wzrost bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej poprzez pogłębienie regionalnej współpracy

Inicjatywa TSC: wzrost bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej poprzez pogłębienie regionalnej współpracy międzyoperatorskiej w oparciu o wspólną platformę informatyczną i wspólne działania naprawcze Rudolf Baumann Swissgrid, Szwecja Knut Eggenberger E-Bridge Consulting, Niemcy Dennis Klaar TenneT TSO B.V., Holandia Olivier Obert E-Bridge Consulting, Niemcy Robert Paprocki PSE Operator SA Tuncay Türkucar E-Bridge Consulting, Niemcy Joachim Vanzetta Amprion, Niemcy Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Wprowadzenie Inicjatywa zrzeszająca 14 operatorów systemów przesyłowych (OSP) z Europy środkowo-wschodniej powołała grupę ekspertów ds. bezpieczeństwa pracy systemu ("panel bezpieczeństwa") i stworzyła platformę informatyczną służącą wymianie danych i prowadzeniu wspólnych analiz bezpieczeństwa (system CTDS). Głównym celem inicjatywy jest zwiększenie bezpieczeństwa systemu elektroenergetycznego przez pogłębienie współpracy międzyoperatorskiej mającej na celu wypracowanie kryteriów oceny bezpieczeństwa i umożliwienie otwartej wymiany danych ([1] i [2]). System CTDS jest wykorzystywany w centrach sterowania operatorów systemów uczestniczących w inicjatywie i jest w pełni zintegrowany z ich systemami nadzorującymi bieżącą pracę systemów elektroenergetycznych. Każdy OSP może przeprowadzać własne analizy bezpieczeństwa i nie jest zmuszony do wykorzystywania wyników pochodzących z zewnętrz. W ten sposób indywidualna prezentacja własnego, krajowego systemu elektroenergetycznego została zastąpiona wspólną wizualizacją pracy połączonego systemu. CTDS znacznie poprawił jakość współpracy pomiędzy centrami sterowania poszczególnych OSP. Każdy inżynier ds. planowania operacyjnego może wykorzystywać dane dostarczone przez inżyniera innego OSP, a "wspólny język ułatwia rozwiązywanie problemów i podejmowanie kluczowych decyzji. System CTDS umożliwia operatorom systemów przesyłowych weryfikację i porównanie efektywności poszczególnych działań naprawczych. W praktyce daje to możliwość wyznaczenia rozwiązania problemu przy minimalizacji jego kosztu. Kolejne funkcje optymalizacyjne będą dodawane w następnych wersjach systemu. Należy jednak pamiętać, że w przypadku połączonych systemów elektroenergetycznych środek naprawczy wdrożony przez jednego OSP może jednocześnie stworzyć zagrożenie dla bezpieczeństwa systemu innego OSP. Współpraca międzyoperatorska oraz system CTDS mają na celu przeciwdziałać tego typu zjawiskom przez uwzględnienie wszystkich skutków ubocznych danego działania naprawczego na całym obszarze połączonego systemu. Jak się okazuje, w niektórych przypadkach bardziej efektywne jest rozwiązanie problemu danego operatora poprzez operatorów z krajów sąsiadujących. Innymi słowy, system CTDS pozwala zastąpić mniej efektywne działania jednostronne lub dwustronne wielostronnymi działaniami naprawczymi. 90

System CTDS określa wydajność techniczną działań naprawczych, które przynoszą wymierne korzyści dla bezpieczeństwa systemu całego regionu i które powinny być jak najszybciej wdrażane. Mechanizm wyznaczania kosztów działań naprawczych, który ma być wspólny dla wszystkich OSP, nie został jeszcze zdefiniowany z uwagi na brak ram regulacyjnych. Dlatego też wdrożenie transgranicznych środków naprawczych wciąż nie jest wyraźnie uregulowane przez systemy regulacyjne poszczególnych państw. W chwili obecnej zachodzi potrzeba opracowania uniwersalnego rozwiązania w zakresie podziału kosztów wielostronnego redispatchingu pomiędzy uczestników inicjatywy TSC. Różnorodność regulacji prawnych obowiązujących w poszczególnych krajach wymaga ogromnego zaangażowania i wsparcia ze strony organów regulacyjnych w pracach związanych z wyznaczeniem tego mechanizmu. Wdrożenie systemu CTDS i tzw. systemu alarmowania w czasie rzeczywistym (RAAS) w Europie środkowej doprowadzi do poprawy efektywności zarówno wspólnych analiz bezpieczeństwa przeprowadzanych przez OSP, jak i procesu podejmowania decyzji w zakresie przewrócenia bezpieczeństwa systemu na szczeblu regionalnym. Dodatkowo Europejska Sieć Operatorów Elektroenergetycznych Systemów Przesyłowych (ENTSO-E) pracuje obecnie nad stworzeniem tzw. systemu EAS dla wymiany w czasie rzeczywistym danych i informacji dotyczących krytycznych parametrów sieciowych, takich jak częstotliwość, odchyłka sygnału regulacyjnego (Area Control Error ACE), a także tzw. system sygnalizacji świetlnej (Traffic Light System), który wskazuje stan obciążenia systemów poszczególnych OSP za pomocą świateł zielonego, żółtego lub czerwonego. Niniejszy materiał przedstawia proces wdrożenia wspólnej platformy informatycznej oraz prezentuje doświadczenia w zakresie koordynacji współpracy międzyoperatorskiej, a także skupia się na ich aspektach technicznych, ekonomicznych i regulacyjnych. Zawiera również prognozę dotyczącą kierunków przyszłego rozwoju inicjatywy TSC. Organizacja TSC W ciągu kilku ostatnich lat warunki pracy połączonego systemu elektroenergetycznego Europy kontynentalnej znacznie się zmieniły. Powodem była liberalizacja rynków energii elektrycznej oraz integracja z systemem generacji wiatrowej na bardzo szeroką skalę [3]. Zmiany te dość szybko uwidoczniły potrzebę nawiązania wielostronnej współpracy międzyoperatorskiej, w szczególności w efekcie poważnych awarii systemowych, jakie miały miejsce w Europie środkowej w 2003 [4] i 2006 r. [5]. Jak się później okazało, jedną z ich głównych przyczyn był brak efektywnej współpracy pomiędzy operatorami systemów przesyłowych. Biorąc pod uwagę fakt, iż bieżące problemy i wyzwania stojące przed sektorem elektroenergetycznym wymagają zastosowania zupełnie nowych rozwiązań, operatorzy systemów przesyłowych przedyskutowali kilka modeli organizacji współpracy w zakresie poprawy bezpieczeństwa systemu, ostatecznie skupiając się na dwóch z nich: scentralizowanym oraz zdecentralizowanym. Ten drugi stanowi kontynuację tradycyjnego modelu pracy europejskiego połączonego systemu elektroenergetycznego opartego na współpracy pomiędzy krajowymi centrami sterowania, podczas gdy pierwszy zakłada stworzenie nowych nadrzędnych jednostek mających za zadanie koordynowanie działań wdrażanych przez poszczególnych OSP. OSP zaangażowani w projekt TSC zdecydowali się na wybór modelu zdecentralizowanego, w ramach którego wszyscy jego uczestnicy wykorzystują wspólną platformę informatyczną, tzw. system CTDS, służącą wymianie danych i prowadzeniu wspólnych analiz bezpieczeństwa, ale organizują prace nad wspólnymi analizami bezpieczeństwa we własnym zakresie, bez konieczności ustanawiania odrębnego centrum sterowania nadrzędnego dla wszystkich OSP. Aby umożliwić prowadzenie codziennych konferencji koordynacyjnych, opracowano projekt wspólnego systemu wideokonferencyjnego. Współpraca międzyoperatorska w obecnym kształcie nie ma wpływu na obowiązki operatorów systemów przesyłowych na ich obszarach, co oznacza, że każdy z nich jest nadal w pełni odpowiedzialny za obszar, jaki mu podlega. Zasięg terytorialny inicjatywy TCS przedstawiony jest na rys. 1. Proces biznesowy Analiza bezpieczeństwa i funkcje, jakie ma spełniać system CTDS, są rozszerzeniem prognozy ograniczeń w dobie n-1 (DSCF), który ustanowiono na początku ubiegłej dekady dla połączonych systemów elektroenergetycznych Europy kontynentalnej [6]. System CTDS nr 3 (9) 2011 91

daje OSP możliwość lepszej wizualizacji pracy całego połączonego systemu elektroenergetycznego, a także umożliwia prowadzenie wspólnych analiz bezpieczeństwa na poziomie regionalnym. Aby przeprowadzić obliczenia rozpływów mocy oraz analizy bezpieczeństwa systemu w celu identyfikacji potencjalnych ograniczeń lub naruszeń kryterium n-1 i wdrożenia odpowiednich środków naprawczych, konieczna jest wymiana kluczowych danych. Dlatego też głównym zadaniem OSP jest organizacja tej wymiany, uzgodnienie metod przygotowania danych i zapewnienie ich poufności. Jednym ze znaczniejszych osiągnięć w tym zakresie jest poprawa wymiany informacji w zakresie prognoz generacji wiatrowej w całym regionie. Proces prognozowania ograniczeń dzieli się na dwa zasadnicze etapy: 1. prognoza ograniczeń w dobie n-1 (DSCF) oparta na modelach sieci wymienianych pomiędzy OSP w dniu n-1, 2. prognoza ograniczeń w dobie n (IDCF) oparta na informacjach (np. modele sieciowe) wymienianych pomiędzy OSP w czasie rzeczywistym (w dniu n). Na rys. 2 przedstawiono schemat systemu CTDS i współpracy międzyoperatorskiej w ramach inicjatywy TSC. Wszyscy OSP uczestniczący w inicjatywie TSC mają możliwość podglądu pracy całej sieci objętej przez projekt. W zależności od charakteru i lokalizacji problemów jeden lub więcej OSP wychodzi (wychodzą) z inicjatywą wdrożenia danego rozwiązania najczęściej bywa to operator, na którego obszarze wystąpiło zagrożenie bezpieczeństwa systemu. OSP, który proponuje lub zwraca się z prośbą o wdrożenie środka naprawczego, ma za zadanie przeprowadzić jego analizę techniczną, a następnie ekonomiczną. Wspólna decyzja w tym zakresie podejmowana będzie przez operatorów podczas codziennych wideokonferencji koordynacyjnych. W ich trakcie operatorzy, na których systemy może oddziaływać proponowany środek naprawczy, mają okazję do przedstawienia i przedyskutowania jego niekorzystnych efektów ubocznych oraz zaproponowania rozwiązań alternatywnych służących do likwidacji ograniczeń sieciowych. Należy przy tym pamiętać, że rekomendacje na podstawie decyzji podjętych w ramach współpracy międzyoperatorskiej nie są wiążące dla inżynierów ruchu w centrach sterowania, których zadaniem jest zarządzanie systemem w czasie rzeczywistym. W czasie Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia rzeczywistym OSP pierwotnie proponujący lub zwracający się z prośbą o zastosowanie środka naprawczego pełnią rolę koordynatorów, a wszelkie decyzje w tym zakresie muszą być podejmowanie wspólnie. Niezwykle ważne jest, aby inżynierowie ruchu w centrach sterowania posiadali znaczną swobodę w zakresie działania i podejmowania decyzji. Dlatego też minimalizacja kosztów działań naprawczych nie powinna być dla nich priorytetem. Koszty należy oczywiście brać pod uwagę podczas działań w czasie rzeczywistym, ale decyzje w zakresie ich optymalizacji należą do osób odpowiedzialnych za planowanie operacyjne, których wnioski i rekomendacje mogą być wykorzystywane przez inżynierów ruchu. System CTDS System CTDS, czyli narzędzie do wymiany danych i analizy bezpieczeństwa systemu, to wspólna platforma informatyczna wykorzystywana przez uczestników inicjatywy TSC. Projekt funkcjonalny i architektura rozproszonego systemu CTDS zostały opracowane w pierwszej połowie 2009 r., zaś procedurę przetargową na jego dostawę przeprowadzono w drugiej połowie tego samego roku. Wdrożenie systemu przebiega dwuetapowo: faza I (doba n-1) i faza II (doba n). Realizację fazy I rozpoczęto w styczniu 2010 r., a próbne uruchomienie miało miejsce w połowie lipca 2010 r. Pierwszy etap testowania przez użytkowników i szkoleń zakończył się w październiku 2010 r. Od listopada 2010 r. operatorzy prowadzą w systemie CTDS prognozowanie ograniczeń w dobie n-1 zbliżone do działań rzeczywistych. Faza II projektu znajduje się na etapie projektowania i opracowywania, a jej pierwsze uruchomienie planowane jest w 2011 r. W 2011 r. ma odbyć się również wdrożenie funkcji związanych z prognozowaniem ograniczeń w dobie n, a także wprowadzenie modyfikacji w projekcie funkcjonalnym oraz strukturze systemu. Ponadto na koniec br. planowane jest dodanie modułu optymalizacyjnego oraz przystosowanie systemu do formatu wymiany danych xml/cim. System CTDS składa się z modułów funkcjonalnych (np. walidacja, substytucja i scalanie danych, analiza rozpływów mocy i wystarczalności (wrażliwości) systemu wraz z raportami, graficzne schematy sieci i stacji itp.), które są wbudowane w strukturę systemu rozproszonego najnowszej generacji. Zawiera on takie funkcje, jak zarządzanie procesem, 92

I FI NO SE EST LV NI DK LT RoI UK NL BE DE PL TSC Full member LU CZ SK TSC Observer member FR CH AT SI HR HU RO Former UCTE IT BA M E RS BG FYROM PT ES AL GR CY Rys. 1. Zasięg terytorialny inicjatywy w zakresie współpracy międzyoperatorskiej Rys. 2. Schemat systemu CTDS i współpracy międzyoperatorskiej

Rys. 3. Zrzut ekranowy z systemu CTDS Rys. 4. System wideokonferencyjny

komunikacja, zarządzania dokumentami, zarządzanie użytkownikami, rejestracja danych, konfiguracja i archiwizacja. CTDS jest niezwykle zaawansowanym systemem. U każdego z uczestników projektu zainstalowana jest jego pełna wersja i każdy z nich w razie potrzeby może przeprowadzić wszystkie opisane operacje niezależnie od innych OSP. Dwa moduły o nazwie Administrator Systemu CTDS zainstalowane w Amprion i Swissgrid pełnią funkcję głównej bazy danych i służą do centralnego zarządzania. Wszystkie aplikacje systemu CTDS są połączone przez platformę komunikacyjną ECP w dedykowanej sieci komunikacyjnej, tzw. elektronicznej autostradzie (Electronic Highway), co umożliwia okresową zmianę operatora systemu CTDS odpowiedzialnego za bieżące działanie i wymianę danych, działania naprawcze i komunikację pomiędzy użytkownikami w zależności od aktualnych potrzeb. Główne operacje wykonywane przez system CTDS: gromadzenie prognoz ograniczeń w dobie n-1 (DACF) od wszystkich uczestników TCS oraz OSP niebędących członkami inicjatywy. Wspólny (scalony) model obejmuje obecnie 24 kraje z obszaru synchronicznego Europy kontynentalnej (RGCE, b. UCTE), walidacja, substytucja i scalanie danych wejściowych do wspólnego zbioru danych stanowiącego bazowy model (połączone systemy RGCE), ocena i klasyfikacja poziomu bezpieczeństwa modelu bazowego poprzez symulację stanów awaryjnych (n/n-1) (zgodnie z ENTSO-E UCTE/RGCE OH Policy 3), wykonywanie analizy bezpieczeństwa dla różnych wariantów, które powinny odzwierciedlać rzeczywiste odchylenia kluczowych parametrów rozpływów mocy (np. generacja wiatrowa, przepływy transgraniczne między zrzeszonymi operatorami), ocena środków i działań naprawczych koordynowanych na szczeblu regionalnym (np. zmiany topologii, redispatching w wymianie transgranicznej, uruchomienie rezerw awaryjnych itp.), tworzenie raportów z wynikami analitycznymi i publikowanie ich dla każdego z operatorów, ocena ex post jakości modelu (w dniu następnym - D+1) oparta na porównaniu z rzeczywistymi pomiarami. Z technicznego punktu widzenia architektura systemu CTDS: jest całkowicie rozproszona niezależne aplikacje systemu instalowane są u zrzeszonych operatorów systemów przesyłowych, opiera się na technologiach standardowych i programach przenośnych (Java EE & MySQL), które tworzą skonsolidowaną platformę, opiera się na technologiach opensource, co znacznie obniża koszty licencyjne, jest zgodna z zasadami wysokiej dostępności, umożliwia integrację dodatkowych modułów funkcjonalnych pochodzących od dowolnego dostawcy, integruje platformę komunikacyjną ECP z tzw. elektroniczną autostradą (Electronic Highway). Rys. 3 przedstawia zrzut ekranowy systemu CTDS ze standardową prezentacją wynikowych rozpływów mocy po scaleniu danych i przeprowadzeniu analizy rozpływów mocy. Oprócz systemu CTDS operatorzy systemów przesyłowych stworzyli też system alarmowania dla czasu rzeczywistego (RAAS), który działa już od ponad roku. Umożliwia on analizę kluczowych parametrów systemu w celu dokonania ogólnej oceny stanu sieci przesyłowej danego operatora: częstotliwość, w przypadku gdy możliwe jest rozdzielenie sieci na obszary o podwyższonej lub obniżonej częstotliwości, wartość zadaną i wartość rzeczywistą regulatora obszarowego w celu oceny stopnia zbilansowania danego obszaru sterowania, wskaźnik stanu systemu ( sygnalizacja świetlna") monitorowanego przez każdego z OSP standardowy, alarmowy, awaria lub (częściowy) blackout. W razie wystąpienia zakłóceń OSP zmienia wskaźnik stanu systemu (kolor sygnalizatora) i wysyła dodatkowe informacje na temat zagrożenia do pozostałych operatorów uczestniczących w projekcie. System wideokonferencyjny W ramach inicjatywy TSC obok systemu CTDS zaplanowano również wdrożenie systemu wideokonferencyjnego. Jego celem jest ułatwienie kontaktów między inżynierami ds. planowania operanr 3 (9) 2011 95

cyjnego i centrami sterowania, a w efekcie stworzenie wirtualnego centrum sterowania w ramach projektu TSC. Pilotażowa instalacja systemu będzie wykorzystywana do przeprowadzania codziennych telekonferencji koordynacyjnych operatorów, wspomagających proces biznesowy. W 2011 r. członkowie inicjatywy TCS planują ogłoszenie przetargu na dostawę usług wideokonferencyjnych (sieć komunikacyjna, wsparcie techniczne itp.). Rys. 4 przedstawia podstawowe zasady funkcjonowania systemu wideokonferencyjnego w ramach projektu TSC. Aspekty ekonomiczne Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Regionalna współpraca OSP w ramach inicjatywy TSC stwarza możliwość zastosowania wielostronnego redispatchingu transgranicznego, który poszerza zakres istniejących działań naprawczych, jak dotąd ograniczonych jedynie do redispatchingu dwustronnego. Wymiernym efektem zwiększonej dostępności transgranicznych działań naprawczych będzie poprawa bezpieczeństwa operacyjnego, tzn. praca połączonego systemu w dopuszczalnych granicach bezpieczeństwa, spełniająca kryterium n-1. Uczestnicy projektu TSC zgodnie przyznają, że działania naprawcze, takie jak redispatching lub countertrading należy traktować jako środki ostateczne, stosowane dla celów zapewnienia bezpieczeństwa systemu w sytuacji, gdyby inne środki zaradcze okazały się niewystarczające. System CTDS opracowany wspólnie przez OSP w ramach inicjatywy TSC ma pełnić rolę narzędzia operacyjnego dla inżynierów ds. planowania operacyjnego, które umożliwi im bardziej efektywne rozwiązywanie problemów spowodowanych wzrostem niestabilności warunków pracy systemu, w szczególności będącym następstwem coraz większej liczby przyłączeń OZE do systemu. System CTDS nie jest instrumentem służącym do zwiększania dostępnych na rynku zdolności przesyłowych czy też identyfikacji źródeł problemów (najczęściej niespodziewanych/nieplanowanych przepływów). Z doświadczenia OSP wynika, że istnieją sytuacje, kiedy system nie spełnia kryterium bezpiecznej pracy, mimo iż zdolność przesyłowa w dobie n-1 na niektórych granicach została ustawiona na poziomie zerowym! System CTDS, który daje inżynierom ds. planowania operacyjnego możliwość wspólnej, transparentnej oceny wcześniej niestosowanych środków zaradczych, stanowi nowatorskie narzędzie do zapewnienia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Jak dotąd jednak pełne wdrożenie nie było możliwe z uwagi na kwestie regulacyjne, które nie pozwalają na jego zastosowanie w warunkach pracy rzeczywistej, co pozwoliłoby poznać wszystkie zalety CTDS. Próbne uruchomienie systemu umożliwiłoby ponadto uzyskanie danych wejściowych wymaganych do przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści. Dlatego też zadaniem jednej z grup roboczych działających w ramach inicjatywy jest rozwiązanie kwestii regulacyjnych, a w szczególności prowadzenie dialogu z regulatorami na temat sposobu wdrożenia fazy próbnej oraz mechanizmu podziału kosztów zastosowanych środków naprawczych pomiędzy OSP oraz ich ujęcia w taryfach przesyłowych. Przykładowo, faza próbna może dostarczyć danych, z których będzie wynikać, że zwiększyła się liczba godzin, podczas których każdy z KSE nie spełniał kryterium bezpiecznej pracy n-1. Biorąc pod uwagę ogromne koszty wiążące się z przerwami w dostawach energii elektrycznej, nawet niewielka redukcja prawdopodobieństwa ich wystąpienia przyniesie wymierne korzyści społeczne. Jednym z działań naprawczych niezwykle ważnym w tym kontekście jest redispatching transgraniczny. W chwili obecnej nie są dostępne dane wymagane do przeprowadzenia analizy kosztów i korzyści tego rozwiązania, i jak można się spodziewać nie będzie łatwo je uzyskać. W związku z tym na dzień dzisiejszy OSP zrzeszeni w TSC nie dysponują prognozami lub danymi historycznymi, które mogłyby wskazywać w sposób wiarygodny, jak rozwiązanie to wpłynie na nadwyżkę mocy w systemie. W fazie próbnej operatorzy będą mieli możliwość analizowania i wdrożenia środków naprawczych dotychczas niedostępnych z powodu braku mechanizmu podziału kosztów, a także oceny wpływu tych działań na cały obszar objęty projektem TSC oraz zgromadzenia danych wymaganych do szczegółowej analizy ich kosztów i korzyści. Jednym z elementów tej fazy będzie analiza porównawcza rezultatów w przypadku, gdy dostępny jest szeroki zakres działań naprawczych oraz w sytuacji, gdy ich liczba jest ograniczona. Tego typu analiza na dzień dzisiejszy nie jest możliwa jeśli inżynierowie ruchu nie są w stanie zastosować określonego działania na- 96

prawczego, nie mają motywacji, aby poddać go analizie, nawet post factum. Przeprowadzenie tej analizy w trakcie bieżącej pracy, aby ustalić, jakie środki można byłoby zastosować (dostępność, koszt, efektywność zastosowanego środka) w określonym momencie, jeśli byłyby one dostępne, to niezwykle trudne zadanie. Każda kolejna analiza wpływu na nadwyżkę mocy w systemie powinna uwzględniać dodatkowe możliwości, jakie zyskuje się dzięki większej dostępności środków naprawczych, takich jak redispatching transgraniczny. Operatorzy systemów przesyłowych w porozumieniu z regulatorami zajmują się obecnie aspektami ekonomicznymi tego typu rozwiązań. Wyniki ich prac poznamy w najbliższych miesiącach. Kierunki przyszłego rozwoju OSP planują w ciągu najbliższych miesięcy przeanalizować doświadczenia podczas pracy z systemem CTDS. Analiza ta będzie wykorzystana do przeprowadzenia rzetelnej oceny, a w razie potrzeby reorganizacji wspólnego zdecentralizowanego planowania operacyjnego. Ich kolejnym celem jest ocena wykonalności wyznaczania i alokacji zdolności przesyłowych oraz koordynacji na całym obszarze objętym inicjatywą TCS, która jest nieodzowna ze względu na potrzeby operacyjne. Dodatkowo ma ona na celu przeciwdziałanie pracy systemu poza dopuszczalnymi granicami bezpieczeństwa, przede wszystkim za pomocą działań rynkowych, a nie przez złożone wielostronne środki naprawcze typu redispatching transgraniczny, które należy wykorzystywać jedynie w sytuacjach awaryjnych. Pomimo tego OSP przyznają, że długoterminowe skoordynowane działania strukturalne są konieczne, aby wspomagać rozwiązywanie problemów operacyjnych. Jak się przewiduje, następnym etapem współpracy międzyoperatorskiej będzie analiza bezpieczeństwa systemu przez OSP w czasie zbliżonym do rzeczywistego, dodatkowo wspierana przez strategie optymalizacyjne i narzędzia wspomagające systemu CTDS. Poniżej przedstawiono potencjalne kierunki przyszłego rozwoju systemu CTDS. Najważniejsze wymagania w tym zakresie to przede wszystkim poprawa prognozowania oraz funkcje optymalizacyjne. Prognozowanie ma na celu opracowanie zbioru metod opisujących kluczowe obszary rozwoju mogące oddziaływać na przyszły stan systemu elektroenergetycznego, takie jak poziom generacji wiatrowej i transakcje krótkoterminowe na rynku energii. Zapewnienie stabilnej pracy systemu wymaga nie tylko uwzględnienia najbardziej prawdopodobnego (lub spodziewanego) obszaru rozwoju, ale też potencjalnych niestabilności, jakie się z nim wiążą. W związku z powyższym OSP przyjęli za cel przeprowadzenie analizy tych niepewności, aby w ten sposób poprawić prognozowanie pracy systemu. Należy do nich m.in. niestabilność generacji ze źródeł odnawialnych, niepewność w zakresie transakcji krótkoterminowych na rynku energii, niepewność związana z prognozowaniem obciążenia oraz awariami elektrowni. Jednym z głównych zadań jest dostarczenie takich informacji o stanie systemu, aby można było bezpiecznie sterować jego pracą. W związku z tym należy wyznaczyć odpowiednie parametry, które charakteryzują kluczowe stany pracy systemu z punktu widzenia potrzeb sterowania operacyjnego. Bardzo ważna jest identyfikacja stanów krytycznych systemu, które charakteryzuje wysokie prawdopodobieństwo wystąpienia, a także tych, które będą miały znaczący wpływ na bezpieczeństwo systemu, nawet jeśli prawdopodobieństwo ich wystąpienia jest stosunkowo niskie. Na podstawie wyodrębnionych stanów systemu uznanych za kluczowe z uwagi na połączenie wysokiego prawdopodobieństwa ich wystąpienia z wpływem na bezpieczeństwo systemu zostanie określona procedura działania, czyli środki naprawcze, jakie należy wdrożyć w razie ich wystąpienia. Celem nadrzędnym jest także opracowanie narzędzi optymalizacyjnych do wyznaczania najbardziej efektywnych środków naprawczych w obrębie całej sieci przesyłowej dla określonych stanów krytycznych systemu. Użyte w tym kontekście określenie efektywny odnosi się zarówno do aspektów technicznych, jak ekonomicznych. Są wśród nich rozwiązania wymagające znacznych nakładów finansowych (skoordynowany redispatching), jak i mniej kosztowe (topologiczne). W chwili obecnej inżynierowie ds. planowania operacyjnego wykonują obliczenia rozpływów mocy wykorzystując dane, jakie gromadzą za pośrednictwem platformy informatycznej TSC i na ich podstawie przeprowadzają analizy bezpieczeństwa systemu (kryteria n-1). Jeśli spodziewane jest przekroczenie dopuszczalnych granic bezpieczeństwa, stosowane są środki naprawcze, takie jak operacje przełączeniowe, w oparciu o nabyte wcześniej doświadczenia. nr 3 (9) 2011 97

Zdarza się wtedy, że zastosowane środki zaradcze nie należą do najbardziej efektywnych. Ponadto, z uwagi na coraz większą liczbę urządzeń umożliwiających sterowanie rozpływami mocy (np. zmiany topologii, przesuwniki fazowe, urządzenia FACTS, stacje przekształtnikowe HVDC), decyzja związana z wyborem właściwego środka staje się coraz bardziej złożona. Z kolei testowanie jedynie zgodności z kryterium n-1 oznacza, że operator centrum sterowania może otrzymać niekompletne dane. Dlatego niezwykle użyteczna w tym przypadku byłaby informacja na temat ryzyka braku efektywności danego środka naprawczego zastosowanego do likwidacji ograniczeń przesyłowych. Kolejnym celem jest opracowanie algorytmów dla zwiększania optymalnego rozpływu mocy (EOPF). Algorytmy te mają służyć do wyznaczenia optymalnych topologii, a także wartości zadanych dla przesuwników fazowych i urządzeń FACTS w celu maksymalizacji przesyłu energii bez przeciążania linii i stosowania redispatchingu. W odróżnieniu od istniejących algorytmów optymalnego przepływu mocy, przy wyznaczaniu środków naprawczych należy też brać pod uwagę parametry stanu systemu, a nie tylko obciążenie linii. Ponadto, jako że wiele środków naprawczych wymaga określonego czasu na ich uruchomienie, EOPF musi uwzględniać tego typu ograniczenia czasowe. Jest to niezwykle ważne w przypadku ich zastosowań w czasie rzeczywistym. W zależności od trybu zastosowania (doba n-1 lub czas rzeczywisty), istnieją odmienne wymogi w przypadku narzędzi optymalizacyjnych związane z prędkością przetwarzania i dokładnością wyników. Dlatego też konieczna jest analiza różnych algorytmów optymalizacyjnych. Wybór algorytmu lub kombinacji algorytmów najbardziej korzystnych dla EOPF oraz wyznaczenie najwłaściwszych algorytmów dla różnych modeli zastosowań także należą do celów niniejszego projektu. Identyfikacja krytycznych scenariuszy i wyznaczenie najbardziej efektywnych środków naprawczych jeszcze przed wystąpieniem ograniczeń przesyłowych sprawiają, że operator zyskuje więcej czasu na przeprowadzenie obliczeń niż w przypadku analizy w czasie rzeczywistym podczas sytuacji awaryjnej. W ten sposób zwiększa się dokładność modelowania, a także możliwe jest zastosowanie bardziej zaawansowanych algorytmów, dzięki którym uzyskuje się znacznie lepsze rezultaty. Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Członkostwo w inicjatywie TCS stwarza również okazję do organizacji i uczestnictwa we wspólnych szkoleniach poświęconych procesom operacyjnym, takim jak planowanie operacyjne, praca systemu w warunkach standardowych i awaryjnych, a także przywracanie bezpieczeństwa pracy systemu. Materiał przygotowany przez międzynarodowy zespół i zaprezentowany podczas międzynarodowej konferencji CIGRE w Paryżu w kwietniu 2011 r. Literatura [1] http://www.tso-security-cooperation.eu/cps/rde/xchg/tsc/hs.xsl/index.htm [2] New TSO coordination initiative in Europe, CIGRE Paper, 2010. [3] Final report of the first phase of the European Wind Integration Study (EWIS), 2007 (www.entsoe.eu) [4] Final report of the investigation committee on the 28 September 2003 blackout in Italy (www.entsoe.eu) [5] Final report on the disturbances of 4 November 2006 (www.entsoe.eu) [6] ENTSO-E Operation Handbook, Policy 3 on Operational Security" and Policy 4 on "Coordinated Operational Planning" (www.entsoe.eu) 98