DOI 1.15199/74.215.7.1 Niezawodność krajowego systemu elektroenergetycznego i ciągłość zasilania odbiorców Józef Paska Według ENTSO-E (d. UCTE), CIGRE i NERC (North American Electric Reliability Corporation) niezawodność systemu elektroenergetycznego (SEE) to pojęcie ogólne, obejmujące wszystkie miary zdolności systemu (zwykle wyrażone jako wskaźniki liczbowe) do dostarczania do wszystkich punktów zapotrzebowania energii elektrycznej o parametrach w granicach przyjętych standardów oraz w żądanych ilościach [3 4, 9 16, 21, 23 24, 27]. A zatem, jest to poziom funkcjonowania elementów systemu (i systemu jako całości), skutkujący dostarczaniem do odbiorców (klientów) energii elektrycznej w wymaganej ilości i o parametrach mieszczących się w granicach ustalonych standardów. Niezawodność może być mierzona przez częstość, czas trwania i poziom niekorzystnych zjawisk. Niezawodność systemu elektroenergetycznego Niezawodność systemu elektroenergetycznego, obejmującego urządzenia wytwórcze i przesyłowe, powinna uwzględniać dwa podstawowe aspekty funkcjonalne systemu wystarczalność (adequacy) i niezawodność operacyjną * (operational reliability), przy czym przez wystarczalność rozumie się zdolność systemu do pokrycia zagregowanego zapotrzebowania na moc i energię wszystkich odbiorców przez cały rozpatrywany okres, przy uwzględnieniu planowych i nieplanowych odstawień elementów systemu. Niezawodność operacyjną to jest zdolność systemu do funkcjonowania (w tym zachowania integralności) i realizacji swych funkcji, pomimo występowania nagłych zakłóceń, jak np. zwarcia lub nagłe, awaryjne odstawienia elementów systemu. Wystarczalność określa zatem zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania w stanach ustalonych, niezawodność operacyjna zaś do przetrwania stanów przejściowych. W praktyce, pojęcie niezawodności systemu elektroenergetycznego obejmuje zarówno zagadnienia wystarczalności jak i niezawodności operacyjnej. Pierwsze dotyczy długoterminowego podejścia do problemu niezawodności i należy głównie do sfery zainteresowań działów planowania. Drugie dotyczy okresów krótkoterminowych leżących w sferze zainteresowań operatorów systemu. Podstawowym problemem w analizie i ocenie niezawodności jest to, że utrzymanie określonego poziomu niezawodności (jakości) zasilania wymaga nakładów ze strony operatora systemu (lub właściciela infrastruktury), podczas gdy niedostateczna jakość generuje koszty głównie po stronie odbiorców. W przeszłości wykonywano wiele SIPROTEC 5 nowa generacja, która łączy innowacje z tradycją smartgrid.pl@siemens.com Wraz z rodziną produktów SIPROTEC 5 osiągnęliśmy nowy wymiar w automatyce zabezpieczeniowej. Indywidualnie konfigurowalne urządzenia tworzą per - fekcyjnie dopasowane rozwiązania w rozsądnej cenie. Prof. dr hab. inż. Józef Paska Instytut Elektroenergetyki Politechniki Warszawskiej (jozef.paska@ee.pw.edu.pl) Rok LXXXIII 215 nr 7 3
Ograniczanie remontów Redukcja personelu utrata know how Starzenie się urządzeń Dyspozycyjność urządzeń Niezawodność systemu wysiłków, aby te koszty ocenić ilościowo z odpowiednią dokładnością. Po roku 199 w systemach elektroenergetycznych nastąpiły i nadal następują głębokie zmiany strukturalne: ma miejsce dezintegracja, deregulacja, postępują przemiany rynkowe. Jest to trend ogólnoświatowy. Odejście od pionowo zintegrowanych struktur organizacyjnych, deregulacja i rozwiązania rynkowe w elektroenergetyce tworzą nowe warunki, w których odpowiedzialność za zapewnienie zasilania w energię elektryczną indywidualnych odbiorców nie jest i nie może być, przypisana jednemu, konkretnemu przedsiębiorstwu elektroenergetycznemu. Cel funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, jakim jest zapewnienie dostawy energii elektrycznej do odbiorców, przy możliwie najniższych kosztach i akceptowalnej niezawodności dostawy, jest obecnie zdekomponowany na wiele podmiotów [4, 27]. Niezawodność systemu elektroenergetycznego może mieć znaczący wpływ na wyniki finansowe przedsiębiorstw elektroenergetycznych, oprócz dobrze znanych kosztów: remontów, serwisu, kapitału, administracji i personelu. Jednakże dążenie do redukcji kosztów często objawia się w działaniach, które mają negatywny wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego (rys. 1). Uczestnicy współczesnych rynków energii elektrycznej postrzegają procesy ekonomiczne w krótkim horyzoncie czasowym (na ogół). Tymczasem zapewnienie odpowiedniego poziomu niezawodności zasilania odbiorców w energię elektryczną i niezawodności systemu elektroenergetycznego oznacza zarządzanie długoterminowym ryzykiem finansowym i/lub fizycznym, co z kolei wymaga działań długofalowych. Mogą być one podejmowane jedynie na podstawie wyników analiz niezawodności typu koszty korzyści wyniki optymalizacji niezawodności. Niezawodność była, jest i będzie jednym z najważniejszych kryteriów, które powinny być rozpatrywane, zarówno podczas planowania rozwoju, jak i eksploatacji systemu elektroenergetycznego [4, 11, 27]. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne Zwiększanie obciążenia urządzeń Rys. 1. Czynniki mające wpływ na niezawodność systemu elektroenergetycznego w zliberalizowanej elektroenergetyce Uproszczona struktura sieci Bezpieczeństwo energetyczne jest zdefiniowane w ustawie z 1 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz.U. nr 54, poz. 348 z późn. zm.) 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 [25]. Definicja ta została powtórzona w Polityce energetycznej Polski do 23 roku. Przyjmując tę definicję, można określić zachowanie bezpieczeństwa energetycznego kraju jako zespół działań zmierzających do stworzenia takiego systemu prawno-ekonomicznego, który wymuszałby: pewność dostaw, konkurencyjność, spełnienie warunków ochrony środowiska. Pewność dostaw należy rozumieć jako zapewnienie stabilnych warunków, umożliwiających pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania gospodarki i społeczeństwa na energię odpowiedniego rodzaju i wymaganej jakości, realizowanych przez dywersyfikację kierunków dostaw oraz rodzajów nośników energii pozwalającej na ich wzajemną substytucję. Konkurencyjność oznacza tworzenie dla wszystkich uczestników rynku energii jednakowych warunków działalności, przede wszystkim: stworzenie warunków zapewniających wiarygodność oraz przejrzystość cen i kosztów (punkt odniesienia dla producentów i użytkowników energii), eliminację wykorzystywania systemu kreowania cen dla realizacji polityki socjalnej lub jako instrumentu ekonomicznego wspierania określonego nośnika energii. Kolejny element bezpieczeństwa energetycznego, tj. spełnienie wymagań ochrony środowiska, należy rozumieć jako minimalizację negatywnego oddziaływania sektora energii na środowisko i warunki życia społeczeństwa. W takim ujęciu bezpieczeństwo energetyczne jest zatem kategorią społeczno-ekonomiczną, w której można wyróżnić bezpieczeństwo 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, a zatem dla bezpieczeństwa elektroenergetycznego, jest to niezawodność systemu elektroenergetycznego. W ustawie zdefiniowano 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 nieprzerwana praca 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. Pojęcie bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju jest często identyfikowane z pojęciem niezawodności systemu elektroenergetycznego. Obydwie te kategorie pojęciowe, aczkolwiek ze sobą związane, nie są jednak tożsame i wymagają uściślenia ich wzajemnego związku. Niezawodność systemu elektroenergetycznego jest 4 Rok LXXXIII 215 nr 7
podstawowym (ale nie jedynym) elementem i determinantą bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju. Relacje między niezawodnością dostawy i jakością dostarczanej energii elektrycznej Uzasadnione wydaje się 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 (rys. 2): jakość dostarczanej energii elektrycznej (jakość napięcia), niezawodność dostawy energii elektrycznej (niezawodność zasilania), jakość obsługi odbiorcy (klienta). Jakość zasilania energią elektryczną Metodyka analiz i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego Analiza i ocena niezawodności może odnosić się do przeszłości (dokonywana ex post) lub do przyszłości (jest to wówczas niezawodność prognozowana). W obu sytuacjach wyznacza się wartości odpowiednich miar niezawodności wskaźników niezawodności. Zwykle analizuje się niezależnie niezawodność podsystemów (składających się na system elektroenergetyczny): wytwórczego, przesyłowego, dystrybucyjnego, a zatem niezawodność realizacji pojedynczej funkcji: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji, zasilania konkretnych odbiorców [3, 1, 11]. Można również w systemie wyróżnić trzy poziomy hierarchiczne (rys. 3): PSW PSP Bilanse energetyczne HL Urządzenia i obiekty do wytwarzania SEE Urzadzenia i obiekty Urz. przesyłowe i obiekty przesylowe HL I HL II OZE & GR Aspekty techniczne Aspekty organizacyjne PSD Urządzenia i obiekty Urz. i obiekty dystrybucyjne dystrybucyjne HL III Niezawodność dostawy Jakość energii elektrycznej (jakość napięcia) Ocena niezawodności i jakościenergii Pomiary i bazy danych Monitorowanie i statystyka Symulacje i analizy Identyfikacja i kształtowanie Koszty niezawodności dostawy i jakości energii Analiza wykonalności poprawy niezawodności dostawy i jakości energii... Jakość usług Regulacje prawne: -Prawo energetyczne wraz z rozporządzeniami - Normy - Zalecana praktyka Obsługa klientów Rys. 2. Relacje między niezawodnością dostawy i jakością dostarczanej energii elektrycznej oraz zadania z zakresu ich oceny Włączanie niezawodności dostawy do cech jakościowych energii elektrycznej, a zatem utożsamianie jakości energii z jakością zasilania jest błędne, ponieważ czym innym jest proces dostarczania towaru (energii elektrycznej), charakteryzowany przez jakość jego realizacji niezawodność, a czym innym są istotne parametry tego towaru, określające przez swoje wartości jego jakość jakość energii elektrycznej. O jakości dostarczanej energii elektrycznej oraz o niezawodności jej dostawy w dużej mierze decyduje niezawodność systemu elektroenergetycznego. Rys. 3. 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 pierwszy (HL I) obejmujący urządzenia i obiekty wytwarzające energię elektryczną, drugi (HL II) obejmujący łącznie obiekty i urządzenia do wytwarzania i przesyłu energii, trzeci (HL III) obejmujący cały system, łącznie z dystrybucją. Struktura ta ciągle dobrze oddaje istotę funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, jednak obecnie należy mieć także na uwadze dodatkowe aspekty: Często występuje podział wytwarzania i dystrybucji pomiędzy niezależnymi przedsiębiorstwami. Jest coraz większy udział wytwarzania w źródłach, wykorzystujących odnawialne zasoby energii (OZE) lub realizujących wytwarzanie skojarzone (źródła skojarzone), których rozwój jest wspierany dyrektywami UE i krajowymi regulacjami prawnymi. Ich praca często podlega ograniczeniom zewnętrznym (dostępność energii pierwotnej, wytwarzanie energii elektrycznej determinowane zapotrzebowaniem na ciepło, wymagany regulacjami prawnymi udział w sprzedaży energii odbiorcom finalnym itp.). Zwiększa się wykorzystanie (w ramach systemu rozdzielczego) źródeł wytwarzania o małej skali, tworzących generację rozproszoną (GR). Te dodatkowe aspekty oraz deregulacja i konkurencja powodują, że następuje decentralizacja kompetencji i odpowiedzialności za niezawodność. Zadanie zapewnienia niezawodności dostawy energii elektrycznej odbiorcom staje się zadaniem zdekomponowanym na wiele niezależnych podmiotów przedsiębiorstw energetycznych. Rok LXXXIII 215 nr 7 5
Tym większą rolę odgrywają operatorzy systemu elektroenergetycznego operatorzy systemów rozdzielczych, a przede wszystkim operator systemu przesyłowego. Można także uwzględnić jeszcze jeden poziom HL, który odnosi się do całego rozpatrywanego obszaru i odzwierciedla dostępność zasobów i źródeł energii (w tym przypadku przetwarzanych na energię elektryczną) w relacji do zapotrzebowania. Analizy wykonywane na tym poziomie pozwalają na ocenę z reguły dla dłuższego horyzontu czasowego możliwości zrównoważenia bilansu energetycznego. Uwzględnia się tutaj lokalne zasoby energetyczne i ograniczenia ich pozyskiwania (np. zasoby hydroenergetyczne i warunki hydrologiczne) oraz możliwości i uwarunkowania importu. Efektem analiz na tym poziomie jest ocena bezpieczeństwa energetycznego kraju lub obszaru. Pierwszy poziom hierarchiczny systemu (HL I) jest tożsamy z pierwszą strefą funkcjonalną systemu elektroenergetycznego, z systemem wytwórczym. Na tym poziomie rozpatruje się niezawodność, tzw. uproszczonego systemu elektroenergetycznego, którego sieć w warunkach normalnych i remontowych nie wprowadza ograniczenia dla wykorzystania mocy dyspozycyjnej węzłów wytwórczych do zasilania węzłów odbiorczych. Niezawodność takiego systemu jest to więc niezawodność wytwarzania energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym, 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 konkretnych węzłów obciążenia oraz wskaźniki systemowe dla całego systemu lub obszaru (na tym poziomie hierarchicznym). Nie są one konkurencyjne, lecz komplementarne. Wskaźniki systemowe dają ocenę całościową, zaś wskaźniki dla konkretnych węzłów obciążenia stanowią miarę niezawodności systemu z punktu widzenia tych węzłów, a także dostarczają informacji wyjściowej dla analizy na następnym poziomie hierarchicznym. Analiza niezawodności 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. 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. Ogólny schemat analiz i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego przedstawiono na rys. 4. Używając odpowiednich statystyk awaryjności, tworzy się zestaw modeli awarii oraz odpowiadających im danych wejściowych. W części obliczeniowej, zależnie od użytej metody, wyznacza się wskaźniki niezawodności systemu. W większości przypadków są to wskaźniki dotyczące przerw i/lub ograniczeń w dostawie energii. Przeszłe zachowanie systemu Modele zakłóceń Część obserwowalna Obliczanie niezawodności Wskaźniki niezawodności Ocena/prognoza Dane niezawodności urządzeń Porównanie Część obserwowalna Przyszłe zachowanie systemu Narzędzia Jakiekolwiek inne ograniczenie w realizacji świadczonych usług, np. brak dostatecznej zdolności przesyłowej, może być również wyrażone przez wskaźniki. Teoretycznie, wskaźniki te mogą być sprawdzane w relacji z aktualnym zachowaniem systemu, jeśli rozważany wariant rozwoju systemu jest realizowany i upłynął dostatecznie długi czas obserwacji. W zależności od zakresu badań, analiza niezawodności wymaga odwzorowania kompletnego, operacyjnego zachowania się systemu, do pewnego stopnia uwzględniając działania, ręczne lub automatyczne, podjęte w odpowiedzi na awarie urządzeń. Dlatego też analiza niezawodności jest zadaniem o wiele bardziej wyrafinowanym niż konwencjonalna analiza rozpływu mocy dla kryterium n 1. Potrzebne są odpowiednie modele reprezentujące elementy i system. Potrzeba również narzędzi obliczeniowych i danych do wykonania obliczeń, wykorzystujących wspomniane modele i wskaźniki, a także wskaźników i metod pozwalających na wykorzystanie wyników tych modeli i metod do odpowiednich zastosowań praktycznych. Wśród metod analizy i oceny niezawodności (prognozowanej) systemu dominują dwa główne podejścia: analityczne i symulacyjne. Są one równie często używane przy ocenie wystarczalności systemów elektroenergetycznych. Metody analityczne polegają na obliczaniu wskaźników niezawodności z odpowiedniego modelu matematycznego. Zbiór określanych wskaźników jest więc pochodną przyjętego modelu i zbioru danych wejściowych. Zasadniczy problem stanowią przyjmowane założenia upraszczające, których efekt jest często nieznany. Metody symulacyjne, znane również jako metody Monte Carlo, polegają na ocenie wskaźników niezawodności dzięki symulacji losowego zachowania się systemu. Można wyróżnić dwie grupy metod symulacyjnych niesekwencyjne i sekwencyjne (szeregowe). W metodach niesekwencyjnych każdy odcinek czasu jest rozpatrywany niezależnie. Nie można więc modelować korelacji czasowych czy następstwa zdarzeń. W metodach sekwencyjnych czas i jego podokresy są traktowane chronologicznie. Jest to okupione dłuższym czasem obliczeń. Główna różnica pomiędzy podejściami analitycznym i symulacyjnym leży w procesie wyboru analizowanych stanów systemu elektroenergetycznego i sposobie obli- Dane Rys. 4. Etapy oraz elementy analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego Modele Ocena 6 Rok LXXXIII 215 nr 7
GWh 6 5 4 3 2 1 197 1975 1976 1977 1978 1979 198 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 199 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2 21 22 Energia niedostarczona Deficyty mocy w strefie szczytowego obciążenia Ograniczenia odbiorców z braku mocy - średnie z dni z ograniczeniem Maksymalne ograniczenia odbiorców z braku mocy Rys. 5. Wybrane wskaźniki zawodności KSE w latach 197 22 Lata czania prawdopodobieństw i innych wskaźników niezawodności (wystarczalności). Poziom bezpieczeństwa elektroenergetycznego Polski, ciągłości zasilania odbiorców i niezawodności krajowego systemu elektroenergetycznego Z punktu widzenia odbiorcy finalnego bezpieczeństwo elektroenergetyczne to przede wszystkim dostępność energii elektrycznej rozumiana w dwóch aspektach poziomu cen za energię i jej dostarczanie oraz gwarancji niezawodności dostaw. Poziom bezpieczeństwa elektroenergetycznego zależy od: wielkości i zróżnicowania krajowej bazy paliwowej, stopnia dywersyfikacji oraz wykorzystania krajowych i zagranicznych źródeł zaopatrzenia w nośniki energii pierwotnej, stanu technicznego systemu elektroenergetycznego oraz form własności jego infrastruktury, możliwości magazynowania paliw i energii elektrycznej, rozwoju krajowej infrastruktury wytwórczej i sieciowej oraz połączeń z systemami elektroenergetycznymi innych krajów, wewnętrznej i międzynarodowej polityki gospodarczej. Poziom bezpieczeństwa energetycznego obrazują wartości wskaźników zależności importowej (relacja importu netto do całkowitego zużycia energii pierwotnej), dywersyfikacji źródeł energii (indeks Shanonna-Wienera) oraz samowystarczalności paliwowej [8]. Dane z lat 1995 23 wskazują na sukcesywną poprawę stopnia dywersyfikacji źródeł energii pierwotnej i stopniowe zmniejszanie samowystarczalności energetycznej Polski. Należy odnotować, że poza ciągle dyskusyjnym wykorzystaniem energii jądrowej, w krajowym bilansie paliwowym niewielką rolę odgrywa energia ze źródeł odnawialnych, której wykorzystanie poprawia bezpieczeństwo energetyczne w skali lokalnej, zwłaszcza na obszarach o słabiej rozwiniętej infrastrukturze energetycznej. Z drugiej strony, należy pamiętać, że wzrost wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych do wytwarzania energii elektrycznej wymusza utrzymywanie zwiększonych rezerw mocy w energetyce konwencjonalnej, co niewątpliwie wpływa na koszty funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego. W celu zobrazowania sytuacji w krajowym systemie elektroenergetycznym (KSE) w przeszłości zdefiniowano i stosowano następujące wielkości wskaźniki zawodności [1, 11]: deficyt mocy w strefie obciążenia szczytowego, ograniczenia odbiorców z braku mocy średnie z dni z ograniczeniem mocy, maksymalne ograniczenia odbiorców z braku mocy, średnie ograniczenia oświetlenia (ulic), liczba dni roboczych z deficytem, liczba dni roboczych z ograniczeniem odbiorców, energia niedostarczona z powodu braku mocy, energia niedostarczona z powodu zaniżenia częstotliwości/napięcia, energia niedostarczona z powodu awarii sieciowych i systemowych. Na rys. 5 przedstawiono niektóre z tych wskaźników w latach 197 22. Mimo że ze względu na dość długi czas, jaki upłynął od początku tego okresu, nie udało się odtworzyć niektórych danych rys. 5 dobrze ilustruje ogólną sytuację w KSE w całym omawianym okresie. W latach 1975 1981 występowały duże ograniczenia poboru mocy z powodu jej deficytu. Szczególnie duża była także liczba dni z deficytem mocy oraz liczba dni z ograniczeniami. Warto podkreślić, że w niektórych latach deficyty mocy występowały jedynie w strefie pozaszczytowej. Świadczy o tym liczba dni roboczych z deficytem przy jednoczesnym jego braku w strefie szczytowej. Szczególnie trudna do opanowania sytuacja wystąpiła w miesiącach zimowych na przełomie lat 1978/1979 (zima stulecia). Średni deficyt mocy w grudniu 1978 r. wyniósł 2182 MW, a w styczniu 1979 r. 1738 MW. Dekada lat 8. XX wieku rozpoczęła się również trudną sytuacją bilansową. Mimo wzrostu marginesu mocy, wystąpiły ograniczenia spowodowane koniecznością zwiększenia zakresu remontów urządzeń wytwórczych z uwagi na ich wyeksploatowanie w poprzednim okresie. Dopiero w latach 1983 1984 sytuacja poprawiła się po wprowadzeniu większej liczby nowych bloków w elektrowniach cieplnych Połaniec i Bełchatów oraz elektrowni szczytowopompowej w Żarnowcu. W latach 9. sytuacja bilansowa KSE poprawiła się radykalnie na skutek wprowadzonych reform. W tych latach dni deficytowe występowały sporadycznie. Najpoważniejsze ograniczenia odbiorców wprowadzono w 1994 r. (jeden dzień z deficytem i ograniczeniami). Deficyt wystąpił po kilkudniowym strajku w Kopalni Węgla Brunatnego Bełchatów zasilającej w paliwo elektrownię o tej samej nazwie, której moc osiągalna była i jest poważną pozycją w całkowitej mocy krajowej systemu elektroenergetycznego. Po roku 2 margines mocy osiągalnej wynosił (w pierwszej dekadzie) ok. 4% i deficyty mocy powodujące ograniczenia były mało prawdopodobne. W drugiej dekadzie XXI w. jest on już zdecydowanie mniejszy. Sytuacja może się pogorszyć w związku z przewidywanymi wycofaniami z eksploatacji długo eksploatowanych jednostek wytwórczych przy jednoczesnym braku inwestycji w nowe bloki energetyczne. Niepokojący może być spadek marginesu mocy poniżej 2%, połączony ze zmianą struktury mocy osiągalnej i znacznym udziałem w łącznej mocy KSE jednostek wytwórczych wykorzystujących energię ze źródeł odnawialnych (elektrowni wiatrowych), których moc dyspozycyjna zdecydowanie różni się od ich mocy osiągalnej (zainstalowanej). Bezpieczeństwo elektroenergetyczne, niezawodność systemu elektroenergetycznego, powinny być rozpatrywane i oceniane również (a może przede wszystkim) z perspektywy odbiorcy energii elektrycznej. Mogą tu być stosowane różne wskaźniki. W międzynarodowej praktyce regulacyjnej używa się kilku wskaźników ciągłości dostaw energii elektrycznej [2, 5, 11]. 3 25 2 15 1 5 MW Rok LXXXIII 215 nr 7 7
TABELA I. Wymagania 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 6 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 (876 h) Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerw długich i bardzo długich (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 Kto? OSP OSP OSP, OSD OSP, OSD OSP, OSD 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Przerwy nieplanowane z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych, minut na odbiorcę i rok (1999-212) 1999 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 Rys. 6. Wartości wskaźnika SAIDI (przerwy nieplanowane) wg 5. raportu CEER Austria (HV, MV) Belgia Cypr Czechy (EHV, HV, MV, LV) Dania (HV, MV, LV) Estonia (HV, MV, LV) Finlandia (EHV, HV, MV) Francja (EHV, HV, MV, LV) Grecja (MV, LV) Hiszpania (EHV, HV, MV, LV) Holandia (EHV, HV, MV, LV) Irlandia (HV, MV, LV) Luksemburg Malta Niemcy (EHV, HV, MV, LV) Norwegia (EHV, HV, MV) Litwa (HV, MV, LV) Łotwa (HV, MV, LV) Polska (EHV, HV, MV, LV) Portugalia (EHV, HV, MV, LV) Rumunia (EHV, HV, MV, LV) Słowenia (EHV, HV, MV, LV) Szwajcaria Szwecja (EHV, HV, MV, LV) Węgry (HV, MV, LV) Wielka Brytania (EHV, HV, MV, LV) Włochy (EHV, HV, MV, LV) Rys. 7. Średnie wartości wskaźnika SAIDI (przerwy nieplanowane) z lat 28-212 wg 5. raportu CEER [5] Standardy jakościowe obsługi odbiorców energii elektrycznej są w Polsce określone rozporządzeniami systemowymi z 27 r. [26] i obejmują: parametry jakości napięcia, ciągłości zasilania odbiorców grup przyłączeniowych IV i V oraz zalecenia dotyczące trybu załatwiania skarg i reklamacji. Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na przerwy: przemijające (mikroprzerwy) trwające nie dłużej niż 1 s, krótkie trwające dłużej niż 1 s i nie dłużej niż 3 min, długie trwające dłużej niż 3 min i nie dłużej niż 12 h, bardzo długie trwające dłużej niż 12 h i nie dłużej niż 24 h, katastrofalne trwające dłużej niż 24 h. 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 ciągłości zasilania (wskaźniki przerw), wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego, wymienione w tab. I. Próbę oceny jakości zasilania odbiorców w Polsce zawiera raport, opracowany na zlecenie URE [1]. Natomiast piąty już raport CEER (Council of European Energy Regulators) [2, 5] zawiera wyniki dotyczące wskaźników ciągłości zasilania odbiorców dla wielu państw europejskich. Zostały w nim poddane wartości wskaźników SAIDI oraz SAIFI dla planowanych i nieplanowanych przerw w zasilaniu w latach 1999 212. Część z nich przedstawiono na rys. 6 9. 8 Rok LXXXIII 215 nr 7
8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Przerwy nieplanowane z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych, przerw na rok (1999-212) 1999 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 Rys. 8. Wartości wskaźnika SAIFI (przerwy nieplanowane) wg 5. raportu CEER 2,7 2,644 2,6 2,344 2,323 2,283 1,944 1,881 1,871 1,723 1,463 1,391 1,341 1,137,775,775,748,394,354,353,33,275 4,445 4,153 4,124 3,793 6,7, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, Austria (HV, MV) Belgia Czechy (EHV, HV, MV, LV) Dania (HV, MV, LV) Estonia (HV, MV, LV) Finlandia (EHV, HV, MV) Francja (EHV, HV, MV, LV) Grecja (MV, LV) Hiszpania (EHV, HV, MV, LV) Holandia (EHV, HV, MV, LV) Irlandia (HV, MV, LV) Islandia Luksemburg Malta Niemcy (EHV, HV, MV, LV) Norwegia (EHV, HV, MV) Litwa (HV, MV, LV) Łotwa (HV, MV, LV) Polska (EHV, HV, MV, LV) Portugalia (EHV, HV, MV, LV) Rumunia (EHV, HV, MV, LV) Słowenia (EHV, HV, MV, LV) Szwajcaria Szwecja (EHV, HV, MV, LV) Węgry (HV, MV, LV) Wielka Brytania (EHV, HV, MV, LV) Włochy (EHV, HV, MV, LV) SAIFI (przerwy nieplanowane z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych) - średnia z lat (1999-212), przerw na odbiorcę i rok Kraje o najwyższych wartościach wskaźnika SAIFI (średnia ze wszystkich lat): Polska, Portugalia, Malta, Łotwa, Rumunia Rumunia (EHV, HV, MV, LV) Łotwa (HV, MV, LV) Malta Portugalia (EHV, HV, MV, LV) Polska (EHV, HV, MV, LV) Finlandia (EHV, HV, MV) Włochy (EHV, HV, MV, LV) Grecja (MV, LV) Słowenia (EHV, HV, MV, LV) Hiszpania (EHV, HV, MV, LV) Estonia (HV, MV, LV) Czechy (EHV, HV, MV, LV) Węgry (HV, MV, LV) Litwa (HV, MV, LV) Norwegia (EHV, HV, MV) Irlandia (HV, MV, LV) Szwecja (EHV, HV, MV, LV) Islandia Francja (EHV, HV, MV, LV) Belgia Wielka Brytania (EHV, HV, MV, LV) Austria (HV, MV) Dania (HV, MV, LV) Holandia (EHV, HV, MV, LV) Niemcy (EHV, HV, MV, LV) Szwajcaria Luksemburg Rys. 9. Średnie wartości wskaźnika SAIFI (przerwy nieplanowane) wg 5. raportu CEER TABELA II. Wskaźniki ciągłości zasilania odbiorców w Polsce (wg ARE [28]) Wskaźniki ciągłości zasilania odbiorców energii elektrycznej w Polsce zdecydowanie nie należą do najlepszych w Europie. Być może przyczyną jest niewielki udział linii kablowych w polskich sieciach rozdzielczych (rys. 1). W Polsce rozporządzenie systemowe z 27 r. wprowadziło obowiązek podawania do publicznej wiadomości wskaźników ciągłości zasilania odbiorców. Odpowiednie dane zbiorcze dla całego kraju zestawiono w tab. II i zilustrowano na rys. 11. Można zaobserwować stopniową, aczkolwiek niewielką, poprawę w zakresie wskaźników ciągłości zasilania odbiorców w Polsce. Oczywiście wartości wskaźników ciągłości zasilania odbiorców są zróżnicowane dla obszarów działania poszczególnych OSD, co dla roku 213 zilustrowano na rys. 12. Ciągłość zasilania odbiorców w Polsce jest efektem takiej a nie innej niezawodności krajowego systemu elektroenergetycznego i jego zasadniczych elementów: jednostek wytwórczych, elementów sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnych. Na rys. 13 14 oraz w tab. III przedstawiono wybrane charakterystyki niezawodności bloków energetycznych, elementów sieci 22 kv i 4 kv sieci rozdzielczych. Krajowe bloki energetyczne mają: zbliżoną do amerykańskich dyspozycyjność AF, podobny poziom wykorzystania mocy zainstalowanej NCF i osiągalnej NOF, zbliżoną awaryjność FOR (poza blokami 36 MW i >5 MW) i FOF (poza blokami 36 MW), wyższy wskaźnik remontów planowych SOF, zbliżony średni czas ruchu ART. Warto podkreślić, że statystyką krajową jest objęta znacznie mniejsza liczba bloków, zestaw wyznaczanych wskaźników [22] też jest mniej liczny. Z danych przedstawionych na rys. 14 wynika, że: awaryjność linii napowietrznych SN w Polsce jest niższa niż linii kablowych oraz że awaryjność linii napowietrznych nn jest zdecydowanie wyższa niż linii kablowych, co wyjaśnia, przynajmniej częściowo słabe parametry ciągłości zasilania polskich odbiorców w grupie krajów objętych raportem CEER. Wyszczególnienie 29 21 211 212 213 dla przerw nieplanowanych 341,6 316,1 39,1 254 254,84 SAIDI (min/odb.) dla przerw nieplanowanych (z przerwami katastrofalnymi) 48,6 385,5 325,8 263,2 281,82 dla przerw planowanych 145,8 129,8 153, 147,3 139,17 dla przerw nieplanowanych 4, 3,7 4,1 3,4 3,3 SAIFI (szt./odb.) dla przerw nieplanowanych (z przerwami katastrofalnymi) 4,1 3,8 4,2 3,4 3,3 dla przerw planowanych,8,7,8,7,6 MAIFI (szt./odb.) 3,3 3,6 3,5 7,7 3,3 Rok LXXXIII 215 nr 7 9
W Polsce obecnie brakuje kompleksowego systemu zbierania i przetwarzania danych o awaryjności urządzeń elektroenergetycznych elementów systemu elektroenergetycznego. Wyjątek w tym zakresie stanowi utrzymywany w Agencji Rynku Energii system Awaryjność dla dużych bloków energetycznych (12 [%] Rys. 1. Podział krajów europejskich ze względu na udział linii kablowych w sieciach SN i nn [5] [%] 5 MW) [7]. Dane dotyczące niezawodności elementów sieciowych są rozproszone i trudne do uzyskania [11, 17 2]. Podsumowanie O jakości zasilania energią elektryczną, a zatem o niezawodności (ciągłości) dostawy energii elektrycznej i w dużym stopniu o jej jakości decyduje niezawodność urządzeń i układów służących wytwarzaniu, przesyłaniu i rozdzielaniu energii elektrycznej niezawodność systemu elektroenergetycznego. Liberalizacja elektroenergetyki prowadzi do rozdzielenia: wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. Presja rosnących kosztów na konkurencyjnych rynkach zmusza firmy elektroenergetyczne do redukcji inwestycji i kosztów operacyjnych, co najczęściej wywołuje negatywne efekty w zaopatrzeniu w energię elektryczną. Na takim podłożu narastają pytania o przyszły poziom niezawodności zasilania, a zainteresowanie szczegółowymi analizami niezawodności systemu elektroenergetycznego wzrasta. Uczestnicy współczesnych rynków energii elektrycznej (na ogół) postrzegają procesy ekonomiczne w krótkim horyzoncie czasowym. Tymczasem zapewnienie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa elektroenergetycznego, niezawodności zasilania odbiorców w energię elektryczną i niezawodności systemu elektroenergetycznego oznacza zarządzanie długoterminowym ryzykiem finansowym i/lub fizycznym, co z kolei wymaga działań długofalowych. 45, 4, 35, 3, 25, Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerw w przeliczeniu na jednego odbiorcę (SAIDI) - przerwy nieplanowe, wraz z katastrofalnymi, min./odb. i rok 48,6 385,5 325,76 263,2 281,82 332,98 4,5 4, 3,5 3, 2,5 Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw w przeliczeniu na jednego odbiorcę (SAIFI) - prerwy nieplanowe, wraz z katastrofalnymi, szt./odb. i rok 4,1 3,8 4,21 3,4 3,3 3,76 2, 2, 15, 1,5 1, 1, 5,,5, 29 21 211 212 213 średnia 29-213, 29 21 211 212 213 średnia 29-213 Rys. 11. Czy się poprawia? wskaźniki SAIDI i SAIFI w latach 29 213 (wg danych ARE) SAIDI (przerwy nieplanowane, z katastrofalnymi) w 213 r. SAIFI (przerwy nieplanowane, z katastrofalnymi) w 213 r. RWE Stoen Operator [min] 45 4 35 3 25 2 343,37 283,9 415,33 196,16 281,16 PGE Dystrybucja ENERGA Operator Enea Operator Tauron Dystrybucja PKP Energetyka [1/a] 4,5 4 3,5 3 2,5 2 3,8 4,21 2,95 2,99 3,32 15 1,5 1,4737 RWE Stoen Operator 1 5 76,89 24,71 1,5,1 PGE Dystrybucja ENERGA Operator Enea Operator Tauron Dystrybucja PKP Energetyka Rys. 12. Gdzie najlepiej/najgorzej? SAIDI i SAIFI w 213 r. dla poszczególnych dużych OSD (linia pozioma oznacza wartość średnią, ważoną liczbą obsługiwanych odbiorców) 1 Rok LXXXIII 215 nr 7
W a rtość, % 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Wskaźniki amerykańskich i krajowych bloków energetycznych AF Wskaźnik NCF NOF US 1-199 MW PL 12-199 MW US 2-299 MW PL2-299 MW US 3-399 MW PL 3-499 MW US 4-599 MW PL >5 MW US 8-999 MW PL >5 MW % W a rtość, 17 16 15 14 13 12 11 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 Wskaźniki amerykańskich i krajowych bloków energetycznych FOF Wskaźnik FOR SOF US 1-199 MW PL 12-199 MW US 2-299 MW PL2-299 MW US 3-399 MW PL 3-499 MW US 4-599 MW PL >5 MW US 8-999 MW PL >5 MW Średni czas ruchu oraz liczba amerykańskich i krajowych bloków energetycznych 6 5 538,79 h 4 375,8 3 2 286,68 258,74 231,6 232, 27,47 29,2 272,8 272,8 268 128 16 1 77 6 19 18 3 4 ART, h Liczba bl. US 1-199 MW PL 12-199 MW US 2-299 MW PL2-299 MW 3 Rys. 13. Wybrane wskaźniki niezawodnościowe i eksploatacyjne amerykańskich [6] i polskich [7] bloków energetycznych, dane z lat: NERC 28 212, Polska 21 212 US 3-399 MW PL 3-499 MW US 4-599 MW PL >5 MW US 8-999 MW PL >5 MW TABELA III. Wskaźniki niezawodnościowe elementów sieci 4 kv i 22 kv na podstawie badań statystycznych z lat 1993 25 [17 2] Wskaźnik Jednostka Szyny zbiorcze Sprzęgła Transformatory Linie napowietrzne 4 kv 22 kv 4 kv 22 kv 4/DN 22/11 kv 4 kv 22 kv Średnia częstość wyłączeń awaryjnych wył./1 jed./a 2,7 1,4 1,2 1,1 8 45 1,1 1,5 Średni czas wyłączenia awaryjnego h/wył. 8,2 8,7 22,6 23,1 11 75 21 24 Średnia częstość wyłączeń awaryjnych w okresach złej pogody Średni czas wyłączenia awaryjnego w okresach złej pogody Średnia częstość wyłączeń planowych i operatywnych wył./1 km/a 3 3,11,17 h/wył. 9 6 6 49 wył./1 jed./a 12 16 34,4 27,5 72 26 5,3 7,7 Prawdopodobieństwo remontu planowego - 2,6 1-3 1,4 1-3,3 1-3,5 1-3 38 1-3 15 1-3 (13+,7L)/T (7+,7L)/T Średni czas wyłączenia planowego i operatywnego Średni roczny czas wyłączeń planowych i operatywnych jednego elementu (tzw. czas remontów planowych) h/wył. 22,7 72 8,5 15,6 464,1 51 38 38 h/el/a 23 12 3 4,5 334 133 194 1 Zależność na czas remontu planowego h/linia 13+,7L 7+,7L L długość linii w km, T = 876 h Rok LXXXIII 215 nr 7 11
17, 16, 15, 14, 13, 12, 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Wskaźnik uszkodzeń na 1 km - sieci SN 12, 11, 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Wskaźnik uszkodzeń na 1 km - sieci nn - linii napowietrznych szt. - linii napowietrznych szt. - linii kablowych szt. - na 1 transformatorów szt. - linii kablowych szt. Rys. 14. Awaryjność sieci rozdzielczych w Polsce, źródło: Statystyka elektroenergetyki polskiej. ARE SA [28] LITERATURA [1] I Krajowy raport benchmarkingowy nt. jakości dostaw energii elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Instytut Energetyki Oddział Gdańsk, Gdańsk 29 [2] 5th CEER Benchmarking Report on the Quality of Electricity Supply 211. CEER. Brussels 212 [3] Billinton R., Allan R.N.: Reliability Assessment of Large Electric Power Systems. Kluwer Academic Publishers, Boston-Dordrecht-Lancaster 1988 [4] Billinton R. et al.: Reliability issues in today s electric power utility environment. IEEE Transactions on Power Systems 1997 No 4 [5] CEER Benchmarking Report 5.1 on the Continuity of Electricity Supply Data update. CEER. Brussels, 214 [6] Generating Unit Statistical Brochure 28 212. Generating Availability Data System (GADS), NERC 213 [7] Katalog parametrów niezawodnościowych bloków energetycznych w latach 21 212. Agencja Rynku Energii SA. Warszawa, 213 r. (również wcześniejsze edycje) [8] Mazurkiewicz J.: Bezpieczeństwo energetyczne Polski. Polityka Energetyczna. 28 tom 11, z. 1 [9] Paska J.: Generation system reliability and its assessment. Archiwum Energetyki 1999 nr 1-2 [1] Paska J.: Ocena niezawodności podsystemu wytwórczego systemu elektroenergetycznego. Prace Naukowe PW Elektryka 22 nr 12 [11] Paska J.: Niezawodność systemów elektroenergetycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 25 [12] Paska J.: Analysis and Evaluation of Electric Power System Reliability. Przegląd Elektrotechniczny 28 nr 7 [13] Paska J.: Electric Power System Reliability Optimization. Przegląd Elektrotechniczny 28 nr 11 [14] Paska J.: Metodyka analizy i oceny niezawodności systemu elektroenergetycznego w warunkach rynku energii elektrycznej. Rynek Energii 21 nr 6 [15] Paska J.: Dziś i jutro metodyki analiz niezawodności systemu elektroenergetycznego. Przegląd Elektrotechniczny 211 nr 9a [16] Paska J.: Chosen aspects of electric power system reliability optimization. Eksploatacja i Niezawodność Maintenance and Reliability 213 nr 2 [17] Paska J. et al.: Application of TRELSS and Implementation of Value-Based Reliability Approach at Polish Power Grid Company. TR-114816. EPRI, Palo Alto, CA and PPGC, Poland 2 [18] Paska J. i in.: System wspomagania analiz niezawodnościowych pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Praca dla PSE SA. Warszawa, 22 [19] Paska J. i in.: Wykorzystanie kryteriów niezawodnościowych do wyznaczania niezbędnego poziomu bezpieczeństwa pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego dla potrzeb długoterminowego planowania działalności przesyłowej. Praca dla PSE-Operator SA. Warszawa 26 [2] Paska J. i inni: Opracowanie modeli niezawodnościowych dla generacji wiatrowej. Praca dla PSE-Operator SA. Warszawa 28 [21] Paska J., Anders G.J., Kłos A.: Pojęcia bezpieczeństwa elektroenergetycznego i niezawodności systemu elektroenergetycznego w różnych horyzontach czasowych. Archiwum Energetyki 29 nr 1 [22] Performance of Generating Plant: New Metrics for Industry in Transition. World Energy Council, 21 [23] Power System Reliability Analysis. Application Guide. CIGRE WG 3 of SC 38 (Power system analysis and techniques). Paris, 1987 [24] Power System Reliability Analysis. Composite Power System Reliability Evaluation. CIGRE Task Force 38-3-1. Paris, 1992 [25] Prawo energetyczne. Ustawa z 1 kwietnia 1997 r. z późn. zm. (stan prawny na 25 września 214 r.) [26] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 4 maja 27 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. 27 r. nr 93, poz. 957, 28 r. nr 3, poz. 178, 28 r. nr 162, poz. 15) [27] Singh Ch., Schwan M., Wellsow W.H.: Reliability in Liberalized Electric Power Markets from Analysis to Risk Management Survey Paper. 14th Power Systems Computation Conference. Sevilla Spain, 22 [28] Statystyka elektroenergetyki polskiej 213. Agencja Rynku Energii SA. Warszawa 214 (również wcześniejsze edycje) Jest to artykułowa wersja referatu, wygłoszonego na II Kongresie Elektryki Polskiej w Warszawie (1 2 grudnia 214 r.) * Niekiedy określaną też mianem bezpieczeństwo (security) Zapraszamy do bezpłatnego korzystania z publikacji WE z lat 24 27 w Portalu Informacji Technicznej (www.sigma-not.pl) 12 Rok LXXXIII 215 nr 7