorna, 21 listopada 2011 r.
Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A., ul. Warszawska 165, 05-520 Konstancin-Jeziorna NIP: 526-27-48-966, REGON 015668195, Nr KRS 0000197596 Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIV Wydział Krajowego
Bardziej szczegółowoDZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ
DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ Warszawa, dnia 30 lipca 2018 r. Poz. 1455 ROZPORZĄDZENIE MINISTRA ENERGII 1) z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i
Bardziej szczegółowoProgi mocy maksymalnych oraz wymogi ogólnego stosowania NC RfG. Jerzy Rychlak Konstancin-Jeziorna
Progi mocy maksymalnych oraz wymogi ogólnego stosowania NC RfG Jerzy Rychlak 17.04.2019 Konstancin-Jeziorna Główne zadania OSP związane z implementacją Rozporządzenia 2016/631 (NC RfG) 1. Wyznaczenie,
Bardziej szczegółowoOdpowiedzi na najczęściej zadawane pytania
Odpowiedzi na najczęściej zadawane pytania 1. Co oznaczają stopnie zasilana? Wielkości określające poziomy ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej poprzez ograniczenie poboru mocy, ujęte
Bardziej szczegółowoROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI (1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (2)
zmiany: 2008-01-01 Dz.U.2008.30.178 1 2008-09-24 Dz.U.2008.162.1005 1 ROZPORZĄDZENIE MINISTRA GOSPODARKI (1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego
Bardziej szczegółowoMożliwości wprowadzenia do KSE mocy z MFW na Bałtyku
Możliwości wprowadzenia do KSE mocy z MFW na Bałtyku Autor: Sławomir Parys, Remigiusz Joeck - Polskie Sieci Morskie ( Czysta Energia nr 9/2011) Ostatni okres rozwoju energetyki wiatrowej cechuje zwiększona
Bardziej szczegółowoPOTRZEBY INWESTYCYJNE SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH
ZYGMUNT MACIEJEWSKI Prof. Politechniki Radomskiej POTRZEBY INWESTYCYJNE SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH Warszawa 31 marca 2010 r. KRAJOWA SIEĆ PRZESYŁOWA DŁUGOŚCI LINII NAPOWIETRZNYCH: 750 kv 114 km; 400 kv
Bardziej szczegółowoOferowane zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny luty 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS)
Oferowane zdolności przesyłowe - Przetarg miesięczny luty 2017 roku Przekrój techniczny PSE (50HzT+CEPS+SEPS) Przyczyny ograniczeń (planowane do wyłączenia A out (eksport) [MW] A in (import) [MW] elementy
Bardziej szczegółowoPomiary parametrów jakości energii elektrycznej i ich interpretacja przy naliczaniu bonifikat
Pomiary parametrów jakości energii elektrycznej i ich interpretacja przy naliczaniu bonifikat Marian Jurek marian.jurek@pse.pl Biuro Pomiarów Energii Kołobrzeg 12-13 czerwca 2018 r. Przepisy Prawa energetycznego
Bardziej szczegółowoRedukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR r.
Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR 20.04.2017 r. Rynek redukcji mocy - DSR Agenda: 1. Operatorskie środki zaradcze zapewnienie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego
Bardziej szczegółowoG (P) k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, 00-507 Warszawa Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny REGON G - 10.4 (P) k Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego
Bardziej szczegółowoKODEKS SIECI RfG. ZBIÓR WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA MODUŁÓW WYTWARZANIA ENERGII TYPU B PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI OSD
KODEKS SIECI RfG. ZBIÓR WYMAGAŃ TECHNICZNYCH DLA MODUŁÓW WYTWARZANIA ENERGII TYPU B PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI OSD W związku z rozpoczęciem stosowania z dniem 27.04.2019 r. wymagań, wynikających z Kodeksu
Bardziej szczegółowoPRZEPŁYWY MOCY NA POŁĄCZENIACH TRANSGRANICZNYCH KSE I MOŻLIWOŚCI ICH REGULACJI
P O L I T E C H N I K A Ś L Ą S K A WYDZIAŁ ELEKTRYCZNY INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI I STEROWANIA UKŁADÓW PRZEPŁYWY MOCY NA POŁĄCZENIACH TRANSGRANICZNYCH KSE I MOŻLIWOŚCI ICH REGULACJI Henryk Kocot (Kurt
Bardziej szczegółowoG (P) k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. za kwartał r 1) za rok )
MINISTERSTWO GOSPODARKI, pl. Trzech KrzyŜy 3/5, 00-507 Warszawa Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny - REGON 1) Niepotrzebne skreślić Dział 1. SprzedaŜ usług przesyłania G - 10.4
Bardziej szczegółowoRAPORT MIESIĘCZNY. Wrzesień Towarowa Giełda Energii S.A. Rynek Dnia Następnego. Średni Kurs Ważony Obrotem [PLN/MWh]
150,00 RAPORT MIESIĘCZNY Towarowa Giełda Energii S.A. Rynek Dnia Następnego Średni Kurs Ważony Obrotem [PLN/MWh] Wrzesień 2003 140,00 130,00 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 średni kurs ważony obrotem
Bardziej szczegółowoObszarowe bilansowanie energii z dużym nasyceniem OZE
e-mail: ien@ien.gda.pl VIII Konferencja Straty energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych" Obszarowe bilansowanie energii z dużym nasyceniem OZE Leszek Bronk Instytut Energetyki IB Oddział Gdańsk
Bardziej szczegółowoWykład 14. Awarie systemowe
Wykład 14 Awarie systemowe dr inż. Zbigniew Zdun Bud. S. pok. 68 tel. 603 590 726 email: Zbigniew.Zdun@plans.com.pl www.plans.com.pl konsultacje: termin ustalany telefonicznie lub mailowo Awarie systemowe
Bardziej szczegółowoG-10.4(P)k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
MINISTERSTWO ENERGII Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej G-10.4(P)k Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego www.me.gov.pl Agencja Rynku Energii S.A. Portal sprawozdawczy
Bardziej szczegółowoMINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, Warszawa G-10.4(P)k
MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, 00-507 Warszawa www.mg.gov.pl Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej Numer identyfikacyjny REGON G-10.4(P)k Sprawozdanie o działalności operatora systemu
Bardziej szczegółowoREGULATORY NAPIĘCIA TRANSFORMATORÓW Z PODOBCIĄŻEIOWYM PRZEŁĄCZNIKIEM ZACZEPÓW - REG SYS
REGULATORY NAPIĘCIA TRANSFORMATORÓW Z PODOBCIĄŻEIOWYM PRZEŁĄCZNIKIEM ZACZEPÓW REG SYS Cele i możliwości: Budowa inteligentnych rozwiązań do pomiarów, kontroli i monitoringu parametrów energii elektrycznej
Bardziej szczegółowoAnaliza wpływu źródeł PV i akumulatorów na zdolności integracyjne sieci nn dr inż. Krzysztof Bodzek
Politechnika Śląska Centrum Energetyki Prosumenckiej Konwersatorium Inteligentna Energetyka Energetyka prosumencka na jednolitym rynku energii elektrycznej OZE Analiza wpływu źródeł PV i akumulatorów na
Bardziej szczegółowoRAPORT MIESIĘCZNY. Grudzień Towarowa Giełda Energii S.A. Rynek Dnia Następnego. Średni Kurs Ważony Obrotem [PLN/MWh]
RAPORT MIESIĘCZNY Towarowa Giełda Energii S.A. Rynek Dnia Następnego Średni Kurs Ważony Obrotem [PLN/MWh] 150,00 140,00 średni kurs ważony obrotem kurs max kurs min Grudzień 2003 130,00 120,00 110,00 100,00
Bardziej szczegółowoG-10.4(P)k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego
MINISTERSTWO ENERGII Nazwa i adres jednostki sprawozdawczej G-10.4(P)k Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego www.me.gov.pl Agencja Rynku Energii S.A. Portal sprawozdawczy
Bardziej szczegółowoKonstancin-Jeziorna, 15 listopada 2014 r.
Konstancin-Jeziorna, 15 listopada 2014 r. Informacja PSE S.A. w sprawie zdolności przesyłowych dla wymiany transgranicznej, udostępnianych w ramach aukcji rocznej na 2014 rok organizowanej przez Biuro
Bardziej szczegółowo