METODYKA ANALIZY I OCENY NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO W WARUNKACH RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

Transkrypt

1 METODYKA ANALIZY I OCENY NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO W WARUNKACH RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Autor: Józef Paska ( Rynek Energii nr 12/2010) Słowa kluczowe: rynek energii elektrycznej, system elektroenergetyczny, niezawodność, analiza i ocena, metodyka Streszczenie. W artykule przedstawiono syntetyczny przegląd aktualnego stanu metodyki analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego. Przedstawiono dostępne modele, metody i narzędzia komputerowe wraz z obliczanymi wskaźnikami niezawodności i wymaganymi danymi. W końcowej części artykułu przedstawiono nowe kwestie, które pojawiły się wraz z rynkiem energii elektrycznej. Oznaczają one nowe wymagania co do niezawodności systemu elektroenergetycznego oraz metod analizy, które wpływają na zastosowanie opisanych metod i narzędzi. Nową ideą jest rozpatrywanie niezawodności zasilania w kategoriach ekonomicznego zarządzania ryzykiem. 1. NIEZAWODNOŚĆ SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO, DEKOMPOZYCJA I PODEJŚCIA METODYCZNE Według NERC (North American Electric Reliability Council), CIGRE i UCTE niezawodność systemu elektroenergetycznego (SEE) to pojęcie ogólne, obejmujące wszystkie miary zdolności systemu, zwykle wyrażone jako wskaźniki liczbowe, do dostarczania do wszystkich punktów zapotrzebowania energii elektrycznej o parametrach w granicach przyjętych standardów oraz w żądanych ilościach [4, 6, 8-11, 18-19, 24]. A zatem, jest to poziom funkcjonowania elementów systemu, skutkujący dostarczaniem do odbiorców (klientów) energii elektrycznej w wymaganej ilości i o parametrach mieszczących się w granicach ustalonych standardów. Niezawodność może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk. Niezawodność systemu elektroenergetycznego, obejmującego urządzenia wytwórcze i przesyłowe, powinna uwzględniać dwa podstawowe aspekty funkcjonalne systemu - wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną 1 (operational reliability), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność systemu do pokrywania zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię wszystkich odbiorców przez cały rozpatrywany okres, przy uwzględnieniu planowych i nieplanowych odstawień elementów systemu; a przez niezawodność operacyjną - zdolność systemu do funkcjonowania (w tym zachowania integralności) i realizacji swych funkcji pomimo występowania nagłych zakłóceń, jak np. zwarcia lub nagłe, awaryjne odstawienia elementów systemu. Wystarczalność określa zatem zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania w stanach ustalonych, niezawodność operacyjna zaś do przetrwania stanów przejściowych. W praktyce, pojęcie niezawodności systemu elektroenergetycznego obejmuje, zarówno zagadnienia wystarczalności, jak i niezawodności operacyjnej. Pierwsze dotyczy długoterminowego podejścia do problemu niezawodności i należy głównie do sfery zainteresowań działów planowania. Drugie dotyczy okresów krótkoterminowych leżących w sferze zainteresowań operatorów systemu. Analiza i ocena niezawodności może odnosić się do przeszłości (jest dokonywana ex post) lub do przyszłości (jest to wówczas niezawodność prognozowana). W obu sytuacjach wyznacza się wartości odpowiednich miar niezawodności wskaźników niezawodności. 1 Niekiedy określaną też mianem bezpieczeństwo (security).

2 Zwykle analizuje się niezależnie niezawodność podsystemów, składających się na SEE: wytwórczego, przesyłowego, dystrybucyjnego; a zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji, zasilania konkretnych odbiorców [1, 8-12]. Można również w systemie wyróżnić trzy poziomy hierarchiczne (rys. 1): poziom pierwszy (HL I) obejmujący urządzenia i obiekty wytwarzające energię elektryczną, poziom drugi (HL II) obejmujący łącznie obiekty i urządzenia do wytwarzania i przesyłania energii, poziom trzeci (HL III) obejmujący cały system, łącznie z dystrybucją. Struktura ta ciągle dobrze oddaje istotę funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, jednak obecnie należy mieć także na uwadze dodatkowe aspekty: występuje często podział wytwarzania i dystrybucji pomiędzy pewną liczbę niezależnych przedsiębiorstw, coraz większy jest udział wytwarzania w źródłach, wykorzystujących odnawialne zasoby energii (OZE) lub realizujących wytwarzanie skojarzone (źródła skojarzone), których rozwój jest wspierany dyrektywami UE i krajowymi regulacjami prawnymi. Ich praca często podlega ograniczeniom zewnętrznym (dostępność energii pierwotnej, wytwarzanie energii elektrycznej determinowane zapotrzebowaniem na ciepło, wymagany regulacjami prawnymi udział w sprzedaży energii odbiorcom finalnym przez przedsiębiorstwa obrotu itp.), zwiększa się wykorzystanie źródeł wytwarzania o małej skali w ramach systemu rozdzielczego, tworzących generację rozproszoną (GR) [13]. Te dodatkowe aspekty, oraz deregulacja i konkurencja, powodują że następuje decentralizacja kompetencji i odpowiedzialności za niezawodność. Zadanie zapewnienia niezawodności dostawy energii elektrycznej odbiorcom staje się zadaniem zdekomponowanym na wiele niezależnych podmiotów przedsiębiorstw energetycznych. Tym bardziej istotna staje się rola operatorów systemu elektroenergetycznego operatorów systemów rozdzielczych i przede wszystkim operatora systemu przesyłowego. Bilanse energetyczne HL 0 PSW Urz. i obiekty do wytwarzania HL I PSP SEE Urz. i i obiekty przesylowe przesyłowe HL II OZE & GR PSD Urz. Urz. i i obiekty dystrybucyjne HL III Rys. 1. Dekompozycja i poziomy hierarchiczne systemu elektroenergetycznego: SEE system elektroenergetyczny, PSW - system (podsystem) wytwórczy, PSP - system przesyłowy, PSD - system dystrybucyjny, OZE & GR - odnawialne źródła energii i generacja rozproszona

3 Można także uwzględnić jeszcze jeden poziom - HL 0, który odnosi się do całego rozpatrywanego obszaru i odzwierciedla dostępność zasobów i źródeł energii (w tym przypadku przetwarzanych na energię elektryczną) w relacji do zapotrzebowania. Analizy wykonywane na tym poziomie pozwalają na ocenę, z reguły dla dłuższego horyzontu czasowego, możliwości zrównoważenia bilansu energetycznego. Uwzględnia się tutaj lokalne zasoby energetyczne i ograniczenia ich pozyskiwania (np. zasoby hydroenergetyczne i warunki hydrologiczne) oraz możliwości i uwarunkowania importu. Efektem analiz na tym poziomie jest ocena bezpieczeństwa energetycznego kraju lub obszaru. Pierwszy poziom hierarchiczny systemu (HL I) jest tożsamy z pierwszą strefą funkcjonalną systemu elektroenergetycznego, z systemem wytwórczym. Na tym poziomie rozpatruje się niezawodność tzw. uproszczonego systemu elektroenergetycznego, którego sieć w warunkach normalnych i remontowych nie wprowadza ograniczenia dla wykorzystania mocy dyspozycyjnej węzłów wytwórczych do zasilania węzłów odbiorczych. Niezawodność takiego systemu jest to więc niezawodność wytwarzania energii elektrycznej w SEE, rozumiana jako gotowość elektrowni do pokrywania obciążeń (adequacy). Niekiedy w analizach na tym poziomie hierarchicznym uwzględnia się możliwość wymiany międzysystemowej. Przy ocenie niezawodności SEE na poziomie hierarchicznym HL II model: zdolność wytwórcza - obciążenie należy rozbudować o sieć przesyłową, czyli o zdolność przesłania wytworzonej mocy i energii. Obliczane są wskaźniki niezawodności dwojakiego typu: wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia oraz wskaźniki systemowe - dla całego systemu lub obszaru (na tym poziomie hierarchicznym). Nie są one konkurencyjne, lecz komplementarne. Wskaźniki systemowe dają ocenę całościową, zaś wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia stanowią miarę niezawodności systemu z punktu widzenia tych węzłów, a także dostarczają informacji wyjściowej dla analizy na następnym poziomie hierarchicznym. Analiza niezawodności SEE na trzecim poziomie hierarchicznym (HL III) stanowi najbardziej złożony problem, wymaga bowiem uwzględnienia wszystkich (trzech) stref funkcjonalnych systemu. Dlatego strefa funkcjonalna dystrybucji jest zazwyczaj rozpatrywana oddzielnie, a wskaźniki poziomu HL III można wyznaczyć wykorzystując wskaźniki obliczone na poziomie HL II jako dane wejściowe. Rezultatem ostatecznym są wskaźniki dla węzłów odbiorczych. O jakości zasilania energią elektryczną, a zatem o niezawodności dostawy energii elektrycznej i w dużym stopniu o jej jakości decyduje niezawodność urządzeń i układów służących wytwarzaniu, przesyłaniu i rozdzielaniu energii elektrycznej niezawodność systemu elektroenergetycznego. Z punktu widzenia zapobiegania tzw. wielkim awariom systemowym szczególnie istotna jest analiza (prognozowanie) niezawodności systemów elektroenergetycznych, która winna mieć należne i trwałe miejsce w analizach wykonywanych dla określenia warunków bezpiecznej pracy systemu w fazie programowania układów i parametrów pracy SEE. Ogólny zarys metodyki analizy i oceny niezawodności SEE przedstawiono na rys. 2. Używając odpowiednich statystyk awaryjności tworzy się zestaw modeli awarii oraz odpowiadających im danych wejściowych. W części obliczeniowej, zależnie od użytej metody, otrzymuje się jeden lub wiele możliwych scenariuszy. Z nich wyznacza się wskaźniki niezawodności systemu. W większości przypadków są to wskaźniki dotyczące przerw i/lub ograniczeń w dostawie energii. Jakikolwiek inny deficyt w realizacji świadczonych usług, np. brak dostatecznej zdolności przesyłowych może być również wyrażony przez wskaźniki. Teoretycznie, wskaźniki te mogą być sprawdzane w relacji z aktualnym zachowaniem systemu, jeśli rozważany wariant rozwoju systemu jest realizowany i upłynął dostatecznie długi czas obserwacji.

4 Przeszłe zachowanie systemu Część obserwowalna Modele zakłóceń Dane niezaw. urządzeń Obliczanie niezawodności Wskaźniki niezawodności Ocena/prognoza Porównanie Część obserwowalna Przyszłe zachowanie systemu Rys. 2. Etapy analizy niezawodności systemu elektroenergetycznego W zależności od zakresu badań, analiza niezawodności wymaga odwzorowania kompletnego, operacyjnego zachowania się systemu, do pewnego stopnia uwzględniając działania, ręczne lub automatyczne, podjęte w odpowiedzi na awarie urządzeń. Dlatego też analiza niezawodności jest zadaniem o wiele bardziej wyrafinowanym niż konwencjonalna analiza rozpływu mocy dla kryterium n 1. Potrzebne są odpowiednie modele reprezentujące elementy i system. Potrzeba również narzędzi obliczeniowych i danych do wykonania obliczeń, wykorzystujących wspomniane modele i wskaźniki, a także wskaźników i metod pozwalających na wykorzystanie wyników tych modeli i metod do odpowiednich zastosowań praktycznych (rys. 3). Wśród metod analizy i oceny niezawodności (prognozowanej) systemu dominują dwa główne podejścia, analityczne i symulacyjne. Są one równie często używane przy ocenie wystarczalności systemów elektroenergetycznych. Narzędzia Modele Dane Ocena Rys. 3. Elementy analizy niezawodności SEE

5 Metody analityczne polegają na obliczaniu wskaźników niezawodności z odpowiedniego modelu matematycznego. Zbiór określanych wskaźników jest więc pochodną przyjętego modelu i zbioru danych wejściowych. Zasadniczy problem stanowią przyjmowane założenia upraszczające, których efekt jest często nieznany. Metody symulacyjne, znane również jako metody Monte Carlo, polegają na ocenie wskaźników niezawodności dzięki symulacji losowego zachowania się systemu. Można wyróżnić dwie grupy metod symulacyjnych: niesekwencyjne i sekwencyjne (szeregowe). W metodach niesekwencyjnych każdy odcinek czasu jest rozpatrywany niezależnie; nie można więc modelować korelacji czasowych, czy następstwa zdarzeń. W metodach sekwencyjnych czas i jego podokresy są traktowane chronologicznie. Jest to okupione dłuższym czasem obliczeń. Główna różnica pomiędzy podejściami analitycznym i symulacyjnym leży w procesie wyboru analizowanych stanów systemu elektroenergetycznego i sposobie obliczania prawdopodobieństw i innych wskaźników niezawodności (wystarczalności). W obu podejściach na poziomach HL II i HL III systemu elektroenergetycznego ocenia się niezawodność (wystarczalność) systemu wykorzystując rozpływ mocy do identyfikacji stanów deficytowych i oceny efektów działań zaradczych (restytucyjnych). Pozwala to określić głębokość stanów deficytowych systemu. Na poziomie HL I nie uwzględnia się zakłóceń w sieci elektroenergetycznej, a zatem identyfikacja stanów deficytowych systemu odbywa się bezpośrednio bez liczenia rozpływu mocy. Do obliczania rozpływu mocy są stosowane modele transportowe, metody rozpływu mocy prądu stałego, metody rozpływu mocy prądu przemiennego. Te ostatnie są rzadko wykorzystywane w podejściu symulacyjnym z powodu długiego czasu obliczeń komputerowych. Jest to ograniczenie praktyczne a nie teoretyczne. Jeśli jednak ocenia się wyjście mocy biernej poza limity lub napięcia poza ograniczenia niezbędne staje się wykorzystanie metody rozpływu mocy prądu przemiennego. 2. ANALIZA I OCENA NIEZAWODNOŚCI WYTWARZANIA (POZIOM HL I SEE) Niezawodność wytwarzania energii elektrycznej może być rozpatrywana jako zagadnienie przewyższania przez proces stochastyczny zapotrzebowania na moc Z(t) procesu stochastycznego zdolności wytwórczej systemu P(t). Model niezawodności wytwarzania stanowi zatem proces stochastyczny deficytu mocy D(t) [8-9]. W praktyce interesuje nas głównie niezawodność wytwarzania w przyszłości, dla której nie jest znana, i nie może być znana, funkcja D(t). Dla ustalonego t (ściśle określonej chwili) D(t) jest zmienną losową, która może przyjmować wartości z określonego przedziału liczb rzeczywistych i dla której są, lub mogą być, znane prawdopodobieństwa, z jakimi przyjmuje ona wartości z tego przedziału. Zbiór zmiennych losowych D(t) dla wszystkich t [t 1, t 2 ] jest procesem stochastycznym D(t) określonym w przedziale [t 1, t 2 ]. W terminologii procesów losowych jest to proces losowy z czasem ciągłym. Parametry procesu deficytu mocy są charakterystykami ilościowymi niezawodności wytwarzania energii elektrycznej. Mogą to być między innymi: czas T trwania deficytu, a więc czas w ciągu którego D(t) > 0 w przedziale [t 1, t 2 ], energia niedostarczona A, czyli pole pod krzywą D(t), częstość n występowania deficytu, gdzie n - liczba przedziałów [τ 1i, τ 2i ], zawartych w [t 1, t 2 ], w któ-

6 rych D(t) > 0. Wyżej wymienione parametry charakteryzują niezawodność wytwarzania w przedziale [t 1, t 2 ] i dla przeszłości są to konkretne wartości liczbowe opisujące funkcję deficytu mocy D(t). Dla przyszłości zaś są zmiennymi losowymi charakteryzującymi proces stochastyczny deficytu mocy D(t). Ich rozkłady jest bardzo trudno określić, natomiast stosunkowo łatwo można wyznaczyć wartości oczekiwane E[T], E[ A], E[n]. W zastosowaniu do zagadnień praktycznych procesy składowe deficytu mocy: proces zdolności wytwórczej i proces zapotrzebowania na moc; jak też niezbędne dla ich określenia modele zazwyczaj rozpatruje się niezależnie i oblicza wskaźniki niezawodności wytwarzania, przez odpowiednie połączenie ich wynikowych charakterystyk. W warunkach ustalonych zdolności wytwórczych systemu (niezmienny zestaw jednostek wytwórczych i stałe ich parametry - moce osiągalne i wskaźniki niezawodności) proces stochastyczny zdolności wytwórczej P(t) jest stacjonarny i może być opisany przez swą dystrybuantę F(P d ) - dystrybuantę zdolności wytwórczej (mocy dyspozycyjnej) systemu. Zwykle ma to miejsce dla okresu odpowiadającego niezmiennej liczbie bloków w remoncie planowym (zazwyczaj jeden tydzień). Istotne jest zrozumienie i właściwa interpretacja kryteriów probabilistycznych i wskaźników niezawodności używanych przy analizie i ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego na pierwszym poziomie hierarchicznym (HL I) - niezawodności wytwarzania energii elektrycznej. Do najczęściej stosowanych wskaźników niezawodności systemu elektroenergetycznego na poziomie HL I należą: prawdopodobieństwo niepokrycia zapotrzebowania (LOLP Loss of Load Probability), oczekiwany czas niepokrycia zapotrzebowania (LOLE Loss of Load Expectation), oczekiwana energia niedostarczona (EENS Expected Energy Not Supplied / LOEE Loss of Energy Expectation / EUE Expected Unserved Energy), wskaźniki częstości i czasu trwania stanów z deficytem mocy (F&D Frequency & Duration), wskaźnik zapewnienia energii (EIR - Energy Index of Reliability), zdefiniowany jako stosunek energii dostarczonej do zapotrzebowanej. Spektakularnym powodzeniem cieszy się, mimo swych niedostatków, najstarszy i najbardziej podstawowy wskaźnik - LOLP. Jest on wykorzystywany przy obliczaniu kosztów krańcowych i przy stanowieniu opartych na kosztach krańcowych taryf energii elektrycznej. LOLP był również elementem ustalania ceny zakupu energii elektrycznej od wytwórców w pool'u Anglii i Walii. Przewidywano też jego wykorzystanie w rozwiązaniach krajowego systemowego ofertowego rynku energii elektrycznej SOREE. Opis matematyczny wskaźników niezawodności wytwarzania energii elektrycznej w SEE (podsystemu wytwórczego) został sformułowany w [8]. Dodatkowe czynniki uwzględniane w praktycznych obliczeniach wskaźników niezawodności wytwarzania energii elektrycznej to: nieokreśloność prognoz obciążenia i parametrów niezawodnościowych jednostek wytwórczych, planowa profilaktyka, jednostki wytwórcze wykorzystujące odnawialne zasoby (źródła) energii, wprowadzanie programów kształtowania popytu na energię elektryczną (DSM) i ich efekty.

7 3. ANALIZA I OCENA NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU PRZESYŁOWEGO I SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH Przy analizie i ocenie niezawodności SEE na poziomie hierarchicznym HL II (podsystem wytwórczy + sieć przesyłowa) są obliczane wskaźniki dwojakiego typu: wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia oraz wskaźniki systemowe - dla całego systemu (na tym poziomie hierarchicznym) [2-3, 8-11]. Wskaźniki obliczane w oparciu o dane z przeszłości dotyczą: niedyspozycyjności systemu (unavailability), niedostarczonej energii, liczby zdarzeń, czasu trwania (liczby godzin) przerw zasilania, liczby wyjść napięcia poza ograniczenia, liczby wyjść częstotliwości poza ograniczenia. Należy zauważyć, że te parametry są prawdziwymi, pełnymi wskaźnikami niezawodności, ponieważ dotyczą one zarówno wystarczalności, jak i niezawodności operacyjnej SEE. Wskaźniki prognozowane są obliczane dla przyszłości, z wykorzystaniem odwzorowania struktury systemu i modeli niezawodności jego elementów. Wskaźniki systemowe, z przeszłości i prognozowane, są niezmiernie ważne z punktu widzenia podejmowania decyzji dotyczących całego systemu elektroenergetycznego. Ich zalety nie podlegają dyskusji. Jednak, wskaźniki systemowe nie są właściwe dla zidentyfikowania efektów indywidualnych działań wzmacniających system, np. dodania linii. Jest to szczególnie ważne dla dużych systemów istniejących w praktyce, gdy zmiana wartości wskaźników, będąca rezultatem poszczególnych działań wzmacniających, jest bardzo mała w porównaniu z innymi zmianami zachodzącymi w całym systemie. Stąd wskaźniki systemowe mogą być niewrażliwe na takie zmiany. Ponieważ pojedyncze działanie dla wzmocnienia sieci przesyłowej jest skierowane głównie na polepszenie warunków w danym węźle odbiorczym (lub ich ograniczonym zbiorze), pożądana jest znajomość wartości wskaźników przed i po tym wydarzeniu (działaniu wzmacniającym). Może to być obiektywnie i efektywnie zmierzone tylko za pomocą wskaźników niezawodności dla węzłów (punktów) odbiorczych. Jeśli chodzi o awarie (wyłączenia, odstawienia) elementów sieciowych SEE to najczęściej są modelowane: Wyłączenia niezależne (independent outages). Są one najłatwiejsze do analizy. Zdarzenia te obejmują tylko same elementy. Gdy dwa lub więcej zachodzą w tym samym czasie, znane są pod nazwą nakładających się (overlapping) lub jednoczesnych (simultaneous) wyłączeń niezależnych i mogą być geograficznie i elektrycznie bardzo bliskie lub bardzo odległe. Wyłączenia zależne (dependent outages). Zależą one od wystąpienia jednego lub więcej innych odstawień. Przykładem jest wyłączenie jednego toru linii dwutorowej następujące z powodu przeciążenia, po wyłączeniu drugiego toru. Zdarzenie to jest jednym z tych, które mogą spowodować kaskadowy (lawinowy) rozwój awarii (cascade outages) i problemy związane z niezawodnością operacyjną; z powodów opisanych wcześniej, nie jest ono rozważane w zastosowaniach praktycznych. Najczęściej wyłączenia zależne są bardzo bliskie elektrycznie. Wyłączenia mające wspólną przyczynę (common mode outages). Wyłączenie takie jest zdarzeniem mającym pojedynczą przyczynę zewnętrzną, dającą w efekcie niezadziałanie (awarię) wielu (dwóch lub więcej) urządzeń, przy czym efekty te nie są konsekwencją samych siebie. Przykładami są: uderzenie pioruna w słup linii przesyłowej powodujące przeskok do dwóch lub więcej torów linii, zawalenie się słupa linii dwutorowej. Efekty pogodowe (weather related effects). Wiadomo, że pogoda ma olbrzymi wpływ na procesy uszkodzeń linii napowietrznych. Ma miejsce nasilanie się uszkodzeń w krótkich okresach, przy nie-

8 pomyślnych warunkach pogodowych. Tendencja aby traktować ten problem jako zdarzenie mające wspólną przyczynę jest podejściem zupełnie błędnym, ponieważ proces sam w sobie nie jest wywołany wspólną przyczyną i nie jest uszkodzeniem zależnym. Wiadomo, że wspólne środowisko pogodowe podnosi wskaźnik niezależnych uszkodzeń każdej linii (intensywność - częstość uszkodzeń), co znacznie zwiększa prawdopodobieństwo wielu jednoczesnych wyłączeń (tych linii). Zwykle wyróżnia się dwa stany (rodzaje) pogody: normalna (normal weather), niekorzystna (adverse weather). Poważne rozpatrywanie efektu pogodowego rozpoczyna się w badaniach na poziomie HL II, jest on jednak najbardziej istotny na poziomie HL III, obejmującym podsystem rozdzielczy. Wyłączenia z przyczyn powstałych w stacji (station originated outages). Dwie lub więcej linie przesyłowe i/lub jednostki wytwórcze mogą być wyłączone jednocześnie na skutek awarii w obrębie stacji elektroenergetycznej, do której są one podłączone. Przykładem jest stacja w układzie wieloboku. Układ zabezpieczeń stacji jest taki, że pojedyncze uszkodzenie, powstałe w pewnych elementach spowoduje wyłączenie jednoczesne wielu linii i/lub jednostek wytwórczych. Ponieważ większość badań na poziomie HL II przy analizie rozpływu mocy opiera się na rozpatrywaniu schematu jednonitkowego (bez układu stacji i linii dwutorowych), efekt wydarzeń zapoczątkowanych w stacjach może być bardzo łatwo przeoczony. Dla systemu dystrybucyjnego (strefy funkcjonalnej dystrybucji) obliczanymi wskaźnikami niezawodności są zwykle: oczekiwana liczba zakłóceń (przerw w zasilaniu), średni czas trwania zakłócenia, roczna niedyspozycyjność (wskaźnik nieciągłości zasilania) węzła odbiorczego. Dodatkowo można obliczyć wartość oczekiwaną odłączonej mocy lub niedostarczonej energii. W [5, 7-9, 21] wymieniono i opisano wskaźniki niezawodności stosowane w praktyce międzynarodowej do analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego na różnych poziomach hierarchicznych. W Polsce dopiero ostatnie rozporządzenie Ministra Gospodarki z 2007 roku [20], zwane rozporządzeniem systemowym wprowadza pewien postęp w tym zakresie. Nowe regulacje zobowiązują operatorów systemów sieciowych (przesyłowego i dystrybucyjnych) do podawania do publicznej wiadomości na swoich stronach internetowych wartości wskaźników dotyczących przerw w dostarczaniu energii elektrycznej. W rozporządzeniu systemowym [20] zamieszczono pięć wskaźników dotyczących przerw w dostarczaniu energii elektrycznej. Zostały one zaczerpnięte z dużego zbioru, rekomendowanego do praktycznego stosowania przez międzynarodową grupę roboczą C 4.07 CIGRE/CIRED. W przypadku systemów dystrybucyjnych grupa ta zaleca określanie wskaźników przerw na podstawie dokumentu IEEE Std [7]. Analizując definicje wskaźników zamieszczonych w rozporządzeniu systemowym, zauważa się potrzebę dokonania w nich uzupełnień oraz wyeliminowania niejasności. Dziwi zdecydowanie bardziej łagodne potraktowanie operatorów systemów dystrybucyjnych. 4. PROGRAMY KOMPUTEROWE DO ANALIZY I OCENY NIEZAWODNOŚCI SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Programy komputerowe, za pomocą których można dokonać analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego, można podzielić na trzy grupy: systemy informatyczne do kompleksowej obsługi przedsiębiorstw elektroenergetycznych w zakresie

9 analiz systemowych, w których występuje moduł do obliczeń niezawodności. Do tej grupy można zaliczyć: PSS TPLAN, NEPLAN oraz DIgSILENT Power Factory; programy specjalistyczne do obliczeń niezawodności, stanowiące samodzielne narzędzia. Zostały one stworzone z myślą o przedsiębiorstwach elektroenergetycznych. Do tej grupy należy zakwalifikować programy takie, jak: TRELSS, PROCOSE, DISREL, SUBREL, TRANSREL, WindEx AWAR; programy mające swe zastosowanie w pracach badawczych z zakresu niezawodności systemu elektroenergetycznego. Są to programy takie jak: CREAM, COMPASS, ZuBer, NIEZ, ONW. Zestawienie ww. programów, wraz z ich potencjalnym zakresem zastosowania zostało zawarte w tabeli 1. W Polsce do analizy i oceny niezawodności wykorzystywano różne narzędzia komputerowe: NIEZ, ONW, TPLAN, TRELSS. Ten ostatni został wdrożony w ramach projektu realizowanego w latach dla EPRI i PSE SA przez Politechnikę Warszawską [15], w latach uzupełniony nakładką pozwalającą wczytywać dane systemu w formacie KDM [16] i zmodyfikowany do postaci pozwalającej uwzględniać elektrownie wiatrowe (rys. 4) [17]. Rys. 4. Główny ekran programu TRELSS & WIND - PW Tabela 1 Zestawienie podstawowych cech programów Nazwa Metoda Twórca programu programu obliczeń Zastosowanie CREAM EPRI, USA symulacyjna niezawodność systemów przesyłowych TRELSS EPRI, USA analityczna niezawodność dużych systemów przesyłowych PROCOSE Ontario Hydro, USA symulacyjna niezawodność systemów przesyłowych COMPASS University of Manchester, Wielka Brytania analityczna niezawodność systemów przesyłowych DISREL General Reliability, USA analityczna niezawodność sieci rozdzielczych SUBREL General Reliability, USA analityczna niezawodność stacji elektroenergetycznych

10 Nazwa Metoda Twórca programu programu obliczeń Zastosowanie TRANSREL General Reliability, USA analityczna niezawodność sieci przesyłowych ZuBer Uniwersytet w Darmstadt, Niemcy analityczna niezawodność systemu wytwórczego i przesyłowego PSS TPLAN Siemens PTI, USA analityczna niezawodność dużych sieci przesyłowych i rozdzielczych NEPLAN Reliability BCP, Szwajcaria analityczna niezawodność dużych sieci przesyłowych i rozdzielczych NIEZ Politechnika Śląska, Polska analityczna niezawodność sieci przesyłowych i rozdzielczych DIgSILENT Power Factory DIgSILENT GmbH, Niemcy analityczna, symulacyjna ONW Politechnika Warszawska, Polska analityczna, symulacyjna WindEx AWAR Elkomtech S.A., Polska analiza danych niezawodność dużych sieci przesyłowych i rozdzielczych niezawodność systemu wytwórczego niezawodność sieci dystrybucyjnej 5. BADANIA NIEZAWODNOŚCI SEE W WARUNKACH RYNKU ENERGII ELEKTRYCZNEJ Ponieważ zmiany w elektroenergetyce postępują, należy przypuszczać, że badania niezawodności systemów elektroenergetycznych (w szczególności systemów przesyłowych) również zmienią swój charakter. O ile w systemie, który był zarządzany centralnie jednostka zajmująca się planowaniem systemu była odpowiedzialna za badania niezawodnościowe, o tyle w systemach zdencentralizowanych inwestycje w obiekty do produkcji i/lub przesyłu energii elektrycznej są motywowane aspektami rynkowymi i niezawodność systemu nie jest bezpośrednio brana pod uwagę - pośrednio, zmniejszenie niezawodności systemu może spowodować wzrost cen energii (wytwarzania lub w węzłach systemu) i byłby to bodziec do inwestycji w jednostki wytwórcze i/lub elementy sieci przesyłowej. Już obecnie badanie niezawodności systemów przesyłowych jest, i przypuszczalnie w przyszłości będzie, domeną operatorów sieci i w mniejszym stopniu właścicieli infrastruktury. Definicja wystarczalności (adequacy) systemu przesyłowego może również ulec zmianie. Endrenyi i Wellsow zaproponowali następującą definicję: Wystarczalność systemu przesyłu energii elektrycznej jest zdefiniowana jako zdolność do pokrycia zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię we wszystkich węzłach odbiorczych (punktach obciążenia) sieci, z wewnętrznych i zewnętrznych źródeł, przy zachowaniu ograniczeń wynikających z fizycznych właściwości sieci, wypełniając zobowiązania kontraktowe i biorąc pod uwagę planowane i nieplanowane wyłączenia elementów sieci [14]. Tak więc niezawodność systemu przesyłowego nie jest już wyłącznie funkcją struktury sieci, zdolności wytwórczej jednostek generacyjnych i obciążeń do niej bezpośrednio przyłączonych, ale również funkcją zmian w przesyle mocy i energii spowodowanych zobowiązaniami kontraktowymi. Operatorzy sieci elektroenergetycznych będą zobowiązani (w wielu krajach już są) do zapewnienia przepływu energii pomiędzy podmiotami z poza granic kraju lub regionu. Również budowa nowych elektrowni poza sferą działania przedsiębiorstwa będzie miała duży wpływ na rzeczywistą niezawodność systemu elektroenergetycznego. Także dotychczasowe kryteria deterministyczne (kryterium N - 1) nie będą już miały

11 zastosowania i kryteria probabilistyczne będą prawdopodobnie podstawowymi kryteriami dla nowych inwestycji sieciowych. Klasyfikacja i definicje stanów operacyjnych systemu pozostaną prawdopodobnie niezmienione. Jednak definicje stanów awaryjnych mogą ulec zmianie. Stan, który jest wystarczalny dla jednego typu obciążenia może stać się stanem pogotowia lub zagrożenia przy innym typie spowodowanym przepływami w sieci elektroenergetycznej poza kontrolą jej operatora. W niektórych krajach już istnieje potrzeba zgłaszania przez kontrahentów kupujących lub sprzedających energię elektryczną możliwości powstania przepływów przez sieć poza terenami transakcji. Badania niezawodności sieci będą musiały uwzględnić mechanizmy rynkowe, których modelowanie jest nowym wyzwaniem dla specjalistów od badania niezawodności systemów elektroenergetycznych. W klasycznej analizie niezawodności wynikami są techniczne wskaźniki niezawodności wyrażone zwykle częstością i czasem trwania przerw itp., i są one zazwyczaj używane do badania spełnienia założonych kryteriów [22, 25]. W zliberalizowanym środowisku te wskaźniki niezawodności będą prawdopodobnie włączane do modeli oceny ekonomicznej. Oferuje to nowe możliwości dla oceny i dla coraz powszechniejszego stosowania analiz niezawodności, ale oczywiście wymaga także odpowiednich badań w tych nowych obszarach. Wyzwaniem jest opracowanie sposobu przejścia od obliczeń technicznych wskaźników niezawodności do zarządzania ryzykiem ekonomicznym w planowaniu rozwoju i eksploatacji systemu elektroenergetycznego. Dla każdej decyzji z zakresu planowania rozwoju, czy eksploatacji, należy uwzględnić ryzyko ekonomiczne z perspektywy zainteresowanych uczestników rynku. Generalnym problemem w analizie i ocenie niezawodności jest to, że utrzymanie określonego poziomu niezawodności (jakości) zasilania wymaga nakładów ze strony operatora systemu (lub właściciela infrastruktury), podczas gdy niedostateczna jakość generuje koszty głównie po stronie odbiorców. Szczególnie dla odbiorców przemysłowych jakość zasilania jest wraz z ceną najbardziej interesującą cechą dostawy energii elektrycznej. W przeszłości wykonano wiele wysiłków, aby te koszty ocenić ilościowo z odpowiednią dokładnością [22, 25]. W zasadzie jest pożądane osiągnięcie ogólnego (społecznego) optimum, powiązanego z polityką ekonomiczną. Jednakże na zliberalizowanym rynku wszyscy uczestnicy dążą do maksymalizacji własnego zysku. Ponieważ odbiorcy energii generalnie nie mogą zmienić swojego operatora sieciowego (systemowego), wolny rynek typu cena kontra jakość dla usług przesyłowych i dystrybucyjnych nie może funkcjonować prawidłowo. Idąc dalej, z powodów technicznych niezawodność może być tylko częściowo dostosowana do potrzeb indywidualnego odbiorcy energii. Dla przykładu, w przypadku deficytów mocy czynnej lub problemów na poziomie sieci przesyłowej, zwykle duża liczba odbiorców zostanie dotkniętych problemami, podczas gdy na poziomie dystrybucji można podjąć pewne działania zgodnie z potrzebami indywidualnego odbiorcy. Dlatego, zależnie od poziomu systemu, są potrzebne różne podejścia by zapewnić wymaganą jakość dostaw. Wszystkie te podejścia mają jedną wspólną myśl: próbują przetłumaczyć (przenieść) zewnętrzne koszty odbiorców wynikłe z niedostatecznej jakości zasilania na wewnętrzne koszty przedsiębiorstwa elektroenergetycznego.

12 Z perspektywy odbiorcy energii jest pożądane zbudowanie struktury zorientowanej na klienta, gdzie odbiorca powinien mieć możliwość wyboru pomiędzy kilkoma opcjami, dotyczącymi jakości usługi i jej ceny. Dla przykładu, odbiorcy mogą wybierać indywidualnie odpowiednią niezawodność przez wniesienie za podwyższoną niezawodność dodatkowej opłaty ubezpieczeniowej. Można również do planowania rozwoju przesyłu i inwestycji wykorzystać podejście oparte na wartościowaniu niezawodności przez odbiorcę, bazujące na badaniach koszt-efektywność. W zliberalizowanej elektroenergetyce budowa i lokalizacja nowych jednostek wytwórczych będzie podyktowana niemal całkowicie względami rynkowymi [22-23, 25]. Rynki są jednakże pełne niepewności, więc w konkurencyjnym środowisku analiza ryzyka i zarządzanie ryzykiem stają się ważne dla wytwórców energii. Typowe rodzaje ryzyka to: ryzyko cenowe, ryzyko spowodowane przez niepewny popyt, w tym popyt wrażliwy cenowo, i niedokładne prognozy obciążenia, oraz ryzyko spowodowane awariami jednostek wytwórczych i wykorzystaniem generacji rozproszonej. Istniejąca sieć przesyłowa, a przede wszystkim sieć rozdzielcza, stanowi bardzo znaczące aktywa, nawet w sensie makroekonomicznym. Dlatego też dzisiejsze dążenie do ograniczania kosztów wymaga wyrafinowanego i uważnego zarządzania tymi aktywami. Podobnie jak w przypadku podsektora wytwarzania, również w przesyle i dystrybucji celem każdej z metod zarządzania aktywami jest maksymalizacja zysku. Zgodnie z zadaną strukturą regulacji jakości dostaw na poszczególnych rynkach, niezawodność działania systemu elektroenergetycznego może mieć znaczący wpływ na wyniki finansowe, oprócz dobrze znanych kosztów remontów, serwisu, kapitału, administracji i personelu. Jednakże dążenie do redukcji kosztów często objawia się w działaniach, które mają negatywny wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego (rys. 5). Ograniczanie remontów Redukcja personelu utrata know how Starzenie się urządzeń Dyspozycyjność urządzeń Niezawodność systemu Zwiększanie obciążenia urządzeń Uproszczona struktura sieci Rys. 5. Czynniki mające wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego na zliberalizowanych rynkach Problem znalezienia równowagi pomiędzy niskimi kosztami operacyjnymi i kapitałowymi a odpowiednią niezawodnością systemu jest kluczowy. Podczas gdy wykonanie obliczeń tylko dla finansowych aspektów zarządzania aktywami jest stosunkowo proste, określenie i ocena technicznych wskaźników niezawodności jest znacznie trudniejsze. Obecnie na tym polu są prowadzone badania, ale szczegółowe i pewne dane dla takich rozważań w większości przypadków nie są jeszcze dostępne. Tym niemniej, obecnie wykorzystywane narzędzia komputerowe do analizy i oceny niezawodności SEE są w stanie radzić sobie z intensywnościami uszkodzeń zależnymi od czasu. Przy założeniu, iż jest możliwe zgromadzenie brakujących danych wejściowych, można zdefiniować metodykę zarządzania aktywami uwzględniającą niezawodność.

13 6. PODSUMOWANIE Przemiany w sektorze energii elektrycznej dały bodziec do innego traktowania zagadnień niezawodności systemu elektroenergetycznego. Rośnie nacisk na zapewnienie odpowiedniego poziomu niezawodności w przyszłości, tak ze strony ciał regulacyjnych, jak i odbiorców energii. Liberalizacja elektroenergetyki prowadzi do rozdzielenia wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. Co więcej, presja rosnących kosztów na konkurencyjnych rynkach zmusza firmy do redukcji inwestycji i kosztów operacyjnych, co generalnie wywoła negatywne efekty w dziedzinie jakości zaopatrzenia w energię elektryczną. Na takim podłożu narastają pytania o przyszły poziom niezawodności zasilania, a zainteresowanie szczegółowymi analizami niezawodności systemu elektroenergetycznego wzrasta. LITERATURA [1] Billinton R., Allan R.N.: Reliability Assessment of Large Electric Power Systems. Kluwer Academic Publishers. Boston-Dordrecht-Lancaster, [2] Billinton R., Kumar S.: Indices for Use in Composite Generation and Transmission System Adequacy Evaluation. Electrical Power & Energy Systems. Vol. 12, No. 3, July [3] Bulk System Reliability - Measurement and Indices. A Report by IEEE Working Group on Measurement Indices. IEEE Transactions on Power Systems. Vol. 4, No. 3, [4] Definition of Adequate Level of Reliability. NERC. December [5] Fourth Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply December [6] Glossary of Terms Used in Reliability Standards. NERC. November 13, [7] IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices. IEEE Std [8] Paska J.: Ocena niezawodności podsystemu wytwórczego systemu elektroenergetycznego. Prace Naukowe PW Elektryka. Nr 120, [9] Paska J.: Niezawodność systemów elektroenergetycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej. Warszawa [10] Paska J.: Ocena i rozwinięcie merytoryczne definicji związanych z bezpieczeństwem systemu elektroenergetycznego. PBZ-MEiN-1/2/2006. Warszawa, grudzień [11] Paska J.: Analysis and Evaluation of Electric Power System Reliability. Przegląd Elektrotechniczny. Nr 7, [12] Paska J.: Electric Power System Reliability Optimization. Przegląd Elektrotechniczny. Nr 11, [13] Paska J.: Reliability Issues in Electric Power Systems with Distributed Generation. Rynek Energii nr 5, [14] Paska J., Anders G.J., Kłos A: Pojęcia bezpieczeństwa elektroenergetycznego i niezawodności systemu elektroenergetycznego w różnych horyzontach czasowych. Archiwum Energetyki. Tom XXXIX(2009), nr 1. [15] Paska J. (Principal Investigator), Bartczak J., Kłos A., Momot, Nowakowska E.; Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B.: Application of TRELSS and Implementation of Value-Based Reliability Approach at Polish Power Grid Company. TR EPRI, Palo Alto, CA and PPGC, Warsaw, Poland, March 2000.

14 [16] Paska J. i inni: System wspomagania analiz niezawodnościowych pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Praca dla PSE SA. Warszawa, wrzesień [17] Paska J. i inni: Opracowanie modeli niezawodnościowych dla generacji wiatrowej. Praca dla PSE- Operator SA. Warszawa, czerwiec [18] Power System Reliability Analysis. Application Guide. CIGRE WG 03 of SC 38 (Power system analysis and techniques). Paris, [19] Power System Reliability Analysis. Composite Power System Reliability Evaluation. CIGRE Task Force Paris, [20] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Dz. U r. Nr 93, poz. 957; 2008 r. Nr 30, poz. 178; 2008 r. Nr 162, poz [21] Security of Electricity Supply. CEER Report September [22] Singh Ch., Schwan M., Wellsow W.H.: Reliability in Liberalized Electric Power Markets from Analysis to Risk Management Survey Paper. 14th Power Systems Computation Conference. Sevilla Spain, June 24-28, [23] Sorg A., Wellssow W.H.: Valuation of Planning Criteria in a Competitive Market. Proceedings of the International Conference on Electric Utility Deregulation, Restructuring and Power Technologies (DRPT 2000). London, [24] UCTE System Adequacy Methodology. UCTE. January [25] Wen F.S., Felix F., Ni Y.X.: Generation Capacity Adequacy in the Competitive Electricity Market Environment. Electrical Power & Energy Systems. Vol. 26, METHODOLOGY OF ELECTRIC POWER SYSTEM RELIABILITY ANALYSIS AND ASSESSMENT IN ELECTRICITY MARKET CONDITIONS Key words: electricity market, electric power system, reliability, analysis and assessment, methodology Summary. In this paper the synthetic review of state-of-art in the area of electric power system reliability analysis and assessment methodology is given. The available models, methods and computer tools are discussed as well as evaluated reliability indices and data needs. In the final part of the paper the new issues, which appeared together with electricity markets, are presented. The new requirements concerning power system reliability and its analysis methods have appeared. They are influencing on applying of described methods and tools. The new idea is that supply reliability should be considered in categories of economic risk management. Józef Paska, prof. dr hab. inż., kierownik Zakładu; ukończył Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej. Jego zainteresowania naukowe dotyczą niezawodności systemu elektroenergetycznego i bezpieczeństwa zasilania w energię elektryczną, technologii wytwarzania energii elektrycznej, w tym wytwarzania rozproszonego i wykorzystania odnawialnych zasobów energii, gospodarki elektroenergetycznej oraz ekonomiki elektroenergetyki. Autor ponad 220 artykułów i referatów oraz 9 monografii i podręczników akademickich. Należy do Polskiego Towarzystwa Elektrotechniki Teoretycznej i Stosowanej, Polskiego Towarzystwa Nukleonicznego, World Scientific and Engineering Academy and Society oraz do International Council on Large Electric Systems (CIGRE). Politechnika Warszawska, Wydział Elektryczny, Instytut Elektroenergetyki, Zakład Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej (ZEiGE), ul. Koszykowa 75, Warszawa, Jozef.Paska@ien.pw.edu.pl