Awaria napięciowa w KSE 26 czerwca 2006. raport wstępny

Awaria napięciowa w KSE 26 czerwca 2006 raport wstępny Warszawa, 10 lipca 2006

1 WPROWADZENIE... 3 2 STAN PRACY SYSTEMU PRZED WYSTĄPIENIEM STANU ZAGROŻENIA... 3 3 PRZEBIEG AWARII... 7 3.1 STAN ZAGROŻENIA PRACY SYSTEMU... 7 3.2 ZDARZENIE INICJUJĄCE... 9 3.3 ZAŁAMANIE NAPIĘCIA W SYSTEMIE... 10 3.4 DZIAŁANIA DLA OPANOWANIA I LIKWIDACJI AWARII... 12 4 WNIOSKI...14 4.1 PODSUMOWANIE PRZYCZYN I PRZEBIEGU AWARII... 14 4.2 ZALECENIA KOMISJI DO NIEZWŁOCZNEJ REALIZACJI (JUŻ ZREALIZOWANE)... 17 4.3 ZALECENIA KOMISJI DO JAK NAJSZYBSZEJ REALIZACJI... 17 4.4 ZALECANE DZIAŁANIA DŁUGOFALOWE... 17 5 WYKAZ ZAŁĄCZNIKÓW... 18

1 Wprowadzenie Niniejszy raport został opracowany przez Komisję ds. awarii systemowej z dnia 26 czerwca 2006 roku powołaną decyzją Zarządu PSE Operator nr 185/51/2006 z dnia 29 czerwca 2006. Raport zawiera opis warunków pracy systemu przed wystąpieniem awarii, jej przyczyny i przebieg, doraźne działania podjęte celem jej likwidacji, jak i celem uniknięcia powtórzenia się sytuacji awaryjnej o podobnym charakterze w najbliższej przyszłości. Ponadto, w raporcie zestawiono wnioski na przyszłość płynące z zaistniałej sytuacji, których realizacja jest niezbędna dla zminimalizowania ryzyka wystąpienia podobnej awarii w przyszłości. Raport został opracowany w oparciu o analizy poczynione w pierwszych dwóch tygodniach po awarii, stąd ma on charakter raportu wstępnego. Wykorzystano w nim również wyniki prac komisji poawaryjnych powołanych w elektrowniach Ostrołęka i Kozienice celem zbadania przebiegu awarii w zakresie jednostek wytwórczych wymienionych elektrowni. Równolegle wraz z jego opracowywaniem uruchomiono dogłębne prace analityczne celem szczegółowego odtworzenia stanu systemu w poszczególnych fazach awarii. Wyniki tych prac wraz z innymi niedostępnymi na dzień 9 lipca informacjami posłużą do opracowania w następnym kroku raportu końcowego z awarii. Raport jest wewnętrznym raportem PSE Operator S.A. i jego rozpowszechnianie oraz przekazywanie osobom trzecim wymaga pisemnej zgody PSE Operator S.A. 2 Stan pracy systemu przed wystąpieniem stanu zagrożenia Proces operacyjnego planowania pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) realizowany w niedzielę, 25 czerwca na następny dzień przebiegał według standardowej procedury bez zakłóceń. Przy opracowywaniu prognozy zapotrzebowania uwzględniono fakt, że poniedziałek, 26 czerwca był pierwszym dniem wakacji. W związku z tym za adekwatne do bieżącej sytuacji ze względu na kształt krzywej zapotrzebowania zostały przyjęte odpowiednie, rozpoczynające wakacje, poniedziałki z lat poprzednich. Przebiegi historyczne wskazują, że takie dni różnią się od typowych głównie wolniejszym narastaniem mocy na szczyt ranny, co zostało uwzględnione przy opracowywaniu prognozy. Te same dane historyczne wskazują, że zapotrzebowanie na moc w pierwszy poniedziałek wakacji jest niższe od odpowiedniego pogodowo roboczego dnia poprzedzającego tygodnia w szczycie rannym i wieczornym o około 500 MW. Po wykonaniu rutynowych analiz uwzględniających prognozowane warunki pogodowe do planu przyjęto następujące poziomy zapotrzebowania na moc w KSE (dla porównania w nawiasie podano wielkości zapotrzebowania z poniedziałku 19.06 i czwartku 22.06 patrz załącznik nr 1): dolina nocna, godzina 4 30 : 11 250 MW (11 041 MW, 12 753 MW), szczyt poranny, godzina 13 00 (oraz 13 30 ): 18 200 MW (18 082 MW, 18 716 MW), szczyt wieczorny, godzina 22 00 : moc 17 500 MW (17 412 MW, 17 972 MW). Bez przeszkód przebiegał również proces planowania pracy jednostek wytwórczych. Na dzień 26.06.2006r. zaplanowanie były pomiary na blokach:

nr 5 w elektrowni Dolna Odra w godzinach 7 14, praca z mocą 222 MW (próba szczelności obrotowych podgrzewaczy powietrza), nr 2 w elektrowni Turów od godziny 8 do końca doby (praca z mocą 188 MW ze względu na badanie rozdziału powietrza). Znane w momencie planowania pracy sytemu ubytki dotyczyły bloków 4, 5 i 6 w elektrowni Turów (po 10 MW ze względu na postoje regeneracji wysokoprężnej) oraz bloku 9 w tej samej elektrowni ze względu na stan dynamiczny turbiny (16 MW), co łącznie dało 46 MW ubytków. Na szczyt ranny zaplanowano pracę w szczycie porannym 75 jednostek wytwórczych cieplnych, w tym 11 uruchomień. Z bloków przyjętych do pracy uruchomienie dotyczyło tylko jednego bloku stojącego do końca doby 25 czerwca w awarii (blok nr 3 w elektrowni Pątnów). Wymagania odnośnie rezerw mocy wirujących dla planu PKD zostały przyjęte zgodnie ze standardowym poziomem, tj. nie niższym niż 1 350 MW. W drugiej wersji planu BPKD utworzonej w dobie n-1, w wyniku procesu rozkładu obciążenia na okresy 15-minutowe, najniższe poziomy rezerw wystąpiły w kwadransach kończących się o 10:15, 10:30, 11:00, 11:30, 11:45, 13:30 i 13.45, i nie były niższe niż 1 299 MW. Planowany zgodnie z wymaganiami poziom rezerwy sekundowej (realizowanej przez 21 jednostek) i minutowej (56 jednostek) w godzinach 8 22 nie był niższy od wymaganego, odpowiednio 237 MW i 656 MW. W pozostałych godzinach pozostawał na poziomie nie niższym niż 245 i 650 MW. Do dyspozycji dyspozytora KDM pozostawały wszystkie cztery hydrogeneratory elektrowni szczytowo pompowej Porąbka Żar. Z kolei elektrownia szczytowo pompowa Żarnowiec z uwagi na remont zbiornika górnego pozostawała od początku maja niedyspozycyjna na wszystkich jednostkach w zakresie generacji i pompowania, zachowując jedynie zdolność do pracy kompensacyjnej na dwóch jednostkach. Na liście uruchomień pozostały do dyspozycji niżej wymienione jednostki cieplne (wg rankingu ofert cenowych): elektrownia Dolna Odra blok 6, elektrownia Skawina blok 7, elektrownia Konin, blok 8, elektrownia Połaniec, bloki 2, 5, 6, 7, elektrownia Kozienice bloki 3 i 10, elektrownia Łagisza bloki 4 i 7, elektrownia Łaziska blok 1, elektrownia Siersza blok 4, elektrownia Rybnik blok 8, W ramach prac w sieci przesyłowej na dzień 26 czerwca zaplanowano następujące nowe wyłączenia: linia 400 kv Połaniec Ostrowiec, linie 220 kv: Konin Sochaczew, punkt rozgałęźny XJL Joachimów, Łagisza, Wrzosowa, autotransformatory 220/110 kv: Żydowo AT2, Klikowa AT1, Grudziądz AT1, dodatkowo do wyłączonych już wcześniej do prac planowych następujących elementów sieci przesyłowej: linie 400 kv: Albrechtice Dobrzeń, Rzeszów Tucznawa, linie 220 kv: Cieplice Boguszów, Klecina Świebodzice, Połaniec Radkowice, Plewiska Konin, Rożki Puławy, autotransformatory 220/110 kv: Białystok AT1, Halemba AT1, Klecina AT1, Klecina AT2, Kozienice AT1, Podolszyce AT2, Police AT1, Plewiska AT2, Zgież AT1

transformator 400/110 kv: Tucznawa TR1. transformator 220/110 kv: Czeczot TR1. Z uwagi na pracę sieci przesyłowej wymuszano pracę następujących jednostek wytwórczych: elektrownia Ostrołęka: bloki 1, 2, 3 minimum trzy, elektrownia Kozienice: bloki 2, 6 (przyłączone do rozdzielni 110 kv) minimum jeden, bloki 1, 3, 4, 5, 7, 8 (przyłączone do rozdzielni 220 kv) minimum trzy, elektrownia Pątnów: bloki 2, 4, 5, 6 (przyłączone do rozdzielni 220 kv) minimum trzy, elektrownia Pątnów i elektrownia Konin: bloki 1, 3, 9 (przyłączone do rozdzielni 110 kv) minimum dwa, elektrownia Dolna Odra: blok 1 (przyłączony do rozdzielni 110 kv) wymuszona praca, bloki 6, 7, 8 (przyłączone do rozdzielni 400 kv) minimum dwa, bloki 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 minimum trzy, oraz ograniczano pracę następujących jednostek wytwórczych: elektrownia Kozienice: bloki 1, 3, 4, 5, 7, 8, 9, 10 (przyłączone do rozdzielni 220 kv i 400 kv) maksymalna moc 1600 MW z uwagi na przekroczenia dopuszczalnych obciążeń linii 220 kv Kozienice Mory i Kozienice Piaseczno przy wysokich temperaturach powyżej 25 C, elektrownia Dolna Odra, blok nr 1 (przyłączony do rozdzielni 110 kv) maksymalna moc 90 MW z uwagi na wyłączenie linii 110 kv Dębno Bielin. W stosunku do powyższego z uwagi na postoje awaryjne jednostek wytwórczych w szczycie rannym nie zostały spełnione następujące wymagania: pracy trzech bloków w elektrowni Ostrołęka (postój awaryjny bloku nr 1 od 21 czerwca godz. 15:02 planowany do 26 czerwca godziny 15:00), pracy dwóch bloków w elektrowniach Pątnów i Konin przyłączonych do rozdzielni 110 kv (postój awaryjny bloków: nr 9 w elektrowni Konin od godziny 0:15 w dniu 26.06 planowany do godziny 0:00 dnia 28 czerwca oraz nr 3 w elektrowni Pątnów od 25 czerwca godziny 10:33 przedłużony w nocy z 25 na 26 czerwca najpierw do godziny 8:00 dnia 26 czerwca, a w kolejnych zgłoszeniach ostatecznie do 27 czerwca godzina 10:00). W ramach procedury planowania dobowego, na podstawie dostępnych danych z zakresu topologii, planowanego zapotrzebowania mocy, rozkładu obciążeń JWCD, njwcd oraz wymiany międzysystemowej stworzony został model na którym wykonano analizy systemowe. Wyniki potwierdziły spełnienie kryterium N-1 i dotrzymanie wymaganych parametrów technicznych. Od momentu zakończenia procesu planowania po południu 25 czerwca do momentu wystąpienia awarii w KSE miały miejsce następujące odstawienia awaryjne jednostek wytwórczych: elektrownia Łaziska: o blok nr 10 dnia 25 czerwca o godzinie 23:38 z uwagi na wzrost temperatury pary za częścią wysokoprężną turbiny, zsynchronizowany 26.06 o godzinie 1:53, o blok nr 12 o godzinie 8:10 ze względu na nieszczelność kotła, zsynchronizowany 27 czerwca o godzinie 4:31, elektrownia Konin:

o blok nr 9 o godzinie 0:15 ze względu na nieszczelność kotła, zsynchronizowany 28 czerwca o godzinie 9:05, elektrownia Kozienice: o blok nr 1 o godzinie 11:41 z uwagi na wyciek oleju z kadzi transformatora blokowego, przekwalifikowany do rezerwy 28 czerwca o godzinie 4:46. Dodatkowo zanotowano ubytki mocy dyspozycyjnej na następujących jednostkach wytwórczych: elektrownia Adamów: o blok nr 5 10 MW z uwagi na wysoką temperaturę wody chłodzącej przez całą dobę, elektrownia Siersza: o blok nr 2 41 MW w godzinach 7:00 9:40 i 71 MW w godzinach 13:05-21:05 ze względu na awarię podajnika węgla, elektrownia Bełchatów: o blok nr 8 170 MW w godzinach 7:01 11:00 i 120 MW w godzinach 11:01-15:00 ze względu na pogorszone parametry chemiczne pary, elektrownia Łagisza: o blok 1 20 MW w godzinach 8:01 12:00 ze względu na niskokaloryczny węgiel, o blok nr 2 20 MW w godzinach 7:01 12:00 ze względu na niskokaloryczny węgiel, o blok nr 6 15 MW w godzinach 7:25 15:00 ze względu na pogorszoną próżnię elektrownia Opole: o blok nr 1 86 MW w godzinach 8:46 17:00 ze względu na niesprawność układu automatycznej regulacji turbopompy, elektrownia Łaziska: o blok nr 10 20 MW w godzinach 10:30 14:00 ze względu na niesprawności zespołów młynowych, elektrownia Jaworzno: o blok nr 3 25 MW w godzinach 10:31 10:00 ze względu na nieszczelności na układzie regeneracji wysokoprężnej, elektrownia Ostrołęka: o blok nr 2 30 MW w godzinach 11:36 12:13 ze względu na pracę na dwóch młynach węglowych. Razem powyższe ubytki i odstawienia awaryjne objęły do godziny 7 rano 571 MW mocy wytwórczych w systemie i zostały częściowo skompensowane uruchomieniem bloku nr 6 w elektrowni Dolna Odra o mocy osiągalnej 222 MW (polecenie uruchomienia o godzinie 03:01, synchronizacja z siecią 07:44). Z uwagi na czas rozruchu jednostek wytwórczych w KSE rzędu 6 godzin ubytki mocy, które wystąpiły po godzinie 7 (osiągając razem 1 107 MW na godzinę 13:00) nie zostały pokryte na szczyt ranny. Jednocześnie podczas najazdu na szczyt ranny okazało się, że zapotrzebowanie kształtuje się o około 600 MW wyżej niż zakładała prognoza z dnia poprzedniego (patrz załącznik nr 1). Zbieg tych obu okoliczności spowodował, że około godziny 12 dostępne dla OSP rezerwy mocy wirującej w KSE zmniejszyły się do poziomu 200 300 MW.

3 Przebieg awarii 3.1 Stan zagrożenia pracy systemu W godzinach 12:00 13:08 KSE znajdował się w fazie narastania zapotrzebowania bezpośrednio przed osiągnięciem jego wartości szczytowej 18722 MW. O godzinie 12:00 zapotrzebowanie wynosiło 18 604 MW. Napięcia w sieci przesyłowej 400 i 220 kv, w centralnej i północnej części kraju znajdowały się w dolnych granicach wartości dopuszczalnych. Napięcia niższe od wartości dopuszczalnych utrzymywały się jedynie w dwóch rozdzielniach: Pątnów 220 kv (212 kv) oraz Plewiska 400 kv (354 kv). Przepływy mocy w sieci 400 i 220 kv nie przekraczały wartości dopuszczalnych. Import mocy biernej liniami wymiany wyniósł 301 MVAR, w tym 224 MVAR było dostarczane liniami 220 kv Krajnik Vierraden lub pochodziło z baterii kondensatorów układu HVDC przyłączonego do stacji Słupsk. W miarę dalszego narastania zapotrzebowania i wyczerpywania się zdolności regulacyjnych mocy biernej napięcia w sieci przesyłowej szybko spadały (patrz załączniki nr 5 i nr 7). O godzinie 13:00 poniżej wartości dopuszczalnych znalazły się napięcia w przeważającej liczbie stacji w centralnej i północnej części kraju, w tym w rozdzielniach 400 kv: Krajnik (395 kv), Kozienice (394 kv), Żarnowiec (387 kv ), Słupsk (396 kv ), Gdańsk Błonia (379 kv), Grudziądz (< 350 kv), Płock (372 kv), Miłosna (376 kv), Narew (368 kv) i rozdzielniach 220 kv: Pątnów (206 kv), Mory (197 kv), Piaseczno (194 kv), Sochaczew (193 kv), Włocławek (196 kv). Napięcia w głównych węzłach sieci 110 kv, miały poprawne wartości (z wyjątkiem rozdzielni 110 kv Plewiska) i wynosiły: Gdańsk Błonia (116 kv), Grudziądz (114 kv), Kozienice (117 kv), Krajnik (119 kv), Miłosna (115 kv), Mory (113 kv), Narew (119 kv), Ostrołęka (110 kv), Pątnów (114 kv), Plewiska (109 kv), Słupsk (117 kv), Żarnowiec (118 kv). Przepływy mocy w sieci 400 i 220 kv nie przekraczały wartości dopuszczalnych. Import mocy biernej liniami wymiany wyniósł 569 MVAr, w tym 378 MVAr było dostarczane liniami 220 kv Krajnik Vierraden lub pochodziło z baterii kondensatorów układu HVDC przyłączonego do stacji Słupsk. KSE znalazł się w bardzo niebezpiecznym punkcie pracy, w którym wyłączenie jakiegokolwiek źródła mocy biernej na północy kraju spowodować mogło duże spadki napięć w tym rejonie. Ponieważ wartości napięć w rozdzielniach 110 kv w tym czasie miały poprawne wartości, można przyjąć, że obniżenie napięć w sieci 400 i 220 kv między 12:00 i 13:00 spowodowane zostało przez układy ARNE/ARST, dla których napięcie po stronie 110 kv miało ustawiony wyższy priorytet. Zwiększone zapotrzebowanie na moc czynną w dniu awarii pociągnęło za sobą także zwiększone zapotrzebowanie na moc bierną. Kluczowe znaczenie miał pobór następujących spółek dystrybucyjnych: Energa, Enea, ZE Białystok, ZEWT, STOEN, ZE Łódź Miasto i ZE Łódź Teren. Sumaryczny pobór mocy czynnej i biernej na transformatorach NN/110 kv zasilających te spółki w dniu awarii wyniósł o godzinie 13:00 6019 MW mocy czynnej i 2555 MVAR mocy biernej, co daje średnią wartość tgϕ = 0,424 (patrz załącznik nr 10). 1 1 W modelu układu normalnego na lato 2006 przygotowywanego na podstawie danych o poborze mocy przez odbiorców dostarczanych przez te spółki dystrybucyjne, pobór mocy na transformatorach NN/110 kv

W wyniku opisanych powyżej uwarunkowań KSE znalazł się około godziny 13:00 w stanie zagrożenia. Praktycznie wszystkie JWCD zlokalizowane w centralnej i północnej części kraju pracowały z pełnym obciążeniem mocą czynną i bierną dostępną dla OSP i tracąc możliwości dalszego utrzymywania zadanych wartości napięcia w punktach ich przyłączenia do sieci przesyłowej. Wraz ze wzrostem zapotrzebowania KSE na moc czynną i bierną następowało stopniowe obniżanie się napięcia w północnej i centralnej części kraju obejmując także rozdzielnie, do których były przyłączone jednostki wytwórcze następujących elektrowni: Ostrołęka, Żarnowiec, Pątnów, Konin, Adamów, Kozienice, Dolna Odra osiągając poziomy dopuszczalne jedynie w stanach zakłóceniowych. Przebiegi napięcia, mocy czynnej i biernej w powyższych elektrowniach zawiera załącznik 7. W elektrowni Ostrołęka generatory 2 i 3 pracowały w ARNE i regulowały odpowiednio napięcie na systemie szyn 220 kv oraz systemie szyn 110 kv w stacji Ostrołęka. Ze względu na zmniejszające się napięcie na systemie szyn 110 kv w stacji Ostrołęka oraz wyczerpanie możliwości dalszej regulacji w kierunku zwiększania mocy biernej indukcyjnej na generatorach, około godziny 12:38 dokonano zmiany położenia przełącznika zaczepów transformatora AT1 w stacji Ostrołęka od numeru 6 do 10 dla podniesienia napięcia na systemie szyn 110 kv. Po zmianie położenia przełącznika zaczepów napięcie na systemie szyn 220 kv wynosiło 219 kv, a na systemie szyn 110 kv 113 kv. Do momentu awarii napięcie na systemie szyn 110 kv pozostawało na poziomie około 112 kv, a na systemie szyn 220 kv utrzymywała się tendencja spadkowa do wartości poniżej 210 kv, po której przekroczeniu o godzinie 13:08, tuż przed wyłączeniem bloku nr 3, nastąpiła blokada układu ARNE. W tym samym przedziale czasowym, w skutek zmniejszania się napięcia w rozdzielniach 400 kv i 220 kv w stacji Kozienice, generatory w elektrowni Kozienice pracowały w górnym pułapie generacji mocy biernej przy pełnym obciążeniu mocą czynną. W związku z powyższym regulacja ARNE nie była w stanie utrzymać zadanych wartości napięcia, co powodowało spadek napięcia. Bezpośrednio przed awarią o godzinie 13:08 napięcia w stacji Kozienice wynosiły 387 kv, 222 kv i 114 kv. Praca układu ARNE w elektrowni Bełchatów utrzymywała przez cały ten czas napięcie w rozdzielniach 400 i 220 kv stacji Rogowiec nie powodując odchyłki od zadanych wartości (420 kv i 235 kv). Regulacja układów ARST w północno-wschodniej części KSE odbywała się zgodnie z ich nastawą, to jest utrzymywaniem napięcia rozdzielni 110 kv tych stacji. Ze względu na zwiększone zapotrzebowanie mocy biernej w sieci 110 kv w większości stacji z tego obszaru praca transformatorów w tym dniu odbywała się w pobliżu skrajnych zaczepów. W stacji Płock na skutek obniżania się napięcia w rozdzielni 400 kv układ ARST spowodował kilkukrotną zmianę przełącznika osiągając najniższy numer 1 około godziny 12:50, zasilających je wyniósł dla szczytu rannego odpowiednio 5434 MW i 1617 MVAr, co daje tgϕ = 0,298. Różnica w przepływach między modelem i rzeczywistym systemem wynika z niższego przyjętego zapotrzebowania KSE (17 500 MW zamiast 18 722 MW), innego rozkładu generacji oraz innych ustawień przełączników zaczepów transformatorów. Po proporcjonalnym przeskalowaniu w modelu zapotrzebowania na moc czynną i bierną, zaktualizowaniu generacji oraz topologii sieci przesyłowej uzyskano wartości 6197 MW i 1840 MVAr. W przypadku mocy czynnej uzyskano w ten sposób zbliżone wartości do tych z pomiarów. W przypadku mocy biernej różnica jest nadal znaczna i wynosi ponad 700 MVAr.

wyczerpując tym samym możliwości dalszej regulacji napięcia w kierunku utrzymywania napięcia w rozdzielni 110 kv. Bezpośrednio przed awarią o godzinie 13:08 napięcia w stacji Płock wynosiły 376 kv i 117 kv. W stacji Narew układ ARST osiągnął skrajny dolny zaczep transformatora już około godziny 11:19. Napięcia w tej stacji o godzinie 13:08 wyniosły 360 kv i 114 kv. W stacji Dunowo autotransformator AT1 osiągnął najniższy zaczep tuż przed awarią (godzina 13:08). W stacji Olsztyn Mątki około godziny 12:28 na skutek spadku napięcia w rozdzielni 400 kv poniżej 380 kv regulacja ARST została zablokowana (patrz załącznik nr 8). Warunki pracy połączonych systemów UCTE, w ramach którego pracuje KSE były w dniu 26 czerwca normalne. Pracujące w kraju układy pomiarowe WAMS nie zarejestrowały w tym dniu przypadku wystąpienia zmiany częstotliwości mogącej wskazywać na wystąpienie kołysań międzyobszarowych, w konsekwencji których mogłaby być zaburzona stabilna praca jednostek wytwórczych. Częstotliwość w okresie bezpośrednio poprzedzającym awarię (13:00 13:05) kształtowała się poniżej wartości zadanej (50 Hz). O godzinie 13:02 odchylenie częstotliwości było największe i sięgnęło 90 mhz, po czym częstotliwość zaczęła wzrastać by o godzinie 13:09 osiągnąć odchylenie 45 mhz. Takie zachowanie częstotliwości nie jest zjawiskiem pozytywnym, jednakże w ostatnich latach jest typowe dla okresów czasowych w okolicy pełnych godzin (od 5 min przed do 5 min po pełnej godzinie), kiedy mogą występować duże zmiany planów wymiany energii pomiędzy obszarami regulacyjnymi w ramach UCTE. Obserwowany w ostatnich latach wzrost tej zmienności jest wynikiem sukcesywnego wprowadzania i rozwijania rynków energii w poszczególnych krajach Unii Europejskiej. KSE realizował na godzinę 14 (13:00 14:00) planowy eksport energii w ramach połączenia synchronicznego w wysokości 1300 MW. Saldo KSE zadane na regulatorze centralnym wynosiło 1275 MW (eksport) ze względu na zwrot kompensacyjny z systemu UCTE w wielkości 25 MW (import). Ze względu na odchylenie częstotliwości chwilowa wielkość mocy związana z regulacją wtórną dostarczana z KSE do reszty systemów UCTE o godzinie 13:09 wynosiła około 100 MW. Kablem prądu stałego realizowany był planowy import energii ze Szwecji w wysokości 300 MW. 3.2 Zdarzenie inicjujące W dniu 26 czerwca prowadzono prace planowe na rozdzielni 110 kv stacji Ostrołęka, w związku z którymi załączono sprzęgło 110 kv zaś dla ograniczenia mocy zwarciowej po stronie 110 kv został wyłączony autotransformator AT2 (wyłącznik 220 kv załączony). Blok nr 2 w elektrowni Ostrołęka pracował z załączoną regulacją pierwotną i wtórną natomiast blok nr 3 nie pracował w regulacji. Oba bloki pracowały z załączonym układem ARNE. Na bloku nr 2 w godzinach 11:37 12:11 i 12:46 12:59 wystąpiły przejściowe zakłócenia pracy bloku spowodowane problemami z pracą młynów węglowych, które skutkowały okresowym obniżeniem mocy czynnej bloku. Bezpośrednio przed awarią bloki nr 2 i 3 w elektrowni Ostrołęka pracowały z mocą czynną bliską znamionowej oraz ze znaczną mocą bierną indukcyjną (powyżej 100 MVAr). Tuż po godz. 13:04 zaobserwowano postępujący spadek napięcia w rozdzielniach 110 i 220 kv oraz pobudzenie i zadziałanie ograniczników prądu wirnika (co miało miejsce przy osiągnięciu górnego limitu generacji mocy czynnej i biernej indukcyjnej generatora). Trzykrotne wejście w ogranicznik prądu wirnika na bloku nr 2 przy tendencji spadku napięciu

spowodowało prawdopodobnie powstanie coraz większego uchybu regulacyjnego na odwzbudzenie generatora, co w konsekwencji spowodowało przejście przez 0 mocy biernej i wejście w działanie ogranicznika kąta mocy. Szybsze działanie ogranicznika kąta mocy można tłumaczyć zmianą nachylenia charakterystyki ogranicznika w wyniku niskiego napięcia. Nastawę ogranicznika kąta mocy w praktyce realizuje się o nastawy prądów (P/U i Q/U), a więc przy niskim napięciu generator może znacznie szybciej wejść w obszar ograniczeń szczególnie przy wysokim pułapie mocy czynnej. 2 Nagły pobór mocy biernej przez blok 2 spowodował wejście w ogranicznik prądu stojana na bloku 3 co było przypuszczalnie przyczyną powstania kołysań międzygeneratorowych o częstotliwości około 1 Hz zarejestrowanych w elektrowni Ostrołęka (patrz załącznik nr 3), co dalej skutkowało między innymi pobudzeniem zabezpieczeń od mocy zwrotnej i zabezpieczeń podimpedancyjnych oraz spadkiem napięcia na rozdzielniach potrzeb własnych co było bezpośrednią przyczyną wyłączenia bloku nr 3 (o godzinie 13:08:16). Na podstawie posiadanych i otrzymanych z elektrowni informacji należy sądzić, iż obydwa generatory znalazły się w niedozwolonych punktach pracy. Wykresy kołowe generatorów są opracowywane dla napięcia znamionowego, zaś w trakcie zakłócenia napięcie generatora spadło do poziomu około 14 kv co istotnie ograniczyło dopuszczalne obszary pracy (według pomiarów z układu ARNE o godz. 13:10 U G2 =14,3 kv, U G3 =14,5 kv) 3. Po zadziałaniu zabezpieczenia podnapięciowego (pobudzenie o godzinie 13:08:05) i wyłączeniu wyłącznika blokowego (13:08:25) blok nr 2 zgodnie z oczekiwaniem przeszedł do pracy na potrzeby własne. W tym czasie napięcie na rozdzielni potrzeb własnych powinno odbudować się do wartości bliskich znamionowym, umożliwiając stabilną pracę bloku, w układzie zasilania potrzeb własnych, która powinna trwać do momentu ponownego połączenia bloku z KSE. Ponieważ napięcie na rozdzielni potrzeb własnych nie zostało odbudowane blok został odstawiony awaryjnie. 3.3 Załamanie napięcia w systemie 2 W przypadku bloków elektrowni Ostrołęka ogranicznik ten nastawiony był na działanie zgodnie ze wzorem: Q = -50 + 0.125 * P gdzie: Q - wartość nastawy ogranicznika [MVAr] P - aktualna moc czynna [MW] Dla mocy czynnej równej 200 MW nastawa ogranicznika wynosiła zatem 25 MVAr. W chwili awarii napięcie na zaciskach generatora wynosiło około 0,9 Un, co spowodowało to przesuniecie granicy działania ogranicznika LKM do wartości około 18,5 MVAr. 3 Według informacji otrzymanych z elektrowni Ostrołęka już wielokrotnie wcześniej występowały pobudzenia wspomnianych ograniczników prądu wirnika, nie prowadzące jednak do awaryjnych odstawień bloków. Transformatory blokowe w elektrowni Ostrołęka są typowymi jednostkami stosowanymi w energetyce polskiej o napięciach znamionowych uzwojeń 250 kv i 15,75 kv bez podobciążeniowego przełącznika zaczepu. Brak regulacji przekładni transformatora blokowego utrudnia utrzymanie poprawnego poziomu napięcia generatorowego określonego w IRiESP (punkt II.A.2.2) w odniesieniu do zakresu napięć w węzłach wytwórczych. Działanie przełączników zaczepów transformatorów odczepowych okazało się niewystarczające dla zapewnienia odpowiedniego poziomu napięcia na rozdzielniach 6 kv potrzeb własnych co w rezultacie stanowiło najbardziej prawdopodobną przyczynę wyłączenia bloku nr 3.

Po samoczynnym wyłączeniu obu pracujących bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:08 nastąpił gwałtowny spadek napięć w północno wschodniej części systemu co doprowadziło o godzinie 13:09 do samoczynnego wyłączenia jednego z pracujących bloków w elektrowni Kozienice (blok nr 7). Bezpośrednią przyczyną było odpadnięcie stycznika falownika wentylatora podmuchu spowodowane zbyt niskim poziomem napięcia na rozdzielni potrzeb własnych. Blok ten jest przystosowany do pracy na potrzeby własne i zgodnie z przewidywaniem spadek napięcia w rozdzielni 220 kv powinien w pierwszej kolejności doprowadzić do zadziałania zabezpieczenia podnapięciowego skutkującego przejściem bloku do pracy na potrzeby własne, a nie jak miało to miejsce w tym przypadku do wyłączenia urządzeń potrzeb własnych i odstawienia awaryjnego bloku. W efekcie powyższych zdarzeń napięcia na rozdzielniach w stacji Kozienice spadły o godzinie 13:10 do wartości 368 kv, 215 kv i 105 kv. W tym samym czasie z uwagi na niski poziom napięć w rozdzielniach 110 kv samoczynnie wyłączyły również turbozespół nr 3 w elektrociepłowni Ostrołęka, generatory 2 i 4 w elektrociepłowni Białystok (o godzinie 13:09) oraz generatory 1, 2 i 3 w elektrociepłowni Starachowice (o godzinie 13:12). Postępujący spadek napięć w systemie przesyłowym spowodował o godzinie 13:13 samoczynne wyłączenie łącza HVDC w stacji Słupsk którym był realizowany przesył 300 MW ze Szwecji do Polski. Przed wyłączeniem w stacji Słupsk załączone były wszystkie dostępne baterie kondensatorów i filtry harmonicznych. Bezpośrednią przyczyną zatrzymania pracy łącza było wyłączenie filtra Contune, który jest niezbędny dla jego pracy, z uwagi na spadek napięcia na potrzebach własnych stacji DC (napięcie w stacji Słupsk spadło poniżej 360 kv). Jednocześnie z tego samego powodu wyłączyła bateria Q3. Pozostająca w pracy bateria Q2 po dalszym zaniżeniu napięcia na szynach 400 kv do poziomu około 330 kv generowała około 65 MVAr. Do godziny 13:31 wykonano kilka prób załączenia baterii Q3 zakończonych niepowodzeniem z powodu utrzymywania się niskiego napięcia na potrzebach własnych. Po wyłączeniu łącza HVDC napięcie w stacji Dunowo spadło o godzinie 13:13 do wartości odpowiednio 350 kv, 199 kv i 103 kv. W stacji Żarnowiec układ ARNE zarejestrował najniższe wartości napięcia o godzinie 13:11 365 kv i o godzinie 13:15 100 kv, natomiast w stacji Olsztyn Mątki najniższe wartości napięcia zarejestrowane przez układ ARST wyniosły o godzinie 13:09 356 kv i o godzinie 13:14 90 kv. W wyniku powyższych wyłączeń nastąpiło dalsze pogłębienie deficytu mocy czynnej biernej w północnej i centralnej części kraju co spowodowało znaczny wzrost jej przesyłu ze źródeł zlokalizowanych na południu kraju i zza granicy. Niektóre linie osiągnęły maksymalne dopuszczalne obciążenie dla występujących w tym czasie temperatur (ze względu na zwisy przewodów). Przesyły mocy czynnej i biernej na duże odległości spowodowały dodatkowe straty mocy biernej i pogłębienie jej deficytu. Nastąpiło załamanie napięcia w rozdzielniach sieci przesyłowej w centralnej i północnej części kraju oraz utrata możliwości utrzymania zadanych wartości napięcia w punktach przyłączenia do sieci przesyłowej pozostałych elektrowni. Powyższe awaryjne wyłączenia spowodowały znaczny deficyt mocy czynnej i biernej (około 600 MVAR) i w konsekwencji dalsze głębokie spadki napięć. W sieci 400 kv w całej środkowej i północnej części Polski, z wyjątkiem Rogowca (407 kv) oraz Krajnika (363 kv) napięcie spadło poniżej 350 kv. W sieci 220 kv w większości stacji w tym rejonie napięcia spadły poniżej 180 kv. W Pątnowie napięcie w rozdzielni 220 kv spadło do 187 kv, w Kozienicach do 198 kv. Prawidłowe napięcia utrzymały się jedynie w rozdzielniach 220 kv

Rogowiec (232 kv) oraz Krajnik (223 kv). Spadki napięć poniżej wartości dopuszczalnych dotknęły także główne węzły sieci 110 kv. Poniżej 90 kv spadły napięcia w rejonie Ostrołęki, Olsztyna i Białegostoku oraz w Słupsku i Żarnowcu (13:14 13:40). W pozostałych rejonach utrzymywały się powyżej 90 kv. W Pątnowie i Kozienicach napięcie utrzymywane było na poziomie 104 kv, w Krajniku wynosiło 120 kv (patrz załączniki nr 5 i nr 7). W okresie załamania napięcia układ ARNE elektrowni Bełchatów zwiększył generację na wszystkich generatorach. Z chwilą osiągnięcia wartości generacji mocy biernej około 190 MVAr na każdy blok nastąpiło zablokowanie regulacji ARNE, spowodowane ograniczeniem zakresów pomiarowych przetworników mocy biernej (bloki 1 12 elektrowni Bełchatów mają zdolność obciążenia mocą bierną indukcyjną powyżej 200 MVAr). Napięcie w rozdzielniach stacji Rogowiec spadło odpowiednio z 415 do 405 kv i z 235 do 230 kv. W stacji Płock leżącej na drodze przesyłu energii z elektrowni Bełchatów na północ kraju napięcia wynosiły o godzinie 13:13 350 kv i 107 kv, natomiast już o godzinie 13:20 osiągnęły najniższe zarejestrowane wartości 330 kv i 100 kv. W odleglejszych częściach systemu były one jeszcze niższe, na przykład w stacji Narew najniższa wartość napięcia w rozdzielni 110 kv jaką zarejestrował układ ARST wyniosła 89 kv. Krajowy deficyt mocy biernej był pokrywany przez systemy zagraniczne. W warunkach załamania napięcia w sieci przesyłowej poważnemu obniżeniu uległo napięcie u znacznej liczby odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczej. Od godziny 13:00 do 14:10 sygnały regulacyjne Y1 i Y1s utrzymywały się stale na 31 stopniu. Po wypadnięciu 2 bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:08 wartość uchybu regulacyjnego kraju (ACE) sięgnęła 400 MW, następny skok ACE o około 200 MW miał miejsce o godz. 13:09 po wypadnięciu bloku w elektrowni Kozienice (220 MW). O godz. 13:13, po awaryjnym wyłączeniu przez zabezpieczenie podnapięciowe kabla prądu stałego ze Szwecją niezbilansowanie systemu polskiego sięgnęło 1100 MW. Sumarycznie, w czasie 6 minut od 13:08 do 13:14 zmiana ACE KSE wyniosła 1080 MW. Największe odchylenie salda zarejestrowano o godzinie 13:34 przy wartości ACE 1400 MW (patrz załącznik nr 4). 3.4 Działania dla opanowania i likwidacji awarii W związku ze znacznymi ubytkami mocy czynnej w celu opanowania sytuacji w KSE i zbilansowania systemu, dokonano awaryjnego zakupu energii od sąsiednich operatorów. Taki awaryjny zakup energii jest środkiem stosowanym przez OSP zgodnie z UCTE Operation Handbook w sytuacjach, w których dotknięty awarią OSP, po wyczerpaniu wszelkich środków dostępnych w jego systemie, nadal nie jest w stanie doprowadzić stanu pracy swojego systemu do normalnego. Jako pierwszy uzgodniony został import z CEPS (operator systemu czeskiego), z którym PSE-O ma podpisaną umowę ramową na dostawy awaryjne. Realizacja dostawy z CEPS rozpoczęła się o godzinie 13:45. Od godziny 14:00 uzgodnione zostały również dostawy awaryjne od operatorów słowackiego (SEPS) i niemieckiego (VE- T). Po załączeniu kabla prądu stałego ze Szwecją rozpoczęto również realizację uzgodnionej dostawy awaryjnej od operatora szwedzkiego (SvK) podsumowanie dostaw awaryjnych zawiera załącznik nr 11.Od godziny 13:45, po rozpoczęciu przez CEPS dostawy awaryjnej 400 MW ACE bloku CENTREL zaczęło się zmniejszać, a zmiana planów wymiany między PSE-O a CEPS o godz. 13:57 spowodowała skokowe zmniejszenie odchylenia systemu polskiego o 300 MW. O godzinie 14:00 odchylenie ACE wynosiło 400 MW. Po zakończeniu rampy dla godziny 14:00 i wprowadzeniu zmiany planów wymiany z SEPS (100 MW) i VE-

T (500 MW) o godzinie 14:05 wartość ACE powróciła do wartości normalnych, a sygnały po 5 minutach (stała czasowa regulatora) odzyskały zakres sterowania (patrz załącznik nr 4). Załączenie kabla było poprzedzone następującymi działaniami zmierzającymi do odbudowy napięcia potrzeb własnych w stacji Słupsk: załączenie hydrozespołu H1 w Żydowie, wyłączenie transformatora AT1 400/110 kv w stacji Słupsk od strony rozdzielni 400 kv w celu podniesienia napięcia potrzeb własnych, W efekcie powyższych działań podwyższono napięcie na potrzebach własnych, załączono baterie Q3, filtr Contune i o godzinie 14:31 uruchomiono przesył że Szwecji do Polski w wysokości 200 MW przy napięciu 375 kv, stopniowo zwiększany do 300 MW (od 14:42), 400 MW (od 15:10), 500 MW (od 15:23) aż do maksymalnej zdolności przesyłowej łącza HVDC 600 MW (od 15:43) W ciągu 30 minut od załączenia kabla wzrost przesyłu mocy ze Szwecji spowodował nieznaczny spadek napięcia w Słupsku do około 370 kv, jednakże znacznie poprawiła się sytuacja napięciowa w pozostałych węzłach szyny północnej. Dla uzyskania napięcia umożliwiającego ponowną synchronizację bloków w elektrowni Ostrołęka o godzinie 13:35 podjęto decyzję o wprowadzeniu ograniczeń katastrofalnych odbiorców w jej rejonie (dla odbiorców Zakładu Energetycznego Białystok). Ograniczenia obowiązywały w czasie pomiędzy 13:53 a 16:04 i maksymalnie wynosiły 110 MW. W godzinach 13:58 18:28 wyłączano także linię 220 kv Ostrołęka Ełk a w stacji Ostrołęka wprowadzono specjalny układ pracy wydzielając autotransformator AT2 na uwolniony system szyn. Wymienione powyżej działania umożliwiły osiągnięcie właściwych poziomów napięcia na rozdzielni potrzeb własnych elektrowni Ostrołęka i kolejne uruchamianie jednostek wytwórczych, bloku nr 3 synchronizacja 15:27i bloku nr 2 synchronizacja 17:37. Blok nr 3 był ponownie wyłączony od godziny 16:05 do 17:17 z powodu błędu łączeniowego w rozdzielni 110 kv Ostrołęka. Blok nr 2 także był ponownie wyłączony w godzinach 17:55 18:06 ze względu na zbyt niski poziom wody w walczaku. Szczegółowo działania podjęte dla ponownego uruchomienia elektrowni Ostrołęka zostały przedstawione w załączniku nr 9. Podejmowano decyzje zmieniające rozkład obciążeń w jednostkach wytwórczych elektrowni systemowych celem utrzymania przepływów w sieci przesyłowej w dopuszczalnych granicach ( w szczególności elektrownie Bełchatów, Kozienice). W trybie awaryjnym wydano polecenia dotyczące uruchomienia i dociążenia źródeł wytwórczych, które w stanie normalnym pracy KSE nie podlegają centralnemu dysponowaniu przez OSP. Dotyczyły one elektrowni, które mogły wpłynąć na poprawę lokalnych bilansów mocy biernej, miedzy innymi elektrowni pompowo szczytowej Żydowo oraz jednostek wytwórczych w elektrociepłowniach warszawskich (EC Siekierki, EC Żerań). Zgodnie z poleceniem zwiększenia generacji mocy czynnej i biernej we wszystkich njwcd, uzyskano przyrost mocy czynnej o około 260MW w stosunku do planu (podsumowanie patrz załącznik nr 12). Szczegółowy wykaz działań samoczynnych oraz realizowanych na polecenie służb ruchowych zawiera załącznik 2. Około godziny 16:00 KSE powrócił do stanu pracy normalnej.

4 Wnioski 4.1 Podsumowanie przyczyn i przebiegu awarii Awaria napięciowa polegająca na załamaniu się napięcia na znacznym obszarze systemu jest zdarzeniem niezwykle rzadkim i na ogół stanowi zaskoczenie dla służb ruchowych. Jest bardzo trudna do szybkiego rozpoznania i opanowania. Dlatego tak ważne jest odpowiednio wcześnie zminimalizować ryzyko jej wystąpienia. Rozwinięte systemy elektroenergetyczne są zazwyczaj odporne na tego typu awarie poprzez przestrzeganie w nich zasad właściwego doboru parametrów urządzeń wytwórczych (znamionowy cosφ generatorów) oraz prowadzenie właściwej gospodarki mocą na poziomie odbiorców i sieci rozdzielczej (wymagania dotyczące kompensacja mocy biernej u odbiorców i w sieci rozdzielczej). W dniu 26 czerwca wystąpiło rekordowe zapotrzebowanie mocy KSE w okresie letnim. W okresie szczytu obciążenia (około godziny 13:00) wynosiło ono 18700 MW i było o prawie 2000 MW wyższe od występującego w podobnym okresie roku poprzedniego. Biorąc pod uwagę postój małych elektrowni i elektrociepłowni przyłączonych sieci rozdzielczej (około 3500 MW mniej mocy w porównaniu do sezonu zimowego) można przyjąć, że sieć przesyłowa pracowała z obciążeniem typowym dla warunków późnojesiennych, przy równoczesnym braku pracujących w tym okresie i dobrze zlokalizowanych w systemie (duże aglomeracje miejskie) źródeł mocy biernej jakimi są generatory tych elektrowni i elektrociepłowni. W okresie poprzedzającym powstanie stanu zagrożenia miały miejsce znaczne ubytki awaryjne mocy dyspozycyjnej (około 1100 MW). Ubytki te w większości nie mogły być zastąpione w wymaganym czasie z uwagi na długi czas uruchamiania nowych jednostek wytwórczych w KSE (ponad 6 godzin). Planowane w cyklu dobowym maksymalne zapotrzebowanie KSE zostało przekroczone o ponad 600 MW (błąd prognozy). Wpływ na to miało wiele czynników nietypowych, które były szacowane w trakcie opracowywania prognozy (pierwszy poniedziałek po zakończeniu roku szkolnego, wpływ temperatury). Ubytki awaryjne mocy oraz duży błąd prognozy zapotrzebowania spowodowały wyczerpanie się rezerw mocy czynnej i maksymalne obciążenie mocą czynną wszystkich pracujących JWCD. Spowodowało to istotne zawężenie zakresu dostępnej mocy biernej tych jednostek wytwórczych. W zakresie pracy sieci przesyłowej miały miejsce istotne wymuszone odstępstwa od wymagań określonych na poziomie planowania dobowego, a wynikających z obowiązujących kryteriów niezawodności pracy sieci w zakresie minimalnej liczby pracujących bloków w kluczowych z punktu widzenia przebiegu awarii elektrowniach: w elektrowni Ostrołęka zamiast wymaganej liczby 3 bloków pracowały 2 (postój awaryjny bloku nr 1),

w elektrowniach Konin i Pątnów zamiast wymaganej liczby 2 bloków przyłączonych do rozdzielni 110 kv pracował 1 (postoje awaryjne bloków nr 9 w elektrowni Konin i nr 3 w elektrowni Pątnów). Wyżej wymienione wymagania uwzględniały prace remontowe realizowane na zbiorniku elektrowni pompowo szczytowej Żarnowiec (możliwość wykorzystania tylko dwóch hydrozespołów w trybie pracy kompensatorowej). Zarejestrowane 26 czerwca dane wskazują na to, że ma miejsce niepokojący trend wzrostu wartości współczynnika tgφ w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej do sieci dystrybucyjnej, szczególnie ostro występujący w okresie letnim (odstawienia lokalnych źródeł mocy biernej jakimi są elektrociepłownie, rosnące stosowanie urządzeń klimatyzacyjnych). Awaria napięciowa wykazała okresową utratę naturalnej (tj. bez podejmowania działań nadzwyczajnych) zdolności sieci przesyłowej i przyłączonych do niej generatorów do zbilansowania mocy biernej w tej sieci bez wywoływania w niej niedopuszczalnych spadków napięcia. Jest to zjawisko niezwykle groźne, przede wszystkim z powodu trudności w jego analizowaniu i uwzględnianiu na etapie działań planistycznych i operacyjnych. Zjawisko to powinno zostać możliwie szybko zlikwidowane poprzez odpowiednie inwestycje w źródła mocy biernej (baterie kondensatorów) zlokalizowane jak najbliżej odbiorców. Skala deficytu mocy biernej w niektórych obszarach kraju nakazuje podjęcie działań nadzwyczajnych poprzez instalowanie baterii kondensatorów w dużych aglomeracjach miejskich, gdzie występują równocześnie dwa zjawiska: odstawiania w okresie lata coraz większej liczby pracujących w skojarzeniu jednostek wytwórczych elektrociepłowni i wzrostu wykorzystania urządzeń klimatyzacyjnych. Z uwagi na szczególną rolę w rozwoju awarii samoczynnych wyłączeń w elektrowni Ostrołęka należy przewidzieć instalowanie baterii kondensatorów także w stacjach będących własnością PSE-Operator a zlokalizowanych w północno-wschodniej części KSE. W okresie braku właściwego dopasowania lokalizacji źródeł mocy biernej i miejsc jej poboru powinny być podejmowane działania zaradcze na poziomie planowania pracy i prowadzenia ruchu sieciowego. Chodzi tu przede wszystkim o wprowadzenie dodatkowego kryterium doboru jednostek wytwórczych i rozdziału obciążeń z punktu widzenie zapewnienia wymaganych rezerw mocy biernej w poszczególnych miejscach sieci. Warunkiem poprawności podejmowanych działań jest właściwe diagnozowanie zagrożeń na poszczególnych etapach planowania i prowadzenia ruchu. W tym obszarze komisja stwierdziła wystąpienie następujących nieprawidłowości: brak rozpoznania skali zagrożenia awarią napięciową na etapie wykonywanych sezonowo analiz systemowych, wykorzystywane w tych analizach modele obliczeniowe okazały się być bardzo odległe od rzeczywistości właśnie w zakresie przyjętych w nich relacji pomiędzy poborem mocy biernej i czynnej; w oparciu o posiadane modele i narzędzia służby planistyczne nie były w stanie zidentyfikować skali zagrożenia (w tym celu uruchomiono działania z wykorzystaniem specjalistów zewnętrznych praca IEn O/Gdańsk), brak informacji o skali zagrożenia spowodował konkretne decyzje dotyczące akceptacji planu remontów w elektrowniach i w sieci przesyłowej, brak rozpoznania zagrożenia awarią napięciowa dla konkretnego dnia, w oparciu o posiadane modele obliczeniowe i sprawdzając standardowe kryteria niezawodności

nie stwierdzono zagrożenia awarii napięciowej w dobie n-1 i nie wprowadzono planowych ograniczeń dotyczących obciążenia mocą czynną tych jednostek wytwórczych, które dla uniknięcia awarii powinny mieć zapewniony zwiększony zakres obciążenia mocą bierną, brak rozpoznania zagrożenia na poziomie prowadzenia ruchu, dyspozytor KDM nie zareagował na systematyczny spadek napięcia w północnej i centralnej części KSE, w tym dotyczący rozdzielni, do których były przyłączone jednostki wytwórcze elektrowni: Ostrołęka, Kozienice, Pątnów, Dolna Odra, działając w warunkach braku rezerw mocy czynnej w całym KSE nie podjął właściwych działań dla zwiększenia zakresu mocy biernej w tych elektrowniach. W zakresie pracy elektrowni komisja stwierdziła następujące nieprawidłowości: ograniczone zakresy mocy biernej dostępne dla układu ARNE, stwierdzono istnienie ograniczonych zakresów obciążenia mocą bierną jednostek wytwórczych elektrowni Bełchatów udostępnionych w ramach ARNE, w stosunku do faktycznych możliwości tych jednostek wytwórczych, niedostosowanie elektrowni do pracy przy obniżonym napięciu w sieci, dotyczy to transformatorów blokowych, które powinny być wyposażone w przełączniki zaczepów oraz transformatorów potrzeb własnych o zbyt wąskim zakresie regulacji (szczególnie dotyczy to elektrowni Ostrołęka i Pątnów, dla których napięcie w sieci zewnętrznej jest okresowo obniżone), brak komunikacji DIR elektrowni z dyspozytorem KDM, przekroczenia dopuszczalnych parametrów pracy generatorów (prąd stojana, prąd wirnika, kata mocy) powinny być niezwłocznie zgłaszane do dyspozytora KDM ; na podstawie wykresów kołowych dysponuje on jedynie wiedzą dotycząca ograniczeń mocy czynnej i biernej dla napięcia znamionowego pracy generatora. W okresie poprzedzającym wypadniecie bloków elektrowni Ostrołęka nie zarejestrowano zgłoszenia zagrożeń w pracy generatorów (przekroczenia dopuszczalnych parametrów pracy) ze strony służb ruchowych tej elektrowni. Komisja stwierdziła także inne nieprawidłowości, które wystąpiły w okresie awarii: zanik wizualizacji napięć w systemie SCADA już od poziomu 350 i 180 kv, obniżone obciążalności linii przesyłowych w okresie wysokich temperatur (przy niskich napięciach były one jeszcze mniejsze), brak wystarczającej obsługi ruchowej dla szybkiego wprowadzania ograniczeń odbiorców w trybie awaryjnym przewidzianym w IRiESP. Komisja stwierdza, że likwidacja awarii była prowadzona w bardzo trudnych warunkach, przy równoczesnym wystąpieniu znacznego deficytu mocy czynnej w KSE oraz zgłaszanych przez odpowiedzialne służby sygnałach o przekroczeniu dopuszczalnych obciążeń istotnych linii przesyłowych (dotyczy linii wyprowadzających moc z elektrowni Bełchatów, Kozienice i Pątnów w kierunku północnym). Podjęte działania w okresie likwidacji awarii (wprowadzenie ograniczeń w rejonie elektrowni Ostrołęka, uruchomienie elektrowni Żydowo, polecenie maksymalizacji generacji mocy biernej przez njwcd) można uznać za korzystne z punktu widzenia likwidacji awarii, ale niewystarczające. Niezbędnym działaniem w tej sytuacji byłoby bezpośrednie, telefoniczne uzgodnienie z DIR elektrowni Kozienice, Pątnów i Dolna Odra i Bełchatów takiej pracy ich jednostek wytwórczych, która dawałaby największe możliwości dostarczania do systemu

mocy biernej - Działania podjęte dla pokrycia deficytu mocy czynnej poprzez zakup energii u sąsiednich operatorów były prawidłowe. Na podstawie oceny przyczyn i przebiegu awarii komisja formułuje poniższe zalecenia dla PSE-Operator, dedykowane dla różnych horyzontów czasowych. 4.2 Zalecenia Komisji do niezwłocznej realizacji (już zrealizowane) przeprowadzić szkolenie indywidualne kierowników zmian w zakresie rozpoznawania zagrożenia i właściwych środków jego likwidacji, wprowadzić okresowe ograniczenia dopuszczalnego obciążenia mocą czynną pracujących jednostek wytwórczych w elektrowniach: Ostrołęka, Kozienice, Dolna Odra, Pątnów, wprowadzić okresowe blokowanie układów ARST, polecić przechodzenie do regulacji ręcznej napięcia w elektrowniach gdzie układ ARNE nie dysponuje pełnym zakresem możliwej do uzyskania mocy biernej, zwrócić się do wytwórców z przypomnieniem obowiązku informowania o zagrożeniach w pracy jednostek wytwórczych, zwrócić się do spółek dystrybucyjnych z przypomnieniem konieczności załączania baterii kondensatorów i dotrzymywania odpowiednich wartości tgφ, 4.3 Zalecenia Komisji do jak najszybszej realizacji opracować instrukcję ruchową KDM zawierającą: zasady rozszerzonego monitorowania napięć i rezerw mocy biernej jednostek wytwórczych, zasady postępowania w przypadku powstania zagrożeń, zasady postępowania w przypadku wystąpienia awarii napięciowej, przeprowadzić szkolenie służb dyspozytorskich OSP w tematyce: regulacji napięcia i likwidacji stanów zagrożenia załamaniem napięcia, umożliwić wizualizacje w SCADA także napięć poniżej 350 i 180 kv, poprawić jakość danych pomiarowych w sieci NN wykorzystywanych w systemach wspomagania dyspozytorskiego, dokonać weryfikacji modeli obliczeniowych na okres letni, wykonać kompleksową analizę zagrożeń awarią napięciową w KSE oraz określić zakres możliwych do szybkiej realizacji działań inwestycyjnych w sieci przesyłowej, zwiększyć zakres współpracy technicznej z elektrowniami (wspólne seminaria specjalistów dla omówienia problemów ruchowych, szkolenia dyspozytorów OSP w elektrowniach), przeprowadzić ankietyzacje wytwórców dotyczącą stosowanych kryteriów nastawiania ograniczników pracy generatorów (prąd stojana, prąd wirnika, ogranicznik kata mocy), przeprowadzić ankietyzację spółek dystrybucyjnych dotycząca wielkości i sposobu sterowania zainstalowanymi w ich sieci bateriami kondensatorów. 4.4 Zalecane działania długofalowe usuwać ograniczenia temperaturowe obciążalności linii przesyłowych,

maksymalnie przyspieszyć realizowane aktualnie inwestycje sieciowe (linia 400 kv Ostrów Plewiska, transformator 400/220 kv w stacji Olsztyn), przyspieszyć realizację nowych zdeterminowanych inwestycji sieciowych, w trybie nadzwyczajnym instalować baterie kondensatorów w wybranych stacjach sieci przesyłowej, uwzględnić ekstremalne warunki letnie w procesie planowania rozwoju sieci przesyłowej, dążyć do pełnej obserwowalności sieci zamkniętej w czasie rzeczywistym, na bazie w pełni obserwowalnej sieci z wykorzystaniem estymatora stanu uruchomić nowe funkcje EMS pozwalające na lepsze monitorowani zagrożeń, w tym napięciowych, zwiększyć w miarę wzrostu obserwowalności KSE wykorzystanie snap-shotów w analizach systemowych (sezonowych, dla planowania dobowego i dla prac rozwojowych), zabiegać o właściwe regulacje prawne dotyczące gospodarki mocą bierną w całym KSE, zapewnić dyspozycyjność niezbędnych jednostek wytwórczych njwcd przyłączonych do sieci 110 kv w określonych regionach kraju (np. aglomeracja warszawska) stosownie do zidentyfikowanych zagrożeń kontynuować prace nad określeniem wymagań dla nowej generacji automatyk SCiNO (samoczynne częstotliwościowe i napięciowe odciążanie), wzmocnić kadrowo i merytorycznie służby planistyczne i ruchowe OSP oraz służby techniczne odpowiedzialne za utrzymanie i rozwój systemów wspomagania dyspozytorskiego, uruchomić szkolenia służb ruchowych OSP z wykorzystaniem symulatora szkoleniowego (w tym także wspólne szkolenia ze służbami ruchowymi wytwórców i OSD), doprowadzić we współpracy ze spółkami dystrybucyjnymi do zbudowania na bazie ODMów centrów zarządzania siecią 110 kv (OCO) doprowadzić do pełnej integracji służb dyspozytorskich OSP (aktualnie służby dyspozytorskie ODM działają w ramach niezależnych od PSE-Operator podmiotów prawnych). 5 Wykaz załączników Załącznik 1: Przebiegi zapotrzebowania na moc w KSE w dniu 26 czerwca i w dniach porównywalnych Załącznik 2: Chronologiczny przebieg zdarzeń w dniu awarii 26 czerwca Załącznik 3: Przebiegi napięć i mocy czynnej w elektrowni Ostrołęka, 13:00 13:15 Załącznik 4: Przebieg uchybu regulacyjnego KSE (ACE) oraz mocy czynnej na liniach międzysystemowych, 13:00 14:30 Załącznik 5: Napięcia w sieci 400 i 220 kv w godzinach 12:00, 13:00, 13:15 i 15:37 Załącznik 6: Rozpływy mocy w sieci 400 i 220 kv o godzinie 15:37

Załącznik 7: Przebiegi mocy czynnej i biernej produkowanej w elektrowniach centralnej i północnej części KSE oraz napięć w rozdzielniach tej części KSE w dniu 26 czerwca Załącznik 8: Zestawienie blokad układów ARNE i ARST w dniu 26 czerwca Załącznik 9: Działania podjęte celem uruchomienia bloków w elektrowni Ostrołęka, w tym wprowadzenie ograniczeń katastrofalnych Załącznik 10: Porównanie poboru mocy biernej przez spółki dystrybucyjne centralnej i północnej części kraju w dniu 26 czerwca z prognozą w układzie normalnym oraz dniem 6 lipca. Załącznik 11: Podsumowanie awaryjnych dostaw energii elektrycznej od sąsiednich OSP do PSE Operator w dniu 26 czerwca Załącznik 12: Zmiana punktu pracy jednostek njwcd w dniu 26 czerwca na polecenie dyspozytora KDM