ZAOPATRZENIE WARSZAWY W ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ vs POTENCJALNY STAN WYSTĄPIENIA DEFICYTU MOCY I ENERGII ELEKTRYCZNEJ. Waldemar Kamrat Politechnika Gdańska

Transkrypt

1 ZAOPATRZENIE WARSZAWY W ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ vs POTENCJALNY STAN WYSTĄPIENIA DEFICYTU MOCY I ENERGII ELEKTRYCZNEJ Waldemar Kamrat Politechnika Gdańska 1. Wstęp Zaopatrzenie ludności w energię elektryczną stanowi jedno z kluczowych zadań organów administracji publicznej[42].specyfika działania systemów elektroenergetycznych wymaga dynamicznego i ciągłego bilansowania popytu i podaży energii elektrycznej w sytuacjach normalnej eksploatacji i w sytuacjach kryzysowych. W szczególności w sytuacji awaryjnej powinno mieć miejsce zastosowanie procedur mających przywrócić bilans popytu i podaży mocy elektrycznej. Jest to niezwykle istotne w procesach zarzadzania tzw. infrastrukturą krytyczną. Instytucje odpowiedzialne za zarządzanie w sytuacjach kryzysowych wskazuje ustawa z dnia r. o zarządzaniu w sytuacjach kryzysowych [29] oraz rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 3 grudnia 2002 r. [24,41]. Zgodnie z definicją, pochodzącą ze wspomnianej ustawy o zarządzaniu kryzysowym, infrastruktura krytyczna to systemy oraz wchodzące w ich skład powiązane ze sobą funkcjonalne obiekty, w tym: obiekty budowlane, urządzenia, instalacje, usługi kluczowe dla bezpieczeństwa państwa i jego obywateli oraz służące zapewnieniu sprawnego funkcjonowania organów administracji publicznej, a także instytucji przedsiębiorców [14]. Obejmuje ona systemy[41]: zaopatrzenia w energię i paliwa; łączności i sieci teleinformatyczne; finansowe; zaopatrzenia w żywność i wodę; ochrony zdrowia ;transportowe i komunikacyjne; ratowniczezapewniające ciągłość działania administracji publicznej; produkcji, składowania, przechowywania i stosowania substancji chemicznych i promieniotwórczych(w tym rurociągi substancji niebezpiecznych). W ramach działania systemu zaopatrzenia w energię elektryczną, szczególnym przypadkiem sytuacji kryzysowej jest stan deficytu mocy i energii elektrycznej[41]. Może on powstać w przypadku braku możliwości zbilansowania podaży z popytem mocy elektrycznej na poziomie Krajowej Dyspozycji Mocy (KDM) lub Obszarowej Dyspozycji Mocy (ODM). Obszar działania KDM zarządzany jest przez operatora sieci przesyłowej (OSP), a strefy podległe ODM zarządzane są przez operatorów sieci dystrybucyjnej (OSD). Na poziomie KDM decyzję o potrzebie ograniczania mocy elektrycznej OSP podejmuje autonomicznie, ustalając z lokalnymi OSD jedynie poziom mocy do ograniczenia na ich obszarze działania [16,41]. W Polsce operatorem sieci przesyłowej jest PSE Operator. W warunkach polskiej transformacji ustrojowej i gospodarczej istotne stają się zarówno zarzadzanie infrastrukturą elektroenergetyczną, instytucjonalizacja, jak i sposoby zarządzania bezpieczeństwem energetycznym. Są one pochodną [42]: 1. cech ustrojowo - systemowych, co oznacza podział odpowiedzialności za bezpieczeństwo energetyczne, w ujęciu podmiotowym, między administrację publiczną (rządową oraz samorządową) i operatorów energetycznych systemów sieciowych: zdefiniowanie jej zakresu oraz przyporządkowanie im mechanizmów i narzędzi realizacji, 2. sytuacji dziedzin gospodarki energetycznej (ujęcie przedmiotowe), 3. czynnika czasu (czasu reakcji i czasu działania : bezpieczeństwo sekundowe, krótkoterminowe, długoterminowe), właściwego zarówno dla danego podmiotu, jak i przedmiotu zarządzania.

2 4. Odpowiedzialność administracji wiąże się raczej z bezpieczeństwem utożsamianym z okresem czasu, zaś bezpieczeństwo sekundowe z funkcjonowaniem operatorów : systemu przesyłowego, systemów dystrybucyjnych. W szczególności dotyczy to zagadnień możliwości zastosowania perspektywicznych technologii wytwórczych (w aspekcie wpływu źródeł rozproszonych na usługi regulacyjne) oraz nowego spojrzenia na problematykę zarządzania usługami regulacyjnymi w warunkach rynkowych. Odpowiedzialność za bezpieczeństwo energetyczne wymaga rozpoznania i uwzględniania charakterystycznych cech podsektorów energii, stopnia ich zaawansowania w rynkowej restrukturyzacji, niezbędności i mobilności zasobów krajowych z punktu widzenia struktury paliw pierwotnych, a także ich podatności na innowacje i znaczący postęp technologiczny i techniczny w niezbyt odległej perspektywie czasowej[2,3,41]. Właściwe jest zatem mówienie o jakości dostaw energii elektrycznej, jakości zasilania energią elektryczną, czy też o jakości zaopatrywania odbiorców w energię elektryczną. Problem jakości zaopatrywania odbiorców w energię elektryczną można podzielić na trzy zagadnienia (rys. 1[2,3]). Rys. 1. Relacje między niezawodnością dostawy i jakością dostarczanej energii(wg J.Paski[2]) 2

3 Włączanie niezawodności dostawy do cech jakościowych energii elektrycznej a zatem utożsamianie jakości energii z jakością zasilania jest błędne, ponieważ czym innym jest proces dostarczania "towaru" (energii elektrycznej), charakteryzowany przez jakość jego realizacji - niezawodność; a czym innym są istotne parametry tego towaru, określające przez swoje wartości jego jakość - jakość energii elektrycznej[2,3 ]. 2.Ogólna charakterystyka zasilania Warszawy w energię elektryczną Miasto stołeczne Warszawa stolica kraju i województwa mazowieckiego, jest największym miastem w Polsce pod względem liczby ludności ( mieszkańców, stan na 30 czerwca 2014) i powierzchni (517,24 km² łącznie z Wisłą, stan na 1 stycznia 2013)[43 ]. Warszawa jest ośrodkiem naukowym, kulturalnym, politycznym oraz gospodarczym na skalę europejską. Tutaj znajdują się siedziby Prezydenta, Sejmu i Senatu, Rady Ministrów, Narodowego Banku Polskiego oraz innych instytucji i władz centralnych. Warszawa jest także siedzibą agencji Frontex odpowiedzialnej za bezpieczeństwo granic zewnętrznych Unii Europejskiej. W poszczególnych dzielnicach Warszawy zamieszkuje populacja ludności, jak przedstawiono w tabl.1[43]. Tabl.1. Ludność Warszawy z podziałem na dzielnice [43 ] Dzielnica Ludność [osób] Gęstość Powierzchnia [osób/km²] [km²] Mokotów ,42 Praga-Południe ,38 Ursynów ,79 Wola ,26 Bielany ,34 Targówek ,22 Śródmieście ,57 Bemowo ,95 Białołęka ,04 Ochota ,72 Wawer ,70 Praga-Północ ,42 Ursus ,36 Żoliborz ,47 Włochy ,63 Wilanów ,73 Rembertów ,30 Wesoła ,94 Warszawa jest strategicznym węzłem elektroenergetycznym zasilanym z pierścienia warszawskiego siecią NN, jak pokazano na rys.2 ( przy czym na rysunku nie pokazano stacji elektroenergetycznej SE Ołtarzew; ponadto stacja SE Towarowa jest zasilana dwiema liniami 220 kv, lecz jedna pracuje jako linia 110kV w koordynacji z PSE). 3

4 Rys.2.Ogólny schemat zasilania elektroenergetycznego[4,5] Odbiorcy energii elektrycznej (oprócz dzielnicy Wesoła) zasilani są głównie z sieci dystrybucyjnej RWE Stoen Operator (dzielnica Wesoła jest zasilana siecią PGE Dystrybucja O/Warszawa). RWE Stoen Operator zarządza siecią elektroenergetyczną stolicy i realizuje zadania operatora systemu dystrybucyjnego (rys.3[1,4,5]). 4

5 Rys. 3. Obszar działania RWE Stoen Operator[1,4,5] Sieć elektroenergetyczna pod względem obszarowym nie jest rozległa, jednak RWE Stoen Operator dostarcza energię do ponad 948 tys. klientów. Dokonując wielu modernizacji i inwestycji w nowe obiekty Operator posiada najnowocześniejszą sieć dystrybucyjną w Polsce mogącą sprostać rosnącym wymaganiom klientów[1]. Poniżej przedstawione są dane dotyczące sieci elektroenergetycznej na koniec roku 2013[1,4,5] : Linie elektroenergetyczne: Linie 220 kv (NN) napowietrzne: 8 km (dwutorowa, w tym praca 1 toru na napięciu 110 kv) Linie 110 kv (WN) napowietrzne: 389 km (w przeliczeniu na jeden tor) kablowe: 97 km Linie 15 kv (SN) napowietrzne: 293 km kablowe: 6723 km Linie 0,4 kv (nn) napowietrzne: 1338 km (bez przyłączy) kablowe: 5150 km (bez przyłączy) 5

6 220 kv: 1 Stacje elektroenergetyczne o napięciu górnym: 110 kv: kv: 6107 Z kolei PGE Dystrybucja O/Warszawa zasila w energię elektryczną jedynie odbiorców Wesołej. Ze względu na rozwój aglomeracji warszawskiej przedstawione dane ciągle ulegają zmianie, sieć jest stale rozbudowywana i modernizowana, co pozwala na utrzymywanie wysokich standardów dostaw energii do wszystkich klientów. Zapotrzebowanie na moc elektryczną godzinową dla typowej doby okresu jesiennego obrazuje tabl.2, a dla statystycznie najzimniejszej doby zimowej tabl.3. Tabl.2. Zapotrzebowanie na moc elektryczną dla typowej doby okresu jesiennego[ 1] Zapotrzebowanie na moc elektryczną z dnia: Godzina Moc [MW] 01: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

7 23: : Statystyki z dnia: Zapotrzebowanie min: MW Zapotrzebowanie max: MW Średnie zapotrzebowanie: MW Tabl.2.Zapotrzebowanie na moc elektryczną dla statystycznie najzimniejszej doby zimowej[1] Zapotrzebowanie na moc elektryczną z dnia: Godzina Moc [MW] 01: : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : :

8 23: : Statystyki z dnia: Zapotrzebowanie min: MW Zapotrzebowanie max: MW Średnie zapotrzebowanie: MW Jak wynika z zestawień mocy godzinowej maksymalne zapotrzebowanie to poziom ok.1242 MW. W obecnych warunkach eksploatacji sieci możliwości przyłączania nowych odbiorców określone przez OSD podano w Załączniku. 3.Kontekst formalno-prawny zarządzania infrastrukturą krytyczną zaopatrzenia w energię [41] 3.1 Uwagi ogólne Bezpieczeństwo energetyczne jest zdefiniowane w ustawie Prawo Energetyczne jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska. Przyjmując za podstawę ustawową definicję (Ustawa Prawo Energetyczne) można określić zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju jako zespół działań zmierzających do stworzenia takiego systemu prawno-ekonomicznego, który wymuszałby[4,5]: 1) pewność dostaw, 2) konkurencyjność, 3) spełnienie wymogów ochrony środowiska. Bezpieczeństwo energetyczne jest zatem kategorią społeczno-ekonomiczną, w której można wyróżnić bezpieczeństwa cząstkowe, określone w odniesieniu do poszczególnych form czy nośników energii, np.: bezpieczeństwo elektroenergetyczne, bezpieczeństwo zaopatrzenia w ciepło itp. W przypadku tzw. sieciowych nośników energii, jak energia elektryczna, gaz, ciepło sieciowe; o stanie bezpieczeństwa energetycznego w dużym stopniu decyduje też poziom funkcjonowania odpowiedniego systemu energetycznego, czyli jego niezawodność. Sprowadzając zagadnienie bezpieczeństwa do elektroenergetyki w opinii K.i Wł.Bielińskich rozróżnia się m. in.[41 ]: bezpieczeństwo elektroenergetyczne, które obejmuje dostawę energii elektrycznej oraz sferę racjonalizacji jej użytkowania, a także uwzględnia koszt spełnienia normatywnych wymagań ochrony środowiska, bezpieczeństwa ludzi oraz funkcjonowania infrastruktury krytycznej; bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, jako bezpieczeństwo funkcjonalne pracy połączonego systemu elektroenergetycznego oraz techniczne bezpieczeństwo urządzeń i obiektów składających się na połączony system, a także bezpieczeństwo środowiska, na które te urządzenia i obiekty oddziaływają [22,41]; bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, jako zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci 8

9 elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z jej zapotrzebowaniem [32]; zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, jako stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię [32]. Niezawodność dostawy energii elektrycznej identyfikowana jest przez[41]: wystarczalność - zdolność systemu do pokrywania zagregowanego zapotrzebowania mocy i energii wszystkich odbiorców przez cały rozpatrywany okres, przy uwzględnieniu planowanych i nieplanowanych odstawień elementów systemu, bezpieczeństwo - zdolność systemu do funkcjonowania i realizacji swych funkcji mimo występowania nagłych zakłóceń. Nagłe zakłócenia mogą wynikać z różnych przyczyn awaryjnych takich jak[41]: zwarcia w linii zasilającej, uszkodzenia urządzeń, ograniczenia ruchowe, utrata zdolności systemu do utrzymania pracy synchronicznej obszarów regulacyjnych np. na skutek deficytu mocy elektrycznej, gwałtowne zjawiska atmosferyczne. Tego typu awarie mogą spowodować sytuacje kryzysowe i doprowadzić system elektroenergetyczny do rozległych awarii. Przyczyny występowania awarii sieci elektroenergetycznych mogą być bardzo różne[41]: warunki atmosferyczne: o silne wiatry, o opady atmosferyczne (mokrego śniegu), o wyładowania atmosferyczne, o silne oblodzenia - sadź, lub inne takie jak: o zwierzęta i ptaki, o wady urządzeń technicznych, o działalność osób postronnych, wandalizm, terroryzm, o błędy obsługi. Stan zagrożenia KSE może być spowodowany w szczególności [26,41]]: brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej zapotrzebowanie energii elektrycznej, brakiem dyspozycyjności zdolności przesyłowych, zapewniających dotrzymanie parametrów jakościowych w węzłach odbiorczych, działaniami wojennymi lub atakami terrorystycznymi, rozległością terytorialną systemu, brakiem lub ograniczonymi możliwościami korzystania z pomocy awaryjnej ze strony sąsiednich systemów, niewłaściwą koordynacją automatyk systemowych i zabezpieczeń, 9

10 zawodnością systemów informatycznych, telekomunikacyjnych, monitorowania i sterowania. Z uwagi na poważne zagrożenia wynikające z tego typu sytuacji powinny być wcześniej opracowane procedury umożliwiające operatorom sieci elektroenergetycznych działanie arbitralne czasowo, zawieszające mechanizmy rynkowe. Specyfika działania systemu elektroenergetycznego wymaga dynamicznego i ciągłego bilansowania popytu i podaży energii elektrycznej. Zastosowanie procedur ma przywrócić bilans popytu i podaży mocy elektrycznej w sytuacji awaryjnej[41]. 3.2.Prawo i procedury postępowania[41] Zasady dystrybucji energii w sytuacjach kryzysowych w Polsce bazują na następujących dokumentach: ustawa Prawo energetyczne z dnia r. z późniejszymi zmianami, rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, ze zmianami z dnia r., rozporządzenie Rady Ministrów z dnia r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych oraz w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej lub ciepła, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej obowiązująca na obszarze zarządzanym przez OSP, Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej obowiązująca na terenie lokalnego OSD, plan na wypadek katastrofy przygotowany przez lokalnego OSD. Plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej powstają na poziomie OSD i są wprowadzane w systemie w przypadku[biel]: deficytu mocy elektrycznej w SEE, ograniczeń spowodowanych awariami w sieci elektroenergetycznej. W obu przypadkach lokalni OSD wprowadzają ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wg następujących trybów: normalny, awaryjny. Podczas realizacji działań w trybie normalnym ograniczenia w poborze energii elektrycznej[41]: dotyczą odbiorców o mocy umownej powyżej 300 kw, realizowane są przez odbiorców, stosownie do komunikatów operatora systemu przesyłowego o obowiązujących stopniach zasilania, wprowadzane są zgodnie z planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej i określa się je w stopniach zasilania od 11 do 20. o o 11 - jedenasty stopień zasilania oznacza pobór mocy do wysokości określonej w planie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej (może to być pobór w wysokości mocy umownej), od 12 do 19 oznaczają pobór mocy do wysokości ustalonej w danym stopniu zasilania w planie ograniczeń, w czasie jego obowiązywania, 10

11 o 20 dwudziesty stopień zasilania oznacza pobór mocy do wysokości minimum ustalonego w planie ograniczeń (uzgodnionej mocy bezpiecznej w umowie) [41]. Wszyscy odbiorcy objęci ograniczeniami w trybie normalnym są corocznie powiadamiani o wielkościach mocy ograniczeń i zasadach ich wprowadzania w formie pisemnej przez lokalnego OSD [17, 25,41]. Szczegóły sposobu reakcji odbiorcy na ogłoszony stopień zasilania określa się na etapie uzgodnień umowy o dostarczanie energii elektrycznej np. przez wyznaczenie mocy minimalnej, pozwalającej odbiorcy uniknąć znacznych strat oraz zagrożeń zdrowia i życia załogi. Jest to dogodny moment dla odbiorców do negocjowania warunków rozliczeń za zużycie energii elektrycznej oraz bonifikat z tytułu poddawania się procedurom ograniczania poboru mocy[41]. Ograniczenia realizowane w trybie awaryjnym mogą być wykonane w dwóch wariantach[41]: wyłączenia realizowane przez służby dyspozytorskie w tym: o wyłączenia awaryjne odbiorców zrealizowane w czasie do 1 godziny od wydania polecenia, poprzez wyłączenie linii i stacji SN. Przyjmuje się dziewięciostopniową skalę wyłączeń awaryjnych od A1 do A9. Wyłączenie awaryjne w skali A9 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy o 15%, o wyłączenie katastrofalne odbiorcy zrealizowane w czasie do 30 min od wydania polecenia, poprzez wyłączenie linii 110 kv i transformatorów 110 kv/sn. Przyjmuje się trójstopniową skalę wyłączeń katastrofalnych od SK1 do SK3. Wyłączenie katastrofalne w stopniu SK3 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy o kolejne 15%. W zasadzie przyjmuje się, że wyłączenia katastrofalne realizowane są po stwierdzeniu braku skuteczności wyłączeń awaryjnych. wyłączenia realizowane samoczynnie przez automatykę zabezpieczeniową: o operator systemu przesyłowego określa zmiany wartości mocy wyłączanych przez automatykę samoczynnego częstotliwościowego odciążania (SCO) z podziałem pomiędzy poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych, w terminach do końca marca każdego roku, o wartości mocy są obliczane dla poszczególnych stopni SCO w odniesieniu do szczytowego obciążenia KSE. Poszczególne stopnie SCO są ustalane dla zakresu częstotliwości między wartością górną 49 Hz i dolną 47,5 Hz. Operator systemu przesyłowego (OSP) w porozumieniu z operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD) ustala wartości obniżenia poboru mocy z sieci przesyłowej przez sieci dystrybucyjne, w poszczególnych stopniach wyłączeń awaryjnych i katastrofalnych. Zgodnie z ostatnimi zmianami w ustawie Prawo energetyczne OSP może wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej nie dłużej niż na okres 72 godzin [32,41]]. Plany ograniczeń awaryjnych i katastrofalnych to procedury wprowadzone przez operatora systemu przesyłowego, pozwalające na uzyskanie efektów w stosunkowo krótkim czasie (około godziny). Ograniczenia realizowane są przez operatorów systemów dystrybucyjnych jako ręczne wyłączenia wytypowanych linii 15 kv, wyprowadzonych ze stacji 110/15 kv. Procedura pozwala na skuteczną likwidację zagrożeń utraty ciągłości zasilania w określonych obszarach systemu. Wyłączenie linii ma spowodować ograniczenie zapotrzebowania na moc elektryczną danego obszaru, aby uchronić system przed globalnym blackou tem[41]. Natomiast plan na wypadek katastrofy jest dokumentem, w którym zawarte są procedury wewnętrzne dotyczące przywracania zasilania w energię elektryczną w przypadku wystąpienia masowych wyłączeń spowodowanych między innymi klęskami żywiołowymi [17]. 11

12 W sytuacjach kryzysowych lokalni operatorzy systemów dystrybucyjnych współpracują ze specjalistycznymi instytucjami, służbami, inspekcjami, strażą pożarną. Jednak przede wszystkim współdziałają z operatorem systemu przesyłowego OSP, z innymi (głównie sąsiednimi) OSD, a także ze służbami energetycznymi odbiorców i wytwórców. Sposób postępowania w przypadku awarii systemowej opisuje plan odbudowy systemu elektroenergetycznego, który pokazano na rys.4 [ 41]. Awaria systemowa KSE Plan odbudowy KSE Działania przygotowawcze przed odbudową LOKALNA Postępowanie operatywne wg bieżących wytycznych prowadzenia ruchu Identyfikacja stanu jednostek wytwórczych (OSP-KDM, ODM-y, DIRE) Praca z obciązeniem potrzebami własnymi (PPW) lub wyspą (PWE) KATASTROFALNA Postępowanie operatywne wg instrukcji dyspozytorskich odbudowy systemu - KDM i podsystemy - ODM Identyfikacja stanu KSE, sprawdzenie poprawności pracy systemów łączności ruchowej OSP (KDM, ODM-y), OSD (ZDR / ZDM) Postój n-godziny wszystkich bloków elektrowni Przygotowanie sieci elektroenergetycznej do odbudowy OSP KDM, ODM-y, OSD - ZDR / ZDM Tworzenie torów rozruchowych OSP-ODM, OSD - ZDR / ZDM Podział sieci 110 kv na wyspy obciążeniowe wg opracowanych planów OSD - ZDR / ZDM Podział sieci 110 kv na wyspy obciążeniowe wg opracowanych planów OSD - ZDR / ZDM Proces odbudowy zgodny z opracowaną strategią Odbudowa źródeł wytwórczych z pracy na PPW lub z zewnętrznego źródła rozruchowego PWE (DIRE) Stopniowe obciążanie źródeł wytwórczych (elektrownie i EC) odbiorami tworzonych wysp obciążeniowych OSP-ODM, OSD - ZDR / ZDM Równoległe tworzenie obszarów zasilania elektrowni OSP-KDM, ODM-y, Odłączenie obciążeń stacji 110 kv/sn w celu zapewnienia odpowiednich warunków obciążania bloków OSD - ZDR / ZDM Synchronizacja utworzonych obszarów zasilania elektrowni (wysp), synchronizacja z sąsiednimi systemami OSP KDM, ODM-y Rys.4. Schemat postępowania w ramach planu odbudowy KSE. Źródło [29,41] 12

13 3.3.Opis procedur postępowania przy wprowadzaniu ograniczeń[41] Ograniczenia wprowadzane w trybie normalnym są czasochłonne gdyż wymagają uzgodnień z organami regulacyjnymi. Ograniczenia te można zastosować jedynie w przypadku dającego się przewidzieć ze znacznym wyprzedzeniem, deficytu mocy wytwarzanej w obszarze KSE. Dotyczą one większych odbiorców energii elektrycznej pobierających moc powyżej 300 kw[41]. Nie dotyczy to już ograniczeń awaryjnych i katastrofalnych realizowanych przez OSD na polecenie OSP jako ręczne wyłączenia zestawów linii SN w sieci dystrybucyjnej w czasie do 1 godziny od wydania polecenia. Ten sposób wprowadzania ograniczeń nazywano awaryjnym wyłączeniem dyspozytorskim. Innym przypadkiem jest wystąpienie zjawisk o dużej dynamice zmiany stanów, gdy krytycznym czynnikiem jest szybkość podejmowanych działań. W tym przypadku wykorzystywane są dostępne środki techniczne działające automatycznie (SCO), z pominięciem czynnika ludzkiego. Specyfika awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich polega przede wszystkim na tym, że wprawdzie o potrzebie ich stosowania decydują cechy deficytu mocy, do których zaliczyć można jego głębokość, czas trwania oraz okres doby, w którym deficyt miał miejsce, lecz w rezultacie końcowym od decyzji dyspozytora zależy to, które linie zostaną wyłączone i jak długo wyłączenia te będą trwały[41]. Wyżej wymienione czynniki sprawiają, że częstość stosowania wyłączeń dyspozytorskich konkretnych linii SN ulega cyklicznym zmianom, przy czym na szczególne wyróżnienie zasługują zmiany w cyklach dobowych i rocznych. Od dyspozytora sterującego procesem rozdziału awaryjnych wyłączeń dyspozytorskich linii zależy w dużej mierze jak często będą powtarzały się wyłączenia dyspozytorskie poszczególnych linii oraz jakie zostaną przyjęte sposoby ostrzegania odbiorców o mających wystąpić wyłączeniach. Ze względu na zwiększoną wrażliwość odbiorców, zrezygnowano z tzw. mrugania wyprzedzającego wyłączenie zasilania linii. Obecnie ostrzeżenie odbiorców odbywać się może przez ogłaszanie komunikatów radiowych, telefonicznych lub informowanie przez Internet. Wystąpi potrzeba obowiązku śledzenia przez odbiorców treści komunikatów oraz ewentualnych zmian w ich treści[41]. Obecnie przyjmuje się, że potrzeba ograniczeń wprowadzanych w trybie normalnym i awaryjnym może pojawić się niezależnie, lecz nie można wykluczyć wystąpienia jednoczesnego. Można zatem przyjąć, że procedury postępowania są różne na okoliczność wystąpienia różnych stanów pracy systemu elektroenergetycznego. Można także przyjąć, że stan deficytu mocy (energii) elektrycznej może mieć różny charakter. Może to być deficyt krótkotrwały (incydentalny) lub długotrwały (permanentny). Niewątpliwie podstawowym kryterium, którym powinien się kierować dyspozytor (OSD), wprowadzający wyłączenia linii według określonej strategii (planu) jest skuteczność działań zmierzających do ograniczenia poboru mocy przez odbiorców do wymaganego (postulowanego) poziomu. Mogłoby to w praktyce oznaczać kilku lub kilkunastogodzinne wyłączenia linii z największymi wartości mocy pobieranej i z możliwością najszybszego zrealizowania operacji łączeniowych. Prowadziłoby to do bardzo dużych uciążliwości. Dlatego, zdaniem autorów powinno się brać pod uwagę kryterium ekonomiczne. W tym celu należałoby rozpoznać problem strat z tytułu niedostarczenia energii elektrycznej[41]. Dyspozytor podejmując decyzję w trybie awaryjnym o wyłączeniu wybranych linii SN, ze względu na permanentny deficyt mocy elektrycznej w KSE, musi zdawać sobie sprawę z konsekwencji ekonomicznych, technicznych, technologicznych oraz ekologicznych, jakie poniosą odbiorcy energii elektrycznej podłączeni do linii podlegających wyłączeniu. W latach 1979 i 1980 oszacowano tylko straty gospodarcze spowodowane ograniczeniami w dostawie energii elektrycznej do odbiorców na odpowiednio 100 i 70 mld złotych [31,41]. 13

14 Analiza skutków gospodarczych niedostarczenia energii elektrycznej do odbiorców jest zagadnieniem niezmiernie ważnym. Zagadnieniu temu poświęcano wiele prac naukowych. Dotyczyły one zasadniczo kosztów ponoszonych przez odbiorców przemysłowych [33,34,35,36, 37,38,39,40,41], ale również odbiorców komunalno-bytowych [30,41]. Wyniki badań przeprowadzonych w Polsce w latach 70-tych i 80-tyvh ubiegłego wieku utraciły aktualność wobec zmian społeczno-gospodarczych, które miały miejsce po roku Ten fakt uzasadnia celowość podjęcia nowych badań uwzględniających aktualny stan organizacyjno-prawny w Polsce[41]. Koszty strat wynikających z niedostarczenia energii elektrycznej można podzielić na trzy grupy[41]: koszty ponoszone przez dystrybutora energii elektrycznej, wynikające z utraty przychodów, kosztów upustów i bonifikat dla odbiorców oraz kosztów odbudowy systemu w przypadku awarii, koszty ponoszone przez odbiorców przemysłowych: z tytułu niewykonania planów produkcyjnych lub opóźnień w terminach dostaw, ponownych rozruchów technologicznych, zniszczeń surowców i materiałów, opłat postojowych dla pracowników, kosztów ponoszonych przez odbiorców komunalno-bytowych z tytułu przymusowej bezczynności, zniszczeń artykułów spożywczych, pogorszeniem się warunków sanitarno-zdrowotnych [30,31,41]. Można tu wymienić czynniki mające wpływ na wartość strat [31,41]. Należą do nich: czas trwania wyłączenia, częstość powtarzania wyłączeń (czas ponownego wyłączenia), element zaskoczenia wyłączeniem zasilania, moment (np. doby) rozpoczęcia wyłączenia. Dlatego jednym z kryteriów doboru linii SN do zestawu podlegającego wyłączeniom dyspozytorskim, powinny być uwzględnione koszty strat wynikających z przymusowej bezczynności. Straty te mogą ulegać znacznemu zwiększeniu, w przypadku częstego powtarzania wyłączeń[41]. Poważne skutki ekonomiczne omawianych ograniczeń stały się przyczyną podjęcia szeregu prac badawczych z zakresu zasad wprowadzania i skutków ograniczania mocy pobieranej z systemu. W większości przypadków prace te dotyczyły problemu prawidłowej oceny skutków wprowadzenia w trybie normalnym ograniczeń w dostawie energii elektrycznej do odbiorców, a także prowadzeniu poszukiwań skutecznych metod racjonalnego rozdziału dyspozytorskich ograniczeń pomiędzy odbiorców, względnie pomiędzy poszczególne odbiorniki w zakładach przemysłowych. Pomijano zaś problem związany z awaryjnymi wyłączeniami dyspozytorskimi linii lub co najwyżej sygnalizując możliwość ich stosowania [31,39,41]. Innym problemem jest wybór koncepcji sterowania czasem wyłączenia poszczególnych linii. W koncepcjach należy uwzględnić: stosowanie stref zastrzeżonych i ochronnych, ograniczeń czasowych i ilościowych wyłączeń w dobie, ewentualną konieczność stosowania rotacji (cykliczności) wyłączeń tych samych linii, czasy powtarzania wyłączeń. Wymienione parametry powinny być uzależnione od stopnia zasilania w skali awaryjnych wyłączeń zasilania od A1 A9 oraz wyłączeń katastrofalnych w skali od SK1 do SK3. Należy również uwzględnić możliwości zdalnego sterownia wybranych odcinków linii SN, z uwzględnieniem listy stref i odbiorców zastrzeżonych[41]. 14

15 4.Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Warszawy 4.1 Uwagi ogólne Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Warszawy jest związane z niezawodnością zasilania odbiorców w energię elektryczną. Do jego oceny są przydatne wskaźniki niezawodności dostaw. Wskaźniki niezawodności dostaw energii jak również standardy jakościowe obsługi odbiorców w Polsce określa także rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623). W rozdziale 10. tego rozporządzenia określone są parametry napięcia zasilającego(dopuszczalne odchylenia częstotliwości i napięcia, współczynniki odkształcenia napięcia, zawartość poszczególnych harmonicznych), dopuszczalny łączny czas wyłączeń awaryjnych w roku oraz maksymalny czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej. Ponadto, 42 rozporządzenia określa zestaw standardów jakościowych obsługi odbiorców (dotyczących m.in. przyjmowania reklamacji, usuwania zakłóceń, udzielania informacji) [7,4,5]. Wymagania dotyczące napięcia dostarczanej energii elektrycznej znajdują się w normie EN [8]. Dla oceny bezpieczeństwa elektroenergetycznego Warszawy przedstawiono wyniki analizy porównania wskaźników niezawodności dotyczących czasu trwania, częstości przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, niedostarczonej energii - odzwierciedlających tym samym poziom funkcjonowania elementów systemu, opracowane w Wydziale Energetyki Miejskiej Biura Infrastruktury miasta st. Warszawy[4,5]. 4.2 Zagadnienia formalno prawne dotyczące bezpieczeństwa energetycznego[4,5] Poziom bezpieczeństwa energetycznego zależy od wielu czynników, z których najważniejsze to stan lokalnego bezpieczeństwa energetycznego, tj. zdolność do zaspokojenia potrzeb energetycznych na szczeblu lokalnych społeczności. Gminna administracja samorządowa jest odpowiedzialna za zapewnienie energetycznego bezpieczeństwa lokalnego, w szczególności w zakresie zaspokojenia zapotrzebowania na energię elektryczną (...). Celem perspektywicznym miasta wynikającym z Polityki Energetycznej m. st. Warszawy do 2020r. przyjętej uchwałą Nr LXIX/2063/2006 Rady m.st. Warszawy z dnia 27 lutego 2006 r. jest zapewnienie odpowiedniego poziomu życia i standardu zasilania mieszkańców w energię i paliwa, w warunkach zrównoważonego rozwoju, (...), równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i ich klientów. Dla zrealizowania powyższego celu konieczne jest wykorzystywanie wszelkich możliwości i środków planistycznych, organizacyjnych i koordynacyjnych, w celu zwiększenia pewności zasilania Miasta w energię elektryczną [6,4,5]. Zagadnienia związane z jakością dostaw energii elektrycznej mają odzwierciedlenie w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 z późn. zm.). Zgodnie z jej art. 8 ust. 1, Prezes URE rozstrzyga sprawy sporne dotyczące ustalenia warunków świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, które to świadczenie nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości energii elektrycznej poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami. Artykuł 5 ust. 2 tej ustawy mówi, iż umowa o dostarczanie energii powinna zawierać co najmniej postanowienia dotyczące jakości, niezawodności i ciągłości dostarczania energii. Ponadto, do kompetencji Prezesa URE należy, zgodnie z art. 23 ust. 2 pkt 4 ustawy Prawo energetyczne, kontrolowanie parametrów jakościowych dostaw i obsługi odbiorców w zakresie obrotu energią elektryczną [5]. Wskaźniki niezawodności dostaw energii jak również standardy jakościowe obsługi odbiorców w Polsce określa także rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. 15

16 Nr 93, poz. 623). W rozdziale 10 tego rozporządzenia określone są parametry napięcia zasilającego (dopuszczalne odchylenia częstotliwości i napięcia, współczynniki odkształcenia napięcia, zawartość poszczególnych harmonicznych), dopuszczalny łączny czas wyłączeń awaryjnych w roku oraz maksymalny czas trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej. Ponadto, 42 rozporządzenia określa zestaw standardów jakościowych obsługi odbiorców (dotyczących m.in. przyjmowania reklamacji, usuwania zakłóceń, udzielania informacji) [7,4,5]. W analizie porównano wskaźniki dominującego w Warszawie Operatora Systemu Dystrybucyjnego RWE Stoen Operator Sp. z o.o. oraz PGE Dystrybucja SA Oddział Warszawa( zasilającego Wesołą) ze wskaźnikami głównych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w kraju [1,4,5]. Porównania dokonano za lata 2011, 2012 i Ocena niezawodności zasilania Warszawy w energię elektryczną[4,5] 5.1.Uwagi ogólne Zgodnie ze zmianami w Rozporządzeniu MINISTRA GOSPODARKI z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (DZ.U. Nr 93, poz 623 oraz z 2008 r Nr 30, poz 178 oraz nr 162, poz 1005) [12] w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, wprowadzonymi w dniu r., operatorzy systemu przesyłowego i dystrybucyjnego w terminie do 31 marca każdego roku są zobowiązani do podania do publicznej wiadomości wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego. Są to wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego[4,5]: 1) SAIDI - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców, 2) SAIFI - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw; 3)MAIFI - wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców. Istotne jest, aby dla każdego wskaźnika podać liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia. Wskaźniki SAIDI i SAIFI wyznaczane są oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw, przy czym : przerwy planowane - wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej; przerwy nieplanowane - spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Zgodnie z zapisami 40 ust.2 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 21 sierpnia 2008r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu 16

17 elektroenergetycznego, przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej w zależności od czasu ich trwania dzieli się na przerwy[4,5]: 1) przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę; 2) krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty; 3) długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin; 4) bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny; 5) katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny. Wskaźniki posłużyły do oceny kompleksowej niezawodności zasilania Warszawy przy uwzględnieniu wskaźników systemowych KSE, takich jak[4,5]: ENS wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny, 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; AIT wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym, wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW. 5.2.Wskaźniki niezawodności RWE Stoen Operator[4,5] Poniżej zestawiono w tabl.3-8 przedstawiono odpowiednio wskaźniki niezawodności w latach dla RWE Stoen Operator i PGE Dystrybucja. Tabl. 3. Wskaźniki przerw - dane za 2011 rok RWE Stoen Operator [4,5] Wskaźnik Przerwy Przerwy Przerwy planowane nieplanowane łączne SAIDI bez przerw katastrofalnych (min) 14,97 60,12 75,09 SAIDI z przerwami katastrofalnymi (min) 15,84 61,48 77,32 SAIFI bez przerw katastrofalnych 0,1615 1,3375 1,499 SAIFI z przerwami katastrofalnymi 0,1615 1,3387 1,5002 MAIFI 0,4876 Liczba klientów Tabl.4. Wskaźniki przerw - dane za 2012 rok RWE Stoen Operator [4,5] 17

18 Tabl.5.Wskaźniki przerw - dane za 2013 rok RWE Stoen Operator[4,5] RWE: Wskaźnik Przerwy planowane Przerwy nieplanowane Przerwy łączne SAIDI bez katastrofalnych (min) 18,30 74,60 92,89 SAIDI z przerwami katastrofalnymi (min) 19,17 76,89 96,06 SAIFI bez przerw katastrofalnych 0,1285 1,4681 1,5965 SAIFI z przerwami katastrofalnymi 0,1285 1,4737 1,6022 MAIFI 0,0000 0,5482 0,5482 Liczba klientów Tabl.6. Wskaźniki przerw - dane za 2011 rok PGE Dystrybucja [4,5] Wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej Wskaźniki SAIDI SAIFI Typ przerwy z uwzględnieniem przerw katastrofalnych bez uwzględnienia przerw katastrofalnych Planowane 202,24 202,24 Nieplanowane 384,41 365,45 Planowane 1,04 1,04 Nieplanowane 4,87 4,67 MAIFI 3,98 Liczba obsługiwanych odbiorców Tabl.7. Wskaźniki przerw - dane za 2012 rok PGE Dystrybucja [4,5] 18

19 Tabl.8. Wskaźniki przerw - dane za 2013 rok PGE Dystrybucja [4,5] Wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej Wskaźniki SAIDI SAIFI Typ przerwy PGE Dystrybucja S.A. z uwzględnieniem przerw katastrofalnych bez uwzględnienia przerw katastrofalnych Planowane 184,14 184,14 Nieplanowane 343,37 315,93 Planowane 0,72 0,72 Nieplanowane 3,80 3,77 MAIFI 3,82 Liczba obsługiwanych odbiorców Szczególnego znaczenia nabiera zagadnienie zapewnienia bezpieczeństwa elektroenergetycznego Warszawskiego Węzła Elektroenergetycznego Dla oceny bezpieczeństwa elektroenergetycznego Warszawy dokonano analizy porównania wskaźników niezawodności dotyczących czasu trwania, częstości przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, niedostarczonej energii - odzwierciedlających tym samym poziom funkcjonowania elementów systemu, czyli niezawodność systemu elektroenergetycznego Warszawskiego Węzła Elektroenergetycznego (WWE). W analizie porównano wskaźniki dominującego w Warszawie Operatora Systemu Dystrybucyjnego RWE Stoen Operator Sp. z o.o. ze wskaźnikami głównych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) w kraju [1]. Porównania dokonano za lata 2011, 2012 i Rezultaty porównań zestawiono tabelarycznie ( tabl.9 15) i przedstawiono na rys.5 11[4,5]. Tabl.9. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane - bez przerw katastrofalnych [min/odb/rok] SAIDI RWE 60,12 58,92 74,6 SAIDI PGE 365,45 318,09 315,93 SAIDI ENEA 362,72 356,25 353,5 SAIDI ENERGA 418,7 221,1 235,7 SAIDI TAURON 231,45 197,51 192,9 Wartość średnia (z trzech rozpatrywanych lat, tj. roku 2011, 2012 i 2013) SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego RWE Stoen Operator Sp. z o.o. - wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy nieplanowane (spowodowanej wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (bez uwzględnienia przerw trwających dłużej niż 24 godziny) dla lat 2011, 2012 i 2013: wyniosła 64,54 minut na mieszkańca Warszawy[4,5] Wartość średnia (z trzech rozpatrywanych lat, tj. roku 2011, 2012 i 2013) SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego PGE Dystrybucja S.A. - wskaźnika 19

20 przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) przerwy nieplanowane (spowodowanej wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (bez uwzględnienia przerw trwających dłużej niż 24 godziny) wyniosła w analizowanych latach [minut/odbiorcę/rok]. Wskaźnik był wyższy od SAIDI RWE o 268,61 minut. Oznacza to, że o 268,61 minut w roku mieszkaniec Warszawy miał krótszy przeciętny systemowy czas trwania przerwy długiej dla przerw nieplanowanych - bez przerw katastrofalnych od mieszkańca Lublina, Białegostoku, Łodzi, Rzeszowa, Skarżyska Kamiennej, Zamościa a nawet mieszkańca samej Warszawy (Dzielnica Wesoła)4,5]. [min/odb/rok] SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane - bez przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce 418,7 365,45 231,45 60,12 362,72 356,25 318,09 58,92 221,1 353,5 315,93 235,7 197,51 192, Lata SAIDI RWE SAIDI PGE SAIDI ENEA SAIDI ENERGA SAIDI TAURON 74,6 Rys. 5. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane - bez przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce[4,5] Zestawienie wartości SAIDI dla lat 2011, 2012 i 2013 operatorów elektroenergetycznych systemów dystrybucyjnych RWE Stoen Operator Sp. z o.o., PGE Dystrybucja S.A., ENEA Operator,ENERGA Operator S.A., TAURON DYSTRYBUCJA S.A. - wskaźników przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy nieplanowane (spowodowanej wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (bez uwzględnienia przerw trwających dłużej niż 24 godziny) pokazuje, że waha się on od 64,5 [min/odb] dla mieszkańca Warszawy w porównaniu do[4,5]: 207,28 [min/odb/rok] dla konsumenta energii Krakowa, Wrocławia, Częstochowy, Jeleniej Góry, Bielska-Białej, Tarnowa, Legnicy, Opola, Będzina, Wałbrzycha, Gliwic; 291,83 [min/odb/rok] dla mieszkańca Gdańska, Olsztyna, Elbląga, Kalisza, Koszalina, Płocka, Słupska, Torunia. 333,15 [min/odb/rok] dla odbiorcy Lublina, Białegostoku, Łodzi, Rzeszowa, Warszawy (Dzielnica Wesoła), Skarżyska Kamiennej, Zamościa; 20

21 357,5 [min/odb/rok] dla odbiorcy Poznania, Szczecina, Bydgoszczy, Gorzowa Wielkopolskiego, Zielonej Góry. Podsumowując, wartość powyższego wskaźnika SAIDI - przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane - bez przerw katastrofalnych dla odbiorców w Stolicy jest wielokrotnie niższa niż wartość analizowanego parametru w innych miastach Polski co świadczy o stabilnym poziomie bezpieczeństwa elektroenergetycznego w Warszawskim Węźle Elektroenergetycznym (WWE) i w samej Warszawie[4,5]. Tabl.10. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy planowane - bez przerw katastrofalnych [min/odb/rok] SAIDI RWE 14,97 16,04 18,3 SAIDI PGE 202,24 196,02 184,14 SAIDI ENEA 139,38 133,09 127,39 SAIDI ENERGA 130,4 83,7 71,1 SAIDI TAURON 151,12 164,63 159,69 Wartość średnia SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego RWE Stoen Operator Sp. z o.o. - wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy planowane (wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (trwających dłużej niż 24 godziny) wyniosła 16,43 minut na odbiorcę w Warszawie w latach 2011 do 2013[4,5]. Wartość średnia SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego PGE Dystrybucja S.A. - wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy planowane (wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (trwających dłużej niż 24 godziny) wyniosła w rozpatrywanych latach 194,13 [minut/odbiorcę/rok]. Wskaźnik był wyższy od SAIDI RWE o 177 minut. Oznacza to, że o 177 minut w roku mieszkaniec Warszawy miał przeciętny systemowy czas trwania przerwy długiej dla przerw planowanych - bez przerw katastrofalnych krótszy od mieszkańca Lublina, Białegostoku, Łodzi, Rzeszowa, Skarżyska Kamiennej, Zamościa a nawet mieszkańca samej Warszawy (Dzielnica Wesoła). 21

22 250 SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy planowane - bez przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce [min/odb/rok] ,24 151,12 139,38 130,4 196,02 164,63 133,09 83,7 184,14 159,69 127,39 71, ,97 16,04 18, Lata SAIDI RWE SAIDI PGE SAIDI ENEA SAIDI ENERGA SAIDI TAURON Rys. 6. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy planowane - bez przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce[4,5] Zestawienie wartości SAIDI operatorów elektroenergetycznych systemów dystrybucyjnych RWE Stoen Operator Sp. z o.o., PGE Dystrybucja S.A., ENEA Operator, ENERGA Operator S.A., TAURON DYSTRYBUCJA S.A. - wskaźników przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwającej dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy planowane (wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej) - bez przerw katastrofalnych (bez uwzględnienia przerw trwających dłużej niż 24 godziny) pokazuje (średnia z badanych trzech lat), że waha się on od 16,43 minut/odbiorcę dla mieszkańca Warszawy w porównaniu do: 95 [min/odb/rok] dla mieszkańca Gdańska, Olsztyna, Elbląga, Kalisza, Koszalina, Płocka, Słupska, Torunia; 133,3 [min/odb/rok] dla odbiorcy Poznania, Szczecina, Bydgoszczy, Gorzowa Wielkopolskiego, Zielonej Góry; 158,5 [min/odb/rok] dla odbiorcy energii Krakowa, Wrocławia, Częstochowy, Jeleniej Góry, Bielska-Białej, Tarnowa, Legnicy, Opola, Będzina, Wałbrzycha, Gliwic; 194,13 [min/odb/rok] dla odbiorcy Lublina, Białegostoku, Łodzi, Rzeszowa, Warszawy (Dzielnica Wesoła oraz część południowa Dzielnicy Wawer), Skarżyska Kamiennej, Zamościa. Podsumowując, wartość powyższego parametru SAIDI - przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy planowane - bez przerw katastrofalnych dla odbiorców w Stolicy jest wielokrotnie niższa niż wartość analizowanego parametru w innych miastach 22

23 Polski co świadczy o bardzo stabilnym poziomie bezpieczeństwa elektroenergetycznego w Warszawskim Węźle Elektroenergetycznym (WWE) i w samej Warszawie[4,5]. Tabela 11. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych [min/odb/rok] SAIDI RWE 61,48 59,73 76,89 SAIDI PGE 384,41 334,5 343,37 SAIDI ENEA 366,46 374,68 415,33 SAIDI ENERGA 472,9 225,1 283,9 SAIDI TAURON 234,55 199,78 196,16 Wartość średnia SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego RWE Stoen Operator Sp. z o.o. - Wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy nieplanowane (spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - z uwzględnieniem przerw katastrofalnych (trwających dłużej niż 24 godziny) wyniosła w powyższych latach 66 minut na mieszkańca Warszawy[4,5]. Wartość średnia SAIDI operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego PGE Dystrybucja S.A. - Wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - (trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy nieplanowane (spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - z uwzględnieniem przerw katastrofalnych (trwających dłużej niż 24 godziny) dla lat wyniosła 354 [minut/odbiorcę/rok]. Wskaźnik był wyższy od SAIDI RWE o 288 minut. Oznacza to, że o 288 minut w roku mieszkaniec Warszawy miał przeciętny systemowy czas trwania przerwy długiej dla przerw nieplanowanych - z uwzględnieniem przerw katastrofalnych krótszy od mieszkańca Lublina, Białegostoku, Łodzi, Rzeszowa, Skarżyska Kamiennej, Zamościa a nawet mieszkańca samej Warszawy (Dzielnica Wesoła)[4,5]. 23

24 SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce ,41 472,9 374,68 415, ,46 334,5 343,37 [min/odb/rok] ,55 225,1 199,78 283,9 196, ,48 59,73 76, Lata SAIDI RWE SAIDI PGE SAIDI ENEA SAIDI ENERGA SAIDI TAURON Rys. 7. SAIDI - Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej - przerwy nieplanowane - z uwzględnieniem przerw katastrofalnych dla dominującego OSD w Warszawie (RWE Stoen Operator) i głównych OSD w Polsce[4,5] Zestawienie wartości SAIDI [4,5] operatorów elektroenergetycznych systemów dystrybucyjnych RWE Stoen Operator Sp. z o.o., PGE Dystrybucja S.A., ENEA Operator Sp. z o.o., ENERGA Operator S.A., TAURON DYSTRYBUCJA S.A. - wskaźników przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin) - przerwy nieplanowane (spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej) - z uwzględnieniem przerw katastrofalnych (trwających dłużej niż 24 godziny) pokazuje (średnia wartość wskaźnika z lat 2011 do 2013), że waha się on od 66 minut dla mieszkańca Warszawy w porównaniu do[4,5]: 210 [min/odb/rok] dla konsumenta energii Krakowa, Wrocławia, Częstochowy, Jeleniej Góry, Bielska-Białej, Tarnowa, Legnicy, Opola, Będzina, Wałbrzycha, Gliwic; 327,3 [min/odb/rok] dla mieszkańca Gdańska, Olsztyna, Elbląga, Kalisza, Koszalina, Płocka, Słupska, Torunia. 24