I. Zagadnienia wstępne systematyka pojęć (J. Paska)

Transkrypt

1 Systematyka pojęć z zakresu bezpieczeństwa elektroenergetycznego i niezawodności zasilania Bezpieczeństwo energetyczne jest zdefiniowane w ustawie z dnia 10 kwietnia Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 z późniejszymi zmianami) 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. Definicja ta została powtórzona w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Przyjmując tę ustawową definicję, można określić zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju jako zespół działań zmierzających do stworzenia takiego systemu prawno-ekonomicznego, który wymuszałby: 1) pewność dostaw, 2) konkurencyjność, 3) spełnienie wymogów ochrony środowiska. W takim ujęciu 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. Dla energii elektrycznej jest to niezawodność systemu elektroenergetycznego. Ustawa definiuje także: bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię; bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej odbiorcom końcowym, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy tej sieci; równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię zaspokojenie możliwego do przewidzenia, bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na energię elektryczną i moc, bez konieczności podejmowania działań mających na celu wprowadzenie ograniczeń w jej dostarczaniu i poborze; zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej stan systemu elektroenergetycznego lub jego części, uniemożliwiający zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej lub równoważenie dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię. Według NERC (North American Electric Reliability Corporation), UCTE i CIGRE niezawodność systemu elektroenergetycznego (SEE) to pojęcie ogólne obejmujące wszystkie miary zdolności systemu, wyrażone przez wskaźniki ilościowe, do dostarczania energii elektrycznej do wszystkich punktów zapotrzebowania w wymaganej ilości, przy zachowaniu akceptowalnych standardów jakości. Niezawodność może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk. Niezawodność złożonego systemu elektroenergetycznego (obejmującego wytwarzanie i przesył) powinna uwzględniać dwa podstawowe aspekty funkcjonalne - wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną - bezpieczeństwo (operational reliability, security), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność systemu do pokrycia zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną odbiorców (klientów) bez przekroczenia dopuszczalnych obciążalności elementów oraz poziomów napięć, biorąc pod uwagę planowane i nieplanowane postoje (wyłączenia, odstawienia) elementów; a przez niezawodność operacyjną (bezpieczeństwo) - zdolność systemu do zachowania integralności i przeciwstawiania się nagłym zakłóceniom, jak zwarcia lub nieoczekiwane wypadnięcia z pracy elementów lub zmiany obciążenia systemu, wraz z ograniczeniami operacyjnymi. Wystarczalność określa zatem zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania w stanach ustalonych, niezawodność operacyjna zaś do przetrwania stanów przejściowych. Wydaje się uzasadnione następujące stwierdzenie: "w obecnym, konkurencyjnym otoczeniu, niezawodna dostawa energii elektrycznej oznacza jej dostarczanie do punktów przyłączenia odbiorców (klientów) w postaci odpowiedniej do zasilania urządzeń elektrycznych odbiorców i realizacji u nich procesów technologicznych, zgodnie z wymaganiami eksploatacyjnymi". Właściwe jest zatem mówienie o jakości dostawy energii elektrycznej, jakości zasilania energią elektryczną, czy też o jakości zaopatrywania odbiorców w energię elektryczną. Problem jakości zasilania odbiorców w energię elektryczną można podzielić na trzy zagadnienia: Jakość dostarczanej energii elektrycznej (jakość napięcia). Niezawodność dostawy energii elektrycznej (niezawodność zasilania). Jakość obsługi odbiorcy (klienta). O jakości dostarczanej energii elektrycznej oraz o niezawodności jej dostawy w dużej mierze decyduje niezawodność systemu elektroenergetycznego (SEE). Ocena i analiza niezawodności systemu elektroenergetycznego Niezawodność systemu elektroenergetycznego jest określona przez jego zdolność do zapewnienia zasilania odbiorców energią elektryczną o odpowiedniej jakości. Zwykle analizuje się niezależnie niezawodność podsystemów, składających się na SEE: wytwórczego, przesyłowego, dystrybucyjnego (rys. 1.1); a 1

2 zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania, przesyłu, zasilania konkretnych odbiorców. Można również w systemie wyróżnić trzy poziomy hierarchiczne: 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 dodatkowo na uwadze dwa aspekty: - Występuje często podział wytwarzania i dystrybucji pomiędzy pewną liczbę niezależnych przedsiębiorstw. - Zwiększa się wykorzystanie odnawialnych zasobów energii (OZE) oraz źródeł wytwarzania o małej skali w ramach systemu rozdzielczego, tworząc generację rozproszoną (GR). Bilanse energetyczne HL 0 PSW Urz. i obiekty do wytwarzania HL I Rys 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 PSP SEE Urz. i i obiekty przesylowe przesyłowe HL II OZE & GR PSD Urz. Urz. i i obiekty dystrybucyjne HL III Pokazany dodatkowo na rys. 1.1 poziom HL 0 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, w którym wszystkie źródła i odbiorniki są przyłączone do jednej szyny zbiorczej. Jest to system o silnych powiązaniach (system with strong ties), 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 systemu elektroenergetycznego 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 konkretnego węzła obciążenia oraz wskaźniki "systemowe" - dla całego systemu (na tym poziomie hierarchicznym). Nie są one konkurencyjne, lecz komplementarne. Wskaźniki "systemowe" dają ocenę całościową, zaś wskaźniki dla konkretnego węzła obciążenia stanowią miarę niezawodności systemu z punktu widzenia tego węzła, a także dostarczają informacji wyjściowej dla analizy na następnym poziomie hierarchicznym. Analiza niezawodności systemu elektroenergetycznego 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. 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 niedostar- 2

3 czona (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. Przy ocenie niezawodności systemu elektroenergetycznego na poziomie hierarchicznym HL II są obliczane wskaźniki dwojakiego typu: wskaźniki dla konkretnego węzła obciążenia oraz wskaźniki "systemowe" - dla całego systemu (na tym poziomie hierarchicznym). 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 bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego. Wskaźniki systemowe, z przeszłości i prognozowane, są niezmiernie ważne w czasie 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. efektu dodania linii pomiędzy węzłami. 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, pożądana jest znajomość zbioru wskaźników "przed" i "po" tym wydarzeniu (działaniu wzmacniającym). Może to być obiektywnie i efektywnie zmierzone tylko za pomocą wskaźników niezawodności dla węzła (punktu) odbiorczego. 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 międzynarodowej praktyce regulacyjnej jest używanych kilka wskaźników oceny ciągłości dostaw energii elektrycznej. Do najczęściej stosowanych należą: 1. Liczba wyłączeń odbiorców w ciągu roku: a) CI (Customer Interruption) liczba przerw w roku w przeliczeniu na odbiorcę lub odpowiednik, liczony jako stosunek liczby wyłączeń odbiorców w ciągu roku do liczby tych odbiorców. b) SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) systemowy wskaźnik średniej liczby (częstości) przerw na odbiorcę, zdefiniowany jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w ciągu roku i liczby odbiorców przyłączonych do sieci. Zatem jest to liczba nieplanowanych przerw w zasilaniu, jakiej może oczekiwać odbiorca w ciągu roku. Jeżeli nie ustalono inaczej, SAIFI nie obejmuje przerw krótkich, o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty w zależności od przyjętej konwencji). W Wielkiej Brytanii jest stosowany wskaźnik określany mianem bezpieczeństwo - security, zdefiniowany jako liczba przerw na 100 odbiorców przyłączonych do sieci. 2. Długość okresu, w którym w danym roku nie była dostarczana energia elektryczna (przeciętnie w przeliczeniu na odbiorcę). a) CML (Customer Minutes Lost) wskaźnik określający skumulowany roczny czas trwania przerw w przeliczeniu na odbiorcę, określany jako stosunek rocznego czasu trwania przerw w zasilaniu (w minutach) do liczby odbiorców. b) SAIDI (System Average Interruption Duration Index) systemowy wskaźnik średniego (przeciętnego) rocznego czasu trwania przerw, wyznaczony jako roczna suma czasu trwania wszystkich przerw (w minutach), podzielona przez całkowitą liczbę odbiorców przyłączonych do sieci. Inaczej ujmując jest to całkowity czas trwania przerw w zasilaniu w energię elektryczną (w minutach) jakiego może się spodziewać odbiorca w ciągu roku. W Wielkiej Brytanii jest stosowany wskaźnik określany mianem dyspozycyjność - availability, zdefiniowany analogicznie. 3. TIEPI (Tiempo de interrupcion equivalente de la potencia instalada) liczba godzin przerw w roku ważona mocą zainstalowaną transformatora, przeznaczonego do zasilania odbiorcy na średnim napięciu, a w Hiszpanii mocą zamówioną przez odbiorcę na średnim napięciu. Niektórzy odbiorcy są bardziej wrażliwi na łączny czas trwania przerw, inni natomiast - na częstość przerw w dostawie energii elektrycznej. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej (ENS), skorelowana z liczbą minut przerw na odbiorcę (CML), jest dobrym wskaźnikiem ciągłości dostaw, ponieważ uwzględnia wielkość wyłączonej i niedostarczonej mocy. Poniżej przytoczono pozostałe parametry niezawodnościowe wg IEEE (Standard Definition for Reliability Statistics): a) CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) średnia liczba przerw na dotkniętego wyłączeniem odbiorcę, zdefiniowana jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w ciągu roku do liczby wyłączonych odbiorców. b) CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) średni czas trwania przerwy. Jest to średni czas potrzebny do przywrócenia zasilania odbiorcy w przypadku wystąpienia przerw nieplanowanych. 3

4 Obliczany jest jako suma czasu trwania wszystkich przerw w zasilaniu odbiorców (w minutach) podzielona przez liczbę wszystkich wyłączonych odbiorców. Jeżeli nie ustalono inaczej, CAIDI nie obejmuje krótkich przerw o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty). c) ASAI (Average Service Availability Index) wskaźnik dyspozycyjności zasilania, określony jako stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach), gdy zasilanie było dostępne do czasu gdy było ono zapotrzebowane. d) ASUI (Average Service Unavailability Index) - wskaźnik niedyspozycyjności zasilania, określony jako stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach), gdy zasilanie było niedostępne do czasu gdy było ono zapotrzebowane. e) AENS (Average Energy Not Supplied) średnia (oczekiwana) roczna ilość energii niedostarczonej na odbiorcę, określona jako stosunek energii niedostarczonej odbiorcom w ciągu roku do liczby odbiorców przyłączonych do sieci. f) MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) wskaźnik średniej liczby przerw chwilowych dla odbiorcy, ustalony jako średnia w ciągu roku liczba krótkich przerw w zasilaniu o czasie trwania poniżej 3 minut lub poniżej 1 minuty, jakiej może spodziewać się odbiorca. Jest obliczany jako stosunek liczby wszystkich przerw krótkich w ciągu roku do liczby odbiorców przyłączonych do sieci. W metodach oceny niezawodności (prognozowanej) systemu dominują dwa główne podejścia, analityczne i symulacyjne. Są one równie często używane przy ocenie wystarczalności (adequacy) systemów elektroenergetycznych. 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. W obu podejściach na poziomach HL II i HL III systemu elektroenergetycznego ocenia się wystarczalność systemu wykorzystując zasadę pokazaną na rys. 1.2, tzn. 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. Stany systemu Stan wystarczalności Stan deficytowy Podział systemu Zakłócenia w sieci Deficyt wytwarzania Powtórny rozdział obciążenia Ograniczanie obciążenia Stany sukcesu Stany awarii Licz wskaźniki Rys Koncepcja oceny stanów zakłóceniowych systemu elektroenergetycznego 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. 4

5 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 podejściu analitycznym, najogólniej mówiąc, analizowane stany systemu wybiera się wg rosnącego poziomu zagrożenia potencjalnych zakłóceń, tj. zero odstawień, odstawienia pierwszego stopnia (po jednym elemencie systemu jednostce wytwórczej lub elemencie sieciowym), odstawienia drugiego stopnia (po dwa elementy) itp. Proces ten jest zwykle zatrzymywany na pewnym poziomie głębokości potencjalnych zakłóceń (np. do 6 jednocześnie wyłączonych elementów) lub, gdy prawdopodobieństwo stanu staje się mniejsze niż z góry określona wartość. Dany stan jest w ten sposób oceniany tylko raz a wskaźniki są wyliczane matematycznie z danych opisujących każdy stan, tj. prawdopodobieństwa, częstości, czasu trwania itp. W podejściu symulacyjnym stany wybiera się losowo (wykorzystując teorię gier i liczby losowe) na podstawie ich charakterystyk probabilistycznych (np. funkcji gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania) oraz modelu funkcjonowania systemu. Stany mające większe prawdopodobieństwo zaistnienia będą symulowane częściej i z pewnością wielokrotnie. Proces jest zatrzymywany albo po określonej liczbie symulacji albo z wykorzystaniem kończących go reguł w oparciu o zasady statystyki matematycznej. Oczekiwane wartości wskaźników są określane przez uśrednianie wskaźników uzyskiwanych podczas każdej symulacji. Inne wskaźniki statystyczne, takie jak odchylenie standardowe i rozkład prawdopodobieństwa mogą być znalezione w podobny sposób z wyników poszczególnych symulacji. Jeśli chodzi o odstawienia (wyłączenia) elementów systemu elektroenergetycznego to najczęściej są modelowane: Wyłączenia niezależne (independent outages). Wyłączenia zależne (dependent outages). Zależą one od wystąpienia jednego lub więcej innych odstawień. Przykładem jest wyłączenie jednego toru linii dwutorowej następujące po wyłączeniu drugiego toru z powodu przeciążenia. Zdarzenie to jest jednym z tych, które mogą spowodować kaskadowy (lawinowy) rozwój awarii i problemy związane z bezpieczeństwem i, z powodów opisanych wcześniej, nie jest 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. Przykładem jest zawalenie się słupa linii dwutorowej. 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. Efekty pogodowe (weather related effects). Wiadomo, że pogoda ma olbrzymi wpływ na procesy uszkodzeń linii napowietrznych. Powoduje to nasilanie się uszkodzeń w krótkich okresach, przy niepomyślnych 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. Standardy bezpieczeństwa elektroenergetycznego i niezawodności zasilania W Polsce jest stosowane deterministyczne kryterium wystarczalności w odniesieniu do podsystemu wytwarzania, określone jako długoterminowy (w horyzoncie lat) margines mocy w wysokości 24% oraz deterministyczne kryterium N-1 w odniesieniu do sieci przesyłowej. W UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity) jako podstawowe kryterium wystarczalności wytwarzania przyjęto wymaganie by tzw. moc pozostała (remaining capacity) nie była niższa niż 5%. Moc pozostała jest wynikiem szczegółowego bilansu mocy, z uwzględnieniem wszystkich aspektów prowadzenia ruchu systemu, możliwych do przewidzenia w horyzoncie średnioterminowym (3-5 lat). Kryterium wystarczalności UCTE (moc pozostała > 5%) jest bardziej szczegółowe niż wykorzystywane w Polsce (margines mocy > 24%). Jest to zrozumiałe, gdyż pierwsze kryterium odnosi się do planowania średniookresowego (do 3 lat), a drugie do planowania długookresowego (do lat), a moc pozostała jest tylko jednym ze składników tak zdefiniowanego marginesu mocy. W ocenie krótkoterminowej wystarczalności wytwarzania w KSE wykorzystywane są również kryteria deterministyczne (zgodne z IRiESP 1 minimalne poziomy rezerw operacyjnych wynoszą 15%, 13%, 11% odpowiednio dla planów PKR 2, PKM 3 i PKD 4 ). Kryteria te są używane podczas przygotowywania planów 1 2 Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej. Plan koordynacyjny roczny. 5

6 koordynacyjnych. Jeśli wielkości kryterialne na rezerwy mocy nie są osiągalne, plan remontów elektrowni jest ponownie rozpatrywany i zmieniany. W obecnych warunkach 15% rezerwy mocy wymaganej w Polsce w horyzoncie czasowym 1 roku odpowiada 5-7% mocy pozostałej, zdefiniowanej w podejściu UCTE. IRiESP podaje również obligatoryjne standardy w zakresie bezpieczeństwa i wystarczalności przesyłu i wymaga, aby parametry jakości energii elektrycznej oraz niezawodności dostaw dla użytkowników sieci zamkniętej były zamieszczane w umowie o świadczenie usług przesyłowych. Nadal podstawowym kryterium niezawodności stosowanym w kraju i innych krajach UCTE jest deterministyczne kryterium n-1. Istnieje ogólny konsensus, co do tego, że w warunkach konkurencyjnego rynku energii występować będzie coraz większa presja od strony uczestników rynku na zastąpienie powyższych podejść deterministycznych podejściami probabilistycznymi, jako że te ostatnie mogą zwiększyć efektywność kosztową funkcjonowania systemu. Postanowienia o regulacji ciągłości dostaw mogą bezpośrednio oddziaływać ekonomicznie na podmioty lub przynosić efekty pośrednie w postaci informacji o stanie wykonania tych zadań przez przedsiębiorstwa, udostępnianych w formie publikacji. Zwykle największe efekty pośrednie zapewniają opracowania porównawcze, opisujące bieżący stan przedsiębiorstw w tym zakresie. W większości krajów UE publikuje się dane o ciągłości dostaw energii elektrycznej, ale obowiązek ten spoczywa na różnych podmiotach. Mogą to być regulatorzy, operatorzy, przedsiębiorstwa sieciowe lub ich stowarzyszenia. Standardy jakościowe obsługi odbiorców są w Polsce określone przez rozporządzenie systemowe i obejmują parametry jakości napięcia, ciągłości zasilania odbiorców grup przyłączeniowych IV i V oraz zalecenia co do trybu załatwiania skarg i reklamacji. Wymagania co do ciągłości zasilania zestawiono w tablicy 1.1. Rodzaj przerwy Przerwy nieplanowane Przerwy planowane Tablica 1.1. Wymagania co do ciągłości zasilania odbiorców w Polsce Odbiorcy I - III oraz VI grupy przyłączeniowej Dopuszczalne czasy przerw określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa Dopuszczalne czasy przerw określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa Odbiorcy IV i V grupy przyłączeniowej Czas trwania jednorazowej przerwy 24 h, łączny czas trwania przerw w roku 48 h Czas trwania jednorazowej przerwy 16 h, łączny czas trwania przerw w roku 35 h Czas jednorazowej przerwy w łącznym czasie ich trwania jest liczony od momentu zgłoszenia przez odbiorcę braku dostarczania energii elektrycznej do jego przywrócenia Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na przerwy: Przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę; Krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty; Długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin; Bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny; Katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny. Operatorzy systemu elektroenergetycznego (przesyłowego OSP i dystrybucyjnych - OSD) są zobowiązani, w terminie do 31 marca każdego roku, podawać do publicznej wiadomości, przez zamieszczenie na swoich stronach internetowych, wskaźniki, wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego, wymienione w tablicy 1.2. Tablica 1.2. Wymagania co do publikacji wskaźników ciągłości zasilania odbiorców w Polsce Wskaźnik Wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy (ENS), w MW h na rok, obejmujący przerwy krótkie, długie i bardzo długie, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez ich uwzględnienia, określony jako suma iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy Wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym (AIT), w minutach na rok, określony jako iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy ENS, podzielony przez średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy (w MW), przy czym średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy stanowi energia elektryczna dostarczona przez ten system w ciągu roku (w MW h) podzielona przez liczbę godzin w roku (8760 h) Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), w minutach na odbiorcę i rok, określony jako suma iloczynów czasów trwania przerw i liczby odbiorców narażonych na skutki przerwy podzielona przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), określony jako liczba wszystkich odbiorców narażonych na skutki przerw tego rodzaju w ciągu roku podzielona przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców Wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), określony jako liczba wszystkich odbiorców narażonych na skutki przerw krótkich w ciągu roku podzielona przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców Operator OSP OSP OSP, OSD OSP, OSD OSP, OSD 3 4 Plan koordynacyjny miesięczny. Plan koordynacyjny dobowy. 6