Elektroenergetyka_4_04 Elektrownie Wiatrowe.pdf

ISSN 1230-039X

TECHNIKA, EKONOMIA, ORGANIZACJA

ELEKTROENERGETYKA

Numer 4, 2004 (51)

4’04

SPIS TREŚCI

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

Wnioski dla Polski wynikające z wielkich awarii systemów

elektroenergetycznych na świecie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

ENERGETYKA WIATROWA

Energetyka wiatrowa w połączonym systemie elektroenergetycznym UCTE . . . . . . . . . . . 17

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

ELEKTROENERGETYKA NR 4/2004 (51)

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

STEFANIA KASPRZYK

ROBERT PAPROCKI

(PSE-Operator SA)

WNIOSKI DLA POLSKI WYNIKAJACE Z WIELKICH AWARII

SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH NA ŚWIECIE * )

W artykule przedstawiono przebieg trzech największych awarii systemowych, jakie miały

miejsce w 2003 roku (USA/Kanada, Szwecja/Dania, Włochy). Główną uwagę skupiono na ich

przyczynach oraz wynikających z nich wnioskach i zaleceniach na przyszłość, zidentyfikowanych

przez specjalnie powołane do tego zespoły, reprezentujące dotkniętych awariami operatorów

systemów przesyłowych. Na tej bazie przedstawiono wnioski, jakie można wyciągnąć w odniesie-

niu do niezawodności pracy krajowego systemu elektroenergetycznego.

WPROWADZENIE

Ostatnie wielkie awarie systemowe w 2003 roku wykazały, że długotrwałe pozbawienie za-

silania w energię elektryczną odbiorców w całym systemie jest realne i może się zdarzyć prak-

tycznie w każdym systemie elektroenergetycznym. Awarie te spowodowały powstanie ogrom-

nych strat materialnych i stanowiły poważne zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi.

W artykule zostały przedstawione przyczyny i wnioski z trzech największych awarii syste-

mowych, tj. awarii z 14 sierpnia w USA i Kanadzie, awarii z 23 września w Szwecji i Danii oraz

awarii z 28 września we Włoszech, w oparciu o wyniki analiz przeprowadzonych przez specjal-

nie do tego celu powołane zespoły złożone ze specjalistów – operatorów systemów przesyło-

wych dotkniętych awariami. Analiza awarii szwedzkiej prowadzona była przez operatorów sys-

temów przesyłowych w Szwecji i we wschodniej Danii (Svenska Kraftnat i Elkraft System), wy-

nikiem są raporty końcowe z przebiegu tej awarii [1,2]. W przypadku awarii amerykańskiej, po-

wołany został na szczeblu rządowym amerykańsko-kanadyjski zespół ekspertów, który również

opracował raport z przebiegu awarii [3]. Swoje rekomendacje po awarii amerykańskiej przedsta-

wiła również organizacja NERC w raporcie [4]. W przypadku awarii włoskiej, bezpośrednio po

awarii, doszło do spotkania w ramach UCTE szefów operatorów wszystkich pięciu dotkniętych

systemów. Na spotkaniu tym zdecydowano o powołaniu specjalnego niezależnego Komitetu,

złożonego z międzynarodowych ekspertów, którego zadaniem było dokonanie niezależnej

i szczegółowej analizy zaistniałej awarii. Efektem pracy tego zespołu był wydany w kwietniu

2004 raport końcowy [5]. Skutki wielkich awarii systemowych w roku 2003, w pełni uzasadnia-

* ) Materiał ten zaprezentowano na konferencji „Bezpieczeństwo Systemów Energetycznych” zorganizowanej przez Komitet Nauk

Technicznych FSNT NOT ds. Gospodarki Energetycznej, Warszawa 9 – 10 grudnia 2004 r. Jest on zmodyfikowaną wersją referatu

przedstawionego na APE’04-Południe, Wisła, 7 – 9 czerwca 2004 r.

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

ją podjęcie prac weryfikujących stan krajowego bezpieczeństwa elektroenergetycznego, w celu

uniknięcia wystąpienia podobnych zdarzeń w Polsce. Jednym z pierwszych działań PSE SA, po

wystąpieniu omawianych awarii, było opracowanie w październiku 2003 r. raportu nt. stanu za-

grożenia ciągłości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego w Polsce [6]. Prezentowane

w artykule oceny i rekomendacje dla polskiego systemu elektroenergetycznego w aspekcie czyn-

ników, które wystąpiły w omawianych awariach systemowych, w dużej części bazują na wspo-

mnianym raporcie.

AWARIA W PÓŁNOCNO-WSCHODNICH STANACH USA I KANADYJSKICH

PROWINCJACH ONTARIO I QUEBEC, 14 SIERPNIA 2003 R.

Około godziny 15.00, bezpośrednio przed wystąpieniem pierwszego zdarzenia inicjują-

cego późniejszy blackout, system w obszarze dotkniętym późniejszą awarią działał niezawod-

nie zgodnie z zaleceniami NERC, chociaż pewne jego elementy pracowały blisko dopuszczal-

nych granic. Panujące wówczas w systemie warunki pracy można scharakteryzować w nastę-

pujący sposób:

• umiarkowanie wysokie zapotrzebowanie typowe dla ciepłych sierpniowych dni (w syste-

mach USA i Kanady obciążenie szczytowe, w przeciwieństwie do większości systemów

europejskich, występuje latem),

• duże długodystansowe tranzyty mocy z południa do Kanady,

• wahania częstotliwości w dopuszczalnych granicach,

• niskie napięcia w godzinach rannych (w szczególności w północnym Ohio),

• niska produkcja mocy biernej przez niezależnych wytwórców w regionie,

• niedyspozycyjność pojedynczych linii przesyłowych i jednostek wytwórczych w regionie.

Fakt, że pomimo powyższych okoliczności system pracował zgodnie z zaleceniami NERC

sprawia, że nie powinno się ich uznawać jako bezpośrednich przyczyn blackoutu.

Za istotne dla przebiegu dalszych zdarzeń uznano wypadnięcie o godzinie 13.31 bloku nr 5

w elektrowni Eastlake (północne Ohio, okolice Cleveland) o mocy 600 MW spowodowane awa-

rią układu wzbudzenia, gdyż doprowadziło to do dalszego zmniejszenia napięć w systemie

przesyłowym FirstEnergy (FE) w północnym Ohio. Duże znaczenie miało również wyłączenie

o godzinie 14.02 linii 345 kV Stuart – Atlanta (południowe Ohio, obszar regulacyjny firmy

Dayton Power & Light) będące wynikiem zwarcia doziemnego przez drzewo. Zdarzenie to nie

miało bezpośredniego wpływu na system FE, ale było jedną z praprzyczyn (obok błędów ludz-

kich) błędnego działania estymatora stanu w Midwest ISO – MISO (koordynator niezawodno-

ści dla FE), który nie miał możliwości przeprowadzenia wiarygodnych analiz niezawodności

w swojej strefie (w tym dla FE) od godziny 12.37 do 15.34. W konsekwencji, aż do 15.34 MI-

SO nie był w stanie przewidzieć, że po wyłączeniu bloku nr 5 w elektrowni Eastlake, wyłącze-

nie jakiejkolwiek linii przesyłowej w obszarze FE doprowadzi do przeciążenia innych linii, co

uniemożliwiło mu wydanie odpowiednich ostrzeżeń i instrukcji dla operatorów podległych ob-

szarów regulacyjnych (w tym FE).

Około godziny 14.14 system EMS FirstEnergy utracił funkcję alarmowania, przez co dys-

pozytorzy FE nie byli informowani o zdarzeniach występujących w ich systemie. Wkrótce po-

tem problemy z systemem EMS pogłębiły się, najpierw utracono kilka jego zdalnych stanowisk,

a potem awarii uległy kolejno podstawowy i rezerwowy serwer funkcji przetwarzającej alarmy,

co znacznie ograniczyło dostępne funkcje EMS. O godzinie 15.08 przywrócono wszystkie funk-

cje EMS poza alarmowaniem, która to funkcja nie została odpowiednio przetestowana. W efek-

cie dyspozytorzy FE nie mieli świadomości o stanie systemu i co gorsza, opierając się na zdez-

aktualizowanych informacjach, nie wierzyli informacjom od sąsiednich dyspozycji o rosnącym

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

zagrożeniu w ich systemie. Ponadto, z uwagi na błędnie funkcjonujący system EMS w FE nie

przeprowadzono analiz niezawodnościowych po wypadnięciu bloku nr 5 Eastlake i po później-

szych wypadnięciach linii przesyłowych.

O godzinie 15.05, wskutek zwarcia doziemnego przez drzewo, została wyłączona prze-

ciążona linia 345 kV Chamberlin – Harding (północne Ohio, obszar FE). Związana z tym

zmiana rozpływów w systemie przesyłowym FE i zwiększenie obciążenia pozostałych linii

spowodowały dalsze wyłączenia kolejnych dwóch linii 345 kV (Hanna – Juniper o godzinie

15.32 i Star – South Canton o godzinie 15.41), w obu przypadkach również w wyniku zwar-

cia przez drzewa. Wyłączenia te doprowadziły do dalszego zmniejszenia napięć w systemie

przesyłowym północnego Ohio. Z uwagi na opisaną powyżej awarię systemu EMS dyspozyto-

rzy FE aż do godziny 15.42 nie byli świadomi wyłączeń w swoim systemie. O godzinie 15.46,

kiedy z istniejącego zagrożenia zdali sobie sprawę także dyspozytorzy sąsiednich obszarów

regulacyjnych i MISO (jako koordynator niezawodności) jedynym środkiem zaradczym było-

by awaryjne odłączenie około 2500 MW obciążenia w okolicach Cleveland. Takiego działania

jednakże nie podjęto.

Wyłączenie trzech linii 345 kV w systemie FE przeciążyło lokalne linie 138 kV, co w efek-

cie doprowadziło do wyłączenia szesnastu z nich w czasie 7 minut (od godziny 15.39 do 16.06)

i do pierwszych odłączeń odbiorców w okolicy miasta Akron (600 MW). Wyłączenia linii 138 kV

doprowadziły także do wyłączenia linii 345 kV Sammis – Star, ostatniej linii przesyłowej na

przekroju wschodnie Ohio – północne Ohio, stanowiącym jedną z dróg przepływu mocy z po-

łudnia (Tennessee, Kentucky, Missouri) do centrów odbioru wokół jeziora Eire. Utrata tej linii,

i w konsekwencji całego przekroju, zmieniła przepływy w całym regionie i zainicjowała nie-

kontrolowane kaskadowe wyłączenia w sąsiednich obszarach regulacyjnych.

W pierwszej kolejności zmiana przepływów spowodowała przeciążenie i wyłączenie dwóch

linii 345 kV w północno-zachodnim Ohio (o godzinie 16.08 i 16.09). Niestabilne warunki w co-

raz bardziej odcinanym systemie północnego Ohio i wschodniego Michigan (wahania częstotli-

wości i napięcia), spowodowały w kolejnych dwóch minutach wyłączenie 6 dużych bloków na

tym obszarze, pogłębiając tym samym deficyt mocy. Sytuacja taka doprowadziła wręcz do od-

wrócenia przepływów na przekroju Michigan – Ontario (z Ontario w kierunku Michigan).

Następnie, o godzinie 16.10, w czasie 12 sekund nastąpiła seria bardzo szybkich kaska-

dowych wyłączeń, która doprowadziła do odłączenia części systemu (północno-wschodnie

stany USA i prowincje Ontario i Quebec w Kanadzie) od reszty Eastern Interconnection (ob-

szar synchronicznych na wschodzie kontynentu amerykańskiego), a w konsekwencji do blac-

koutu na tym obszarze. Wschodnie Michigan i północne Ohio utraciły połączenia najpierw

z zachodnim Michigan a potem z Indianą. Wywołana tym zmiana przepływów na całym pół-

nocnym wschodzie dotknęła systemy PJM, NEW York ISO, New England ISO i Ontario IMO.

W efekcie kolejno tracone były połączenia na następujących przekrojach: PJM – New York,

New York – New Jersey, Ontario – Manitoba, New York – New England, New York wschód –

New York zachód, New York – Ontario, New York – Connecticut i wreszcie Ontario – wschod-

nie Michigan. Rówolegle wewnątrz odłączonej części systemu tworzyły się wyspy. Na więk-

szości z nich doszło do całkowitego odłączenia odbiorców, poza systemem New England ISO,

który przetrwał jako w miarę zbilansowany, częścią stanu Nowy Jork, która utrzymała się

dzięki połączeniu stałoprądowemu z Quebec i innymi małymi obszarami izolowanymi.

W efekcie tej najpoważniejszej w skutkach awarii systemowej, na kontynencie amery-

kańskim pozbawionych energii elektrycznej (na kilkanaście do kilkudziesięciu godzin) zosta-

ło 50 milionów osób na terenie ośmiu stanów USA i dwóch prowincji kanadyjskich. Ich zapo-

trzebowanie na moc przed awarią wynosiło 62 GW a ilość niedostarczonej energii oszacowa-

no na 350 GWh.

Powodem tej awarii było zbiegnięcie się w czasie wielu przyczyn o różnym charakterze.

Można je podzielić na trzy grupy. Pierwsza z nich dotyczy niewłaściwych działań operacyjnych

ze strony FirstEnergy – operatora obszaru regulacyjnego, w którym rozwinęła się awaria.

ELEKTROENERGETYKA

Plik z chomika:

Inne pliki z tego folderu:

Inne foldery tego chomika: