Elektroenergetyka 4 04 Elektrownie Wiatrowe

TECHNIKA, EKONOMIA, ORGANIZACJA

ELEKTROENERGETYKA

4’04

Numer 4, 2004 (51)

ISSN 1230-039X

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

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

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

ELEKTROENERGETYKA NR 4/2004 (51)

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

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

W szczególności FirstEnergy (FE):

• nie był w stanie zapewnić bezpiecznej pracy swojego systemu po wystąpieniu poważnych nieprze-

widzianych awarii, gdyż nie wykonał odpowiednich rutynowych analiz niezawodnościowych,

• nie posiadał odpowiednich procedur, które zapewniłyby jego dyspozytorom ciągłą infor-

mację o stanie funkcjonowania kluczowych narzędzi monitorujących stan systemu,

• nie dysponował odpowiednimi procedurami skutecznego testowania stanu funkcjonowa-

nia powyższych narzędzi po ich naprawie,

• nie posiadał dodatkowych narzędzi monitorujących, pozwalających na odwzorowanie rze-

czywistego stanu systemu przesyłowego i ułatwiających dyspozytorom zrozumienie warun-
ków jego pracy w przypadku awarii podstawowego systemu alarmowania/monitorowania.

Powyższe braki doprowadziły do sytuacji, w której dyspozytorzy FE nie mieli świadomo-

ści o zagrożeniu rozwijającym się w ich systemie.

Druga grupa przyczyn dotyczy zarządzania majątkiem sieciowym w FirstEnergy, a w szcze-

gólności niewystarczającą przycinką drzew w trasach linii przesyłowych, co przyczyniło się do
wystąpienia zdarzeń inicjujących (wyłączenia trzech linii 345 kV). Wreszcie trzecia grupa przy-
czyn dotyczy nieskutecznej działalności diagnostycznej koordynatorów niezawodności dla terenu,
na którym wystąpiły zdarzenia inicjujące, a w szczególności Midwest ISO, który w szczególności:

• nie uwzględnił w swoim estymatorze stanu rzeczywistego wyłączonej linii 345 kV Stuart

– Atlanta, co uniemożliwiło mu odpowiednio wczesną, prawidłową ocenę zagrożenia roz-
wijającego się w systemie FE,

• używał nieaktualnych danych do monitorowania rzeczywistych przepływów na krytycz-

nych przekrojach, co uniemożliwiło mu wykrycie naruszenia kryterium n-1 w systemie FE,

• nie posiadał skutecznych sposobów pozwalających na określenie lokalizacji i znaczenia

operacji łączeniowych dotyczących linii przesyłowych, monitorowanych przez system
EMS, które pozwoliłyby dyspozytorom MISO na wcześniejsze uświadomienie sobie fak-
tu wyłączeń ważnych linii przesyłowych.

Ponadto MISO i PJM nie posiadały uzgodnionych procedur (lub wytycznych) dotyczących

koordynacji działań w przypadku zaobserwowania w sąsiedniej strefie naruszeń kryteriów bez-
pieczeństwa spowodowanych zakłóceniami w pobliżu granicy stref.

Zespół NERC badający przyczyny i przebieg tej awarii zalecił podjęcie wielu działań, ce-

lem zmniejszenia ryzyka wystąpienia podobnej sytuacji w przyszłości. W zakresie inicjatyw
strategicznych zalecenia NERC obejmują:

• wzmocnienie nacisku na zachowanie zgodności z wymaganiami NERC,
• wprowadzenie audytów niezawodności w odniesieniu do operatorów obszarów regulacyj-

nych i koordynatorów niezawodności,

• weryfikację procedur utrzymania tras linii,
• wprowadzenie programu monitorowania procesu wdrażania zaleceń.

W zakresie inicjatyw technicznych NERC zarekomendował:

• poprawę szkoleń służb dyspozytorskich operatorów obszarów regulacyjnych i koordyna-

torów niezawodności,

• weryfikację praktyk stosowanych w obszarze gospodarki mocą bierną i regulacji napięć,
• udoskonalenie systemów zabezpieczeń ograniczających lub opóźniających wyłączenia kaskadowe,
• jednoznaczne zdefiniowanie zadań i odpowiedzialności operatorów obszarów regulacyj-

nych i koordynatorów niezawodności,

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

• opracowanie wytycznych dla narzędzi czasu rzeczywistego wspomagających pracę służb

dyspozytorskich,

• weryfikację procedur odbudowy systemu w oparciu o uzyskane podczas awarii doświad-

czenia,

• zainstalowanie dodatkowych urządzeń pomiarowych zsynchronizowanych czasowo,
• weryfikację kryteriów planowania i prowadzenia ruchu,
• udoskonalenie standardów wymiany danych i modelowania systemów.

AWARIA W POŁUDNIOWEJ SZWECJI I WSCHODNIEJ DANII,

23 WRZEŚNIA 2003 R.

W godzinach poprzedzających awarię, warunki pracy systemu szwedzkiego były normalne

i mieściły się w granicach określonych w ramach planowania operacyjnego. Zapotrzebowanie
systemu szwedzkiego znajdowało się na poziomie około 15 GW, nieco niższym niż zwykle o tej
porze roku. W krytycznym dniu, do planowanych remontów rocznych były odstawione cztery
z ośmiu eksploatowanych bloków jądrowych na południu Szwecji. Poza małymi elektrowniami
wodnymi i lokalnymi elektrociepłowniami w tej części Szwecji nie ma innych źródeł wytwór-
czych. W szczególności na południowym krańcu systemu (w Skanii) nie pracowało żadne źró-
dło. Z dwóch bloków tamtejszej elektrowni jądrowej (EJ) Barseback – jeden znajdował się w re-
moncie, natomiast drugi jest od kilku lat wyłączony z pracy. Ponadto, w regionie tym do plano-
wych remontów wyłączone były dwie linie przesyłowe i kable prądu stałego (do Polski i Nie-
miec, podobnie jak kabel prądu stałego ze wschodniej Danii do Niemiec). Tym niemniej, jak
wspomniano powyżej, pomimo tych planowych odstawień, system znajdował się w zakresie
bezpiecznej pracy, zgodnie z wymaganiami operacyjnymi.

O godzinie 12.30, w związku z wystąpieniem problemów z zaworami w obiegu wody za-

silającej, został awaryjnie odstawiony trzeci blok EJ Oskrashamn (południowo-wschodnia
Szwecja) pracujący uprzednio z mocą 1175 MW, co sprawiło, że w południowo-wschodniej
Szwecji nie pracował już żaden duży blok wytwórczy, gdyż dwa pozostałe bloki tej elektrowni
znajdowały się w remoncie. Wypadnięcie takiego bloku jest w systemach NORDEL zwykłym
zakłóceniem, które przy uprzednich normalnych warunkach pracy systemu powinno być usu-
nięte bez jakiegokolwiek wpływu na ciągłość i jakość zasilania odbiorców. Tak też było i w tym
przypadku. W całym systemie NORDEL automatycznie aktywowane zostały rezerwy mocy re-
gulacji natychmiastowej w elektrowniach wodnych (odpowiednik regulacji pierwotnej
w UCTE) i po okresie przejściowym częstotliwość ustabilizowała się na poziomie 49,9 Hz,
a system powrócił do stabilnych warunków pracy. Rozpoczął się proces przywracania często-
tliwości do wartości znamionowej oraz odpowiedniej redystrybucji obciążeń pomiędzy jednost-
ki wytwórcze celem przygotowania systemu na ewentualne wystąpienie kolejnej awarii. Sys-
tem NORDEL (podobnie jak i UCTE) jest zaprojektowany i eksploatowany tak, aby proces ten
nie trwał dłużej niż 15 minut.

Jednakże, tym razem zanim system został przygotowany do wystąpienia kolejnej awarii, po

pięciu minutach od wystąpienia poprzedniej (o godzinie 12.35) miała miejsce kolejna awaria,
która dodatkowo doprowadziła do wyłączenia aż dwóch szyn zbiorczych w stacji 400 kV Hor-
red (południowo-zachodnia Szwecja). Przyczyną tej awarii było mechaniczne uszkodzenie
odłącznika pantografowego w efekcie przegrzania jednego z jego złącz. Należy podkreślić, ze
przegrzanie to nie miało nic wspólnego z uprzednią awarią – wielkość prądu przepływającego
przez odłącznik w chwili jego awarii znajdowała się dopuszczalnych granicach. Późniejsze ba-
dania wykazały, że do przegrzania mógł doprowadzić sposób konserwacji odłącznika według
błędnych zaleceń zamieszczonych w fabrycznej instrukcji konserwacji. Należy w tym miejscu
dodać, że ten typ odłącznika jest powszechnie używany w Szwecji od kilkunastu lat i dotychczas
nie miało miejsca podobne jego uszkodzenie. Łuk elektryczny z przewracającego się odłączni-
ka został przeniesiony przez silny wiatr na sąsiednie pole drugiej szyny zbiorczej. W efekcie na-

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

stąpiło zwarcie pomiędzy różnymi fazami dwóch szyn zbiorczych, co doprowadziło do otwarcia
przez automatyczny system zabezpieczeń, wyłączników na wszystkich liniach przyłączonych do
tych szyn zbiorczych. To z kolei doprowadziło do odstawienia dwóch bloków EJ Ringhals (ra-
zem 1750 MW), przyłączonych do stacji Horred i wyłączeniu dwóch linii przesyłowych (a
w konsekwencji całego ciągu przesyłowego północ – południe na zachodnim wybrzeżu Szwe-
cji). W rezultacie częstotliwość w systemie spadła do prawie 49 Hz, znacznie zwiększyły się
przepływy mocy z północy na południe Szwecji (gdzie znacząco zmniejszyły się napięcia w sie-
ci przesyłowej) i rozpoczęły się międzyobszarowe oscylacje mocy i częstotliwości.

Taka sekwencja zdarzeń doprowadziła do sytuacji, w której w południowej Szwecji nie pra-

cował już żaden duży blok wytwórczy (blok nr 4 w EJ Ringhals przeszedł na prace na potrzeby
własne), który mógłby dostarczać odpowiednią ilość mocy biernej i zapobiec spadkowi napięć.
Co prawda oscylacje międzyobszarowe wytłumiły się, jednakże równoległe wypadnięcie kilku
przeciążonych linii 130 kV i 220 kV w Szwecji pogłębiło spadki napięć na południu, które prze-
rodziły się w lawinę napięciową. Zabezpieczenia odległościowe linii łączących centralną i połu-
dniową Szwecję zinterpretowały tę sytuację jako zwarcie dalekie i wyłączyły wszystkie pozosta-
łe linie 400 kV na tym przekroju, co doprowadziło do odcięcia południowej Szwecji i wschod-
niej Danii od reszty systemu NORDEL. W odłączonej części wystąpił znaczący deficyt mocy, co
oczywiście przyspieszyło lawinę napięć i doprowadziło do całkowitego blackoutu na tym obsza-
rze – w 90 sekund po zwarciu w stacji Horred.

Była to najpoważniejsza awaria systemowa w systemach NORDEL od dwudziestu lat. Ca-

ła południowa Szwecja (na południe od linii łączącej Norrkoeping na wschodnim wybrzeżu
i Varberg na zachodnim wybrzeżu) oraz wschodnia Dania (w tym jej stolica Kopenhaga), za-
mieszkałe przez 4 miliony mieszkańców o zapotrzebowaniu 4850 MW (w chwili awarii), były
pozbawione energii elektrycznej przez prawie 7 godzin (ilość niedostarczonej energii oszacowa-
no na 18 GWh). Interesujący jest fakt, że przy odbudowie systemu wschodniej Danii całkowicie
nieprzydatne okazały się być tzw. źródła rozproszone (farmy wiatrowe i małe elektrociepłow-
nie), które stanowią znaczącą część mocy wytwórczych tego systemu (pokrywały prawie 30%
obciążenia w dniu awarii). Jest to spowodowane tym, że zgodnie ze sposobem, w jaki są one pro-
jektowane i eksploatowane, warunkiem ich przyłączenia do systemu jest jego stabilna praca.

Przyczyną blackoutu było bliskie w czasie (w ciągu pięciu minut) wystąpienie dwóch nie-

zależnych awarii o charakterze technicznym (niezależnym bezpośrednio od działalności ludz-
kiej), prowadzących do utraty trzech kluczowych elementów systemu. Wystąpienie takiej se-
kwencji zdarzeń jest mało prawdopodobne, tym niemniej jak się okazało jest możliwe. Łącznie
awaria została sklasyfikowana jako awaria typu n-3, podczas gdy system NORDEL jest zapro-
jektowany i eksploatowany (podobnie jak większość systemów elektroenergetycznych na świe-
cie) zgodnie z tzw. kryterium n-1. Warto w tym miejscu dodać, że obecne kryteria planistyczne
NORDEL-a zakładają, że już przy awarii typu n-2 mogą wystąpić regionalne ograniczenia w za-
silaniu odbiorców. Podsumowując, zaistniała sekwencja zdarzeń wykraczała daleko poza stoso-
wane obecnie w NORDEL-u kryteria planistyczne i operacyjne, a więc nie było możliwe unik-
nięcie blackoutu po jej wystąpieniu.

Zespoły Svenska Kraftnat (szwedzki OSP) i Elkraft System (OSP systemu wschodniej Da-

nii) badające przyczyny i przebieg tej awarii zaleciły podjęcie następujących działań celem
zmniejszenia ryzyka wystąpienia podobnej sytuacji w przyszłości:

• weryfikację kryteriów planowania i prowadzenia ruchu w całym systemie NORDEL (ce-

lem ich aktualizacji jeśli okaże się to niezbędne),

• modyfikację konfiguracji krytycznych stacji w systemie celem zwiększenia niezawodno-

ści ich pracy (wprowadzenie układu dwuwyłącznikowego przy wykorzystaniu zintegro-
wanej aparatury łączeniowej – wyłącznik/odłącznik),

• zbadanie możliwości budowy nowej linii 400 kV w południowej Szwecji (z punktu widze-

nia możliwości lokalizacyjnych) i kabla prądu stałego łączącego Jutlandię (kontynentalna

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

część Danii pracująca synchronicznie z systemami UCTE) z wyspą Zelandią (z punktu
widzenia weryfikacji opłacalności przedsięwzięcia),

• wprowadzenie zaawansowanych systemów zabezpieczeń (integracja w skali całego syste-

mu NORDEL i możliwość kontrolowanego odłączania odbiorców),

• rozpoznanie możliwości udoskonalenia metod prowadzenia remontów planowych odłącz-

ników, metod organizacji remontów planowych w skali systemu,

• rozpoznanie możliwości poprawy zdolności elektrowni do przechodzenia na pracę na po-

trzeby własne (pracę wyspową),

• rozpoznanie możliwości poprawy niezawodności zdalnej komunikacji ze stacjami,
• udoskonalenie komunikacji pomiędzy podmiotami sektora (OSP, spółki dystrybucyjne,

elektrownie) oraz sposobu informowania opinii publicznej/organów rządowych.

AWARIA WE WŁOSZECH, 28 WRZEŚNIA 2003 R.

System włoski powiązany jest na północy z sąsiednimi systemami piętnastoma liniami

przesyłowymi (trzy linie 380 kV i jedna linia 220 kV z Francją, sześć linii 380 kV i dwie linie
380 kV ze Szwajcarią, jedna linia 220 kV z Austrią i po jednej linii 380 kV i 220 kV ze Słowe-
nią). Dodatkowo Włochy połączone są kablami stałoprądowymi 500 kV z Grecją, oraz 220 kV
z Korsyką. Włochy są największym importerem energii elektrycznej w UCTE. W dniu blackoutu,
o godzinie 3.00 import Włoch sięgał 6 651 MW (przekraczając plan wymiany o ponad 250 MW),
co stanowiło 28% aktualnego zapotrzebowania, wynoszącego 24 064 MW (bez Sardynii ponie-
waż w tym czasie awaryjnie wyłączony był kabel prądu stałego na Sardynię poprzez Korsykę).
Ponadto, dodatkowe 3 638 MW wykorzystane było na pompowanie w elektrowniach szczytowo-
-pompowych. Największe odchylenie (prawie 550 MW) pomiędzy fizycznymi przepływami
a planowaną wymianą wystąpiło na przekroju włosko-szwajcarskim, powodując bardzo duże
przepływy mocy w systemie szwajcarskim na osi północ – południe. Bezpośrednio przed awa-
rią stacja 380 kV Sils (Szwajcaria) pracowała z trwale rozdzielonymi systemami szyn zbior-
czych, co stanowi rutynowy środek redystrybucji przepływów w tym systemie.

O godzinie 3.01 z powodu przeciążenia i zwarcia została wyłączona wewnętrzna linia

szwajcarska 380 kV Mettlen – Lavorgo, przy czym i automatyczne, i ręczne próby ponownego
jej załączenia były nieudane. Konsekwencją tego wyłączenia było naruszenie kryterium n-1 na
przekroju Szwajcaria – Włochy. W wyniku zmiany rozpływów obciążenie kolejnej wewnętrznej
linii szwajcarskiej 380 kV Sils – Soazza wzrosło do około 110% jej obciążalności. O godzinie
3.11 ETRANS – centrum koordynacyjne sześciu operatorów systemów przesyłowych w Szwaj-
carii – poinformował dyspozytorów GRTN – włoskiego operatora systemu przesyłowego o za-
istniałej sytuacji i poprosił o zwiększenie produkcji we Włoszech o około 300 MW w celu zre-
dukowania przepływów na przekroju. W tym czasie dyspozytorzy GRTN widzieli jedynie zmia-
nę przepływów mocy, podobnie jak w przypadku zwykłych zmian obciążenia. Według GRTN
brak szczegółowej informacji ze strony ETRANS-u uniemożliwił zidentyfikowanie na czas za-
grożenia i podjęcie odpowiednich środków zaradczych, takich jak redukcja przepływów między-
systemowych, na przykład poprzez wyłączenie pomp i uruchomienie rezerw w systemie wło-
skim, szczególnie że była to dolina nocna czyli okres niskiego obciążenia. GRTN na prośbę
ETRANS-u zredukował import o 200 MW do planowanej wartości 6400 MW, nie podejmując
żadnych dodatkowych środków wspomnianych wyżej. Redukcja importu włoskiego w czasie
10 minut oraz środki podjęte w systemie szwajcarskim okazały się niewystarczające.

O godzinie 3.25 została wyłączona awaryjnie przeciążona linia 380 kV Sils – Soazza na

skutek zwarcia i w następnych sekundach nastąpiło kaskadowe wyłączenie wszystkich pozosta-
łych linii pomiędzy Włochami i sąsiednimi systemami. Próby ponownego załączania linii nie
dały pozytywnego rezultatu, ze względu na różnicę kątów fazowych równą 42° i utratę stabil-
ności przez system włoski. Po 27 sekundach Włochy zostały odcięte od systemu UCTE z defi-
cytem mocy w wielkości 6400 MW. Częstotliwość w systemie włoskim spadła do 49 Hz. Na-

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

tychmiast zostały wyłączone pompy o mocy 3 500 MW, ale jednocześnie utracono 1 700 MW
wytwarzania rozproszonego na poziomie sieci dystrybucyjnej (źródła te odłączają się od syste-
mu przy znacznie wyższej częstotliwości niż duże jednostki wytwórcze). Następnie, na skutek
znaczącego spadku napięcia 21 spośród 50 pracujących dużych jednostek wytwórczych o łącz-
nej mocy 3 700 MW zostało wyłączonych awaryjnie przed osiągnięciem progu 47,5 Hz (mini-
malna częstotliwość przy jakiej mogą pracować duże jednostki wytwórcze). Nie pomogła na-
wet procedura automatycznego zrzutu obciążenia (600 MW/0,1 Hz), która łącznie objęła 7 000 MW.
O godzinie 3.28, około 2,5 minuty po separacji od reszty systemów UCTE w systemie włoskim
nastąpił blackout.

Zespół badający przyczyny awarii stwierdził, że w czasie przed wyłączeniem pierwszej li-

nii kryterium n-1 było spełnione pomimo, że sieć szwajcarska pracowała blisko granicy bezpie-
czeństwa operacyjnego. Najwłaściwszym działaniem, po wyłączeniu pierwszej przeciążonej we-
wnętrznej linii szwajcarskiej, byłoby wyłączenie pomp we włoskich elektrowniach szczytowo-
-pompowych, zlokalizowanych przy granicy szwajcarskiej, gdyż zmniejszyłoby to obciążenie
w systemie włoskim o 3 500 MW. Wyłączanie pompowania w warunkach awaryjnych sygnali-
zowanych przez ETRANS jest działaniem operacyjnym stosowanym przez operatorów obu sys-
temów, choć nie usankcjonowanym żadnym oficjalnym uzgodnieniem czy umową.

W raporcie opracowanym przez zespół zidentyfikowano cztery główne przyczyny, których

nałożenie się na siebie doprowadziło do blackoutu w systemie włoskim:

• Zdarzeniem inicjującym było wyłączenie linii 380 kV Mettlen – Lavorgo na skutek prze-

ciążenia i zwarcia, a z powodu dużego obciążenia pozostałych linii, automatyka linii za-
blokowała możliwość jej ponownego załączenia.

• Operatorzy systemów przesyłowych Szwajcarii i Włoch nie zdawali sobie sprawy z zagro-

żenia oraz z tego, że dopuszczalny czas pracy linii 380 kV Sils – Soazza w przeciążeniu
wynosił 15 minut (dyspozytor ETRANS-u zadzwonił do dyspozytora włoskiego dopiero
10 minut po wyłączeniu pierwszej linii, prosząc o redukcję importu), ponadto zgodnie
z zasadami UCTE operatorzy powinni podjąć możliwie najszybciej wszelkie środki dla
przywrócenia takich warunków pracy, które spełniają kryterium n-1.

• Bezpośrednią przyczyną wystąpienia blackoutu w systemie włoskim po jego separacji od

sieci UCTE była różnica kątów fazowych i lawina napięciowa. Był to jednakże skutek
wcześniejszych okoliczności, a nie zdarzenie inicjujące.

• Niewykluczone są także nieprawidłowości w utrzymaniu tras linii w Szwajcarii. Zasady

przycinki drzew na trasach linii NN są jednakże regulowane na poziomie krajowym dla-
tego zespół nie analizował w szczegółach tego aspektu.

W tym miejscu należy również podkreślić, że podstawowym zadaniem połączonego sys-

temu UCTE jest stworzenie infrastruktury technicznej zapewniającej bezpieczeństwo dostaw
energii elektrycznej. W tym też celu był on rozwijany od pięćdziesięciu lat – aby zapewnić
możliwość wzajemnej pomocy między krajowymi systemami, w tym także wykorzystania re-
zerw, oraz do pewnego stopnia do optymalizacji wykorzystania źródeł wytwórczych poprzez
umożliwienie wymiany między tymi systemami. Rozwój połączeń międzysystemowych
w UCTE uwarunkowany był względami technicznej współpracy i nie uwzględniał obecnego
dynamicznego rozwoju rynku energii elektrycznej owocującego dużymi międzysystemowymi
przesyłami mocy na duże odległości, co z kolei powoduje że operatorzy muszą prowadzić ruch
swoich sieci w pobliżu granicy bezpiecznej pracy i w tym kontekście należy rozważać przyczy-
ny awarii we Włoszech.

Awaria ta była największą awarią systemową w historii UCTE i dotknęła 55 milionów lu-

dzi we Włoszech i przygranicznych kantonach szwajcarskich. Proces przywracania zasilania
trwał do dwudziestu godzin i pracowało przy nim 10 tysięcy osób (ilość niedostarczonej energii
oszacowano na 177 GWh).

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

Zespół badający przyczyny i przebieg tej awarii zalecił podjęcie szeregu działań, celem

zmniejszenia ryzyka wystąpienia podobnej sytuacji w przyszłości. W zakresie inicjatyw między-
narodowych zalecenia UCTE obejmują:

• Potwierdzenie/ustanowienie/uaktualnienie procedur awaryjnych pomiędzy OSP sąsied-

nich obszarów/bloków regulacyjnych UCTE.

• Regulację przez UCTE Operation Handbook następujących zagadnień:

– harmonizację kryteriów spełnienia reguły n-1, w tym kryteriów czasowych,
– włączenie zagadnień stabilności kątowej i napięciowej do standardowych analiz

krótkookresowych,

– określenie wytycznych dla wspólnych zadań realizowanych przez obszary regulacji.

• Przyśpieszenie prac nad prognozowaniem ograniczeń przesyłowych w trybie „dzień

przed” (DACF).

• Wymianę danych o zakłóceniach w systemie pomiędzy sąsiednimi OSP.
• Harmonizację minimalnych wymagań dla bloków wytwórczych, planów obrony i odbudowy.
• Uzgodnienie odpowiednich strategii regulacji mocy i częstotliwości w przypadku podzia-

łu systemu.

• Przyśpieszenie prac dotyczących programu instalacji WAMS.

W zakresie inicjatyw krajowych zalecenia UCTE obejmują natomiast:

• Wymuszanie zbioru minimalnych wymagań (harmonizowanych na poziomie UCTE)

w zakresie działania bloków wytwórczych w przypadkach zakłóceń częstotliwości i na-
pięcia przez krajowe kodeksy sieciowe.

• Krajowe regulacje powinny:

– wiązać plany obrony z koordynacją wyłączeń odbiorców i ustawieniami wyłą-

czeń bloków,

– wiązać plany odbudowy z blokami przełączonymi w stan pracy na potrzeby własne

i posiadającymi możliwości black-startu,

– umożliwiać przeprowadzenie wspólnych symulacji, szkoleń i ocenę tych planów

przez zainteresowane strony.

• Przeprowadzenie weryfikacji i audytu działań utrzymaniowych dotyczących przycinki drzew.

WYKORZYSTANIE WNIOSKÓW Z ANALIZ WIELKICH AWARII

SYSTEMOWYCH DLA POPRAWY NIEZAWODNOŚCI PRACY SYSTEMU

ELEKTROENERGETYCZNEGO W POLSCE

Oczywiste jest, że bezpośrednie przenoszenie szczegółowych rekomendacji wynikają-

cych z analiz przedstawionych awarii systemowych do systemu polskiego nie jest racjonalne,
z uwagi na określoną specyfikę poszczególnych systemów elektroenergetycznych, w których
awarie te miały miejsce. Z pewnością jednak korzystne jest rzetelne zweryfikowanie i ewen-
tualne zaproponowanie wniosków dla poprawy (utrzymania) stanu niezawodności pracy pol-
skiego systemu elektroenergetycznego, wykorzystujących generalne rekomendacje płynące
z analiz tych awarii. W rozważaniach wzięto też pod uwagę wnioski z kryzysu kalifornijskie-
go oraz sytuacji deficytu mocy, który wystąpił w Skandynawii w zimie 2002/2003. Niezawod-
ność pracy polskiego systemu elektroenergetycznego została oceniona w kontekście rekomen-
dacji pogrupowanych w następujących kategoriach (w nawiasach podano opisywane awarie,
których dotyczyły):

• Przestrzeganie kryteriów niezawodności

(US/CA, S/DK, I)

• Potrzeba inwestycji sieciowych i wytwórczych

(US/CA)

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

• Poprawa współpracy operatorów

(US/CA, I)

• Weryfikacja planów obrony i odbudowy systemu

(US/CA, S/DK, I)

• Właściwy rozkład i sterowanie źródeł mocy czynnej i biernej

(US/CA, I)

• Zwiększenie uprawnień operatorów sytemu

(US/CA)

• Poprawa działań ruchowych i systemów zabezpieczeń

(US/CA, S/DK, I)

• Poprawa infrastruktury technicznej i komunikacyjnej

(US/CA, I)

• Potrzeba szkolenia i treningu dyspozytorów

(US/CA, I)

• Lepsze zarządzanie przycinką drzew

(US/CA, I)

• Neutralizacja niekorzystnego wpływu generacji rozproszonej

(S/DK)

• Ograniczanie dużych przepływów na długich dystansach

(US/CA, S/DK, I)

• Konieczność aktualizacji danych i modeli systemu

(US/CA)

• Poprawa konfiguracji stacji

(S/DK)

Przestrzeganie kryteriów niezawodnościowych

Jak można było zauważyć, o przekroczeniu kryteriów niezawodności można mówić w kil-

ku aspektach: wystąpienia zdarzenia na które system nie był projektowany (awaria szwedzka),
braku inwestycji w fazie planowania (awaria amerykańska), przekroczeniu kryteriów niezawod-
ności podczas prowadzenia ruchu systemu (awarie amerykańska i włoska).

W Polsce kryterium wystarczalności wytwarzania występuje w formie marginesu mocy (po-

wyżej 24% ponad prognozę zapotrzebowania) i jest wykorzystywane w analizach wystarczalności
długoterminowej (do 20 – 25 lat). Kryterium wystarczalności rekomendowane przez UCTE (moc
pozostała > 5%) jest bardziej szczegółowe, gdyż odnosi się do planowania średniookresowego
(do 3 lat) – moc pozostała jest tylko jednym ze składników ww. marginesu mocy (obok różnego
rodzaju przejściowych ubytków mocy, planowanych remontów, spodziewanych awarii i rezerw
operacyjnych pozostających w gestii OSP). W ocenie krótkoterminowej wystarczalności wytwa-
rzania w KSE także wykorzystywane są kryteria deterministyczne (minimalne poziomy rezerw
operacyjnych wynoszą 15%, 13% i 11% odpowiednio dla planów koordynacyjnych rocznych,
miesięcznych i wstępnych dobowych). Jeśli wielkości kryterialne na rezerwy mocy nie są osią-
gane, plan remontów elektrowni jest ponownie rozpatrywany i zmieniany. W obecnych warun-
kach 15% rezerw mocy wymaganej w Polsce ponad przewidywane zapotrzebowanie w horyzon-
cie czasowym 1 roku odpowiada 5 – 7% mocy pozostałej, według metodyki UCTE.

Obecny stan krajowej sieci przesyłowej zapewnia realizację jej funkcji w kryterialnych

stanach awaryjnych (n-1). Jest to podstawowe kryterium niezawodnościowe dla sieci elektro-
energetycznych UCTE. Należy jednak liczyć się z możliwością, w szczególności po końcowej
analizie opisywanych awarii, zaostrzenia przez UCTE kryterium n-1, co może wiązać się
z pewnymi kosztami przystosowania systemu do nowych wymagań ale również z poprawą je-
go bezpieczeństwa.

Potrzeba inwestycji sieciowych i wytwórczych

Pomimo tego, iż wystarczalność zasobów systemu elektroenergetycznego kwestionowana

była jedynie w wypadku awarii amerykańskiej, należy sobie jednak zdawać sprawę z tego, że
z uwagi na bardzo długie cykle realizacji inwestycji wytwórczych (ok. 3–5 lat) i przesyłowych
(ok. 10 lat) decyzje co do ich zatwierdzenia powinny być podejmowane z odpowiednio dużym
wyprzedzeniem, tak aby zapewnić ich oddanie do eksploatacji na czas. Nie bez znaczenia jest
też proces liberalizacji rynku energii. Obserwacja sytuacji w krajach, w których od dawna dzia-
łają rynki energii wskazuje, że po pewnym czasie od wdrożenia mechanizmów rynkowych mar-
gines mocy zmniejsza się, co jest spowodowane likwidacją najmniej ekonomicznych elektrow-
ni. Obecnie w krajach dotkniętych problemem braku mocy wytwórczych trwają poszukiwania
efektywnych rozwiązań w tym zakresie.

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

Obecny poziom rezerw mocy w KSE jest wysoki i przekracza zarówno kryterialne wyma-

gania bezpieczeństwa, jak również poziomy rezerw mocy w innych krajach europejskich. Zagro-
żenia w tym zakresie mogą pojawić się w przyszłości i zależeć będą od relacji pomiędzy wzro-
stem krajowego zapotrzebowania a przyrostem nowych mocy wytwórczych. Pod uwagę należy
także wziąć dyrektywy Komisji Europejskiej dotyczące ochrony środowiska, które nakładają
znacznie ostrzejsze wymagania od dotychczasowych. W związku z tym albo część naszych mo-
cy wytwórczych będzie musiała być wycofana z ruchu albo zmodernizowana.

Innym elementem, zwiększającym poziom ryzyka zapewnienia wystarczalności mocy wy-

twórczych w przyszłości, jest brak w Polsce podmiotu, który byłby prawnie za to odpowiedzial-
ny i jednocześnie był wyposażony w odpowiednie kompetencje. Dlatego też pożądane byłoby
doprecyzowanie stopnia odpowiedzialności, jaki spoczywa na poszczególnych podmiotach sek-
tora i organach regulacyjnych, w zakresie długoterminowej wystarczalności wytwarzania.

Zagadnienie zapewnienia wystarczalności przesyłu jest znacznie bardziej skomplikowane

niż zagadnienie zapewnienia wystarczalności wytwarzania. Wynika to między innymi z prote-
stów wielu stron uniemożliwiających lub opóźniających budowy nowych niezbędnych linii prze-
syłowych oraz z trudności sterowania przepływami w poszczególnych elementach przesyłowych
(handel energią elektryczną na liberalizowanym rynku w Polsce wprowadził znaczną zmienność
rozkładu generacji w systemie). Należy również uwzględnić fakt, iż cykl budowy nowych źró-
deł wytwórczych jest dużo krótszy niż czas potrzebny na dokonanie uzgodnień dla niezbędnej
rozbudowy sieci. Niewystarczalność sieci elektroenergetycznych może więc stanowić podstawo-
we źródło zagrożenia w najbliższej przyszłości.

Właściwa rozbudowa sieci przesyłowej napotyka na dwie podstawowe trudności: uzgodnienie

tras linii przesyłowych oraz zapewnienie koordynacji rozbudowy sieci przesyłowej (PSE SA) i sie-
ci 110 kV (spółki dystrybucyjne). Z uwagi na brak możliwości sprawnej realizacji inwestycji pod-
noszących poziom bezpieczeństwa KSE w zakresie pozyskiwania prawa drogi dla relacji liniowych,
procesy inwestycyjne w Polsce są w znacznej mierze wydłużone i nieracjonalnie kosztowne. Pomi-
mo że działalność sieciowa (budowa i utrzymanie linii elektroenergetycznych) w niektórych usta-
wach krajowych, traktowana jest jako cel publiczny, nie jest to poparte aktami wykonawczymi
umożliwiającymi praktyczne ich stosowanie. Należy więc zdecydowanie uprościć procedurę pozy-
skiwania terenu pod budowę nowych linii przesyłowych. Konieczne jest wprowadzenie zmian
w „Ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym” umożliwiających budowę linii elek-
troenergetycznych tak, jak jest to możliwe na przykład w przypadku autostrad.

Poprawa współpracy operatorów

Przykłady awarii amerykańskiej i włoskiej wskazują jak mało efektywna współpraca po-

między sąsiednimi operatorami przyczyniła się do powstania tych awarii. W odniesieniu do PSE SA,
pełniącego obowiązki polskiego OSP (obecnie pełni je firma PSE-Operator SA), na zapewnienie
bezpieczeństwa systemu składa się współpraca głównie z operatorami zewnętrznymi (OSP są-
siednich systemów elektroenergetycznych), operatorami wewnętrznymi (operatorzy systemów
dystrybucyjnych) oraz władzami lokalnymi.

W sytuacji rozwoju międzynarodowego rynku energii elektrycznej niezbędne jest wzmoc-

nienie współpracy regionalnej krajowego OSP z operatorami sąsiednich systemów elektroener-
getycznych w celu zapewnienia sobie możliwości korzystania z pomocy zagranicznej na wyma-
ganym poziomie. Należy jednak przypomnieć, iż w wyniku wprowadzenia nowej dyrektywy
energetycznej i rozporządzenia transgranicznego Komisji Europejskiej przewidywany jest inten-
sywny wzrost handlu międzysystemowego. Dla operatorów systemów oznaczać to może dużą
(często nieoczekiwaną) zmienność przepływów międzysystemowych i zwiększenie zagrożenia
możliwości korzystania z pomocy zagranicznej na dotychczasowym poziomie. Z tego względu
konieczne jest wzmocnienie współpracy regionalnej i terminowa wymiana informacji z operato-
rami sąsiednich systemów elektroenergetycznych.

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

Obecnie współpraca OSP z operatorami sieci dystrybucyjnych (zarządzającymi siecią 110 kV)

nie przebiega w sposób zadawalający. Również zakres koordynacji elementów sieci 110 kV przez
OSP należy uznać za niewystarczający. W warunkach rynkowych (dużej zmienności rozkładu ge-
neracji w sieci zamkniętej) bezpieczne prowadzenie KSE wymaga operacyjnego zarządzania całą
siecią zamkniętą, tj. 400, 220 i 110 kV (w Polsce sieć 110 kV została tak zbudowana, że stanowi
funkcjonalnie część systemu przesyłowego) przez jednego operatora – OSP. Kwestia ta powinna zo-
stać uregulowana w mającym powstać tzw. kodeksie sieci, który zostanie opracowany na podstawie
wytycznych „UCTE Operation Handbook”. Trzy pierwsze części tego dokumentu (regulacja mocy
i częstotliwości, planowanie i rozliczanie, bezpieczeństwo ruchowe) zostały już zatwierdzone, na-
tomiast pozostałe (skoordynowane planowanie operacyjne, procedury awaryjne, infrastruktura ko-
munikacyjna, wymiana danych, szkolenia) są jeszcze przygotowywane.

W celu zapewnienia skutecznych działań dla likwidacji stanów awaryjnych w liniach napo-

wietrznych, powstałych zwykle na skutek ekstremalnych warunków atmosferycznych, koniecz-
ne jest określenie zasad współpracy OSP z lokalną władzą samorządową i rządową. Kwestię
współpracy z ośrodkami samorządowymi w sytuacjach kryzysowych regulują ustawy o stanach
nadzwyczajnych, które obejmują specyfikę działań zmierzających do realizacji celów, dla któ-
rych zostały wprowadzone, w odniesieniu do organów administracji rządowej i samorządów te-
rytorialnych. W ustawach tych brak jest określenia roli i zasad współpracy OSP z jednostkami
odpowiedzialnymi za bezpieczeństwo systemów, kierujących centralnie tymi systemami i odpo-
wiedzialnych za likwidację skutków awarii systemowych. Awarie o charakterze systemowym
powinny być objęte operacyjnym planem działań tak, jak zagrożenia środowiskowe ujęte w Roz-
porządzeniu MG z 16 sierpnia 2001 r.

Weryfikacja planów obrony i odbudowy systemu

Plany obrony i odbudowy systemu stanowią podstawowy czynnik unikania i likwidacji

awarii w systemie elektroenergetycznym. Podstawowymi, podlegającymi ciągłej aktualizacji,
elementami planu obrony KSE (według standardu obowiązującego w UCTE) są: automatyka
SCO (pozwalająca na wyłączenie zasilania fragmentów sieci rozdzielczej przy spadku częstotli-
wości nawet do 50% zapotrzebowania), automatyki sieciowe (pozwalające na samoczynne usu-
wanie zagrożeń, w tym zaniżenie pracy elektrowni w przypadku wystąpienia awarii sieciowych),
regulacja pierwotna (bardzo szybka regulacja mocy na blokach energetycznych), plany ograni-
czeń deficytowych, plany ograniczeń awaryjnych i katastrofalnych (procedura wprowadzona
przez OSP pozwalająca na uzyskanie efektów w stosunkowo krótkim czasie – około godziny,
ograniczenia realizowane są przez OSR jako ręczne wyłączenia fragmentów sieci rozdzielczej).

Sposób wprowadzania ograniczeń (wyłączeń odbiorców) na drodze planów ograniczeń de-

ficytowych, zgodnie z ustawą Prawo energetyczne, zwalnia dostawców energii elektrycznej
z odpowiedzialności za straty materialne odbiorcy. Stosowanie jednak tych planów, zgodnie
z rozporządzeniem RM, jest bardzo skomplikowane, gdyż może być wykorzystane do usuwania
zagrożeń przewidywanych z dużym, kilkudniowym wyprzedzeniem. Natomiast sposób wprowa-
dzenia ograniczeń przy wykorzystaniu automatyki SCO i planów ograniczeń awaryjnych i kata-
strofalnych odbywa się na polecenie PSE, ale na ryzyko spółek dystrybucyjnych.

Plany i środki odbudowy przygotowywane są przez OSP we współpracy z operatorami sys-

temów dystrybucyjnych i wytwórcami. Należą do nich: plan generalny odbudowy KSE (zasady
postępowania służb realizujących odbudowę systemu), obszarowe scenariusze odbudowy, utrzy-
manie i testowanie źródeł zdolnych do samostartu, przystosowanie jednostek wytwórczych do
pracy samodzielnej (wybrane bloki w elektrowniach cieplnych wyposażone w układy regulacji
blokowej), zapewnienie zasilania potrzeb własnych stacji w warunkach długotrwałego blackoutu
(np. baterie akumulatorów, agregaty prądotwórcze), zapewnienie odpornej na długotrwały blac-
kout łączności dyspozytorskiej.

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

W zakresie źródeł zdolnych do samostartu rozważa się alternatywne sposoby odbudowy jak

np. elektrownie gazowe z samostartem. Energetyka zawodowa posiada własne systemy łączno-
ści, ale w znacznym stopniu korzysta też ze środków łączności innych operatorów (np. TP SA).
Warunkiem działania łączności w warunkach blackoutu jest zapewnienie niezbędnego zasilania
poszczególnych węzłów telekomunikacyjnych ze źródeł awaryjnych i to w stosunkowo długim
czasie. Węzły komunikacyjne własnej łączności energetyki wyposażone są w agregaty prądo-
twórcze. Poprawność działania łączności innych operatorów w warunkach długotrwałego blac-
koutu nie jest weryfikowana. Operatorzy systemów łączności powinni być prawnie zobowiązani
do zapewnienia świadczenia usług także w warunkach blackoutu.

Właściwy rozkład i sterowanie źródeł mocy czynnej i biernej

W kontekście awarii włoskiej, w której utrata importu w wysokości 24% całkowitego za-

potrzebowania systemu Włoch (włączając moc na potrzeby pompowania) doprowadziła do cał-
kowitego blackoutu, zasadne wydaje się, w szczególności po likwidacji KDT, wprowadzenie
w kraju ograniczenia dla maksymalnej generacji w pojedynczym obiekcie technologicznym.
Wskazują na to takie przyczyny jak: rosnące zagrożenie atakiem terrorystycznym (np. zniszcze-
nie obiektu technologicznego), ograniczone możliwości importowe (przekroczenie dopuszczal-
nych wartości grozi oddzieleniem KSE od pozostałych systemów UCTE) i wynikająca stąd re-
alna możliwość blackoutu przy wydzieleniu się KSE ze znacznym deficytem mocy.

W systemie elektroenergetycznym istotny jest nie tylko poziom mocy wytwórczych, ale także ich

lokalizacja. Zgodnie z zaleceniami UCTE i Komisji Europejskiej rozwiązania regulacyjne i rynkowe
powinny zapewniać sygnały ekonomiczne dla odpowiedniego lokowania nowych źródeł energii elek-
trycznej w systemie. Prace nad modyfikacją zasad rynku energii w Polsce zmierzają również w tym kie-
runku i zakładają wdrożenie rozwiązań opartych na węzłowych cenach krańcowych.

Istotne jest również sposób zarządzania przez operatorów poziomami napięcia i mocą bierną.

Zwiększenie uprawnień operatorów systemu

W tym obszarze należy przede wszystkim zapewnić krajowemu OSP niezależność od róż-

nych grup interesu i uczestników rynku, w celu uniknięcia ryzyka występowania jakichkolwiek
nacisków z ich strony na sposób prowadzenia ruchu przez OSP.

Działania niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa wymagają obecnie współpracy wielu

podmiotów o sprzecznych interesach biznesowych. Wydaje się, że istniejące uregulowania praw-
ne nie dają w tym zakresie OSP odpowiednio silnych uprawnień do działania w sytuacji zagro-
żenia (np. w zakresie wprowadzania awaryjnych ograniczeń zasilania odbiorców). Należy wy-
posażyć OSP w prawne narzędzia do bezwzględnego podporządkowania się jego poleceniom
przez inne podmioty w celu skutecznego działania w warunkach zagrożenia i realizacji procesu
odbudowy systemu. Upoważnienie do tych działań powinno być umocowane w ustawie Prawo
energetyczne. Uregulowania wymaga także tryb zatwierdzania i wprowadzania Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Systemu Przesyłowego.

Poprawa działań ruchowych i systemów zabezpieczeń

Istotnym czynnikiem w kraju jest zapewnienie możliwości stosowania jednolitych zasad

pracy automatyk systemowych decydujących o bezpieczeństwie KSE. Po wystąpieniu omawia-
nych awarii, PSE SA rozpoczęły weryfikację automatyk systemowych, w tym m.in. weryfikację
nastaw stabilizatorów systemowych PSS i algorytmów działania APKO popartych analizami
oraz rejestracjami zdarzeń i zakłóceń sieciowych.

W zakresie automatyki SCO, testy aparatury SCO leżą w obszarze decyzji OSR. Do pew-

nych problemów należy zaliczyć brak uwzględniania przez przekaźniki wielkości df/dt, niemoż-

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

ność pracy przy spadku napięcia poniżej 70 – 80%, oraz zakres działania w sieciach wielkich
odbiorców. OSP opracowuje obecnie nowe standardy w zakresie automatyk SCO.

Dla zachowania bezpiecznej pracy KSE konieczne jest nadanie OSP odpowiednich upraw-

nień do ustalania zasad i warunków stosowania automatyk systemowych zapewniających obro-
nę systemu, zwłaszcza w stanach zakłóceniowych. Problem dotyczy takich automatyk jak AP-
KO, ARST, ARNE oraz SCO i SPZ dla sieci zamkniętej.

Poprawa infrastruktury technicznej i komunikacyjnej

Realia rynku energii elektrycznej powodują, że OSP musi (lub będzie musiał) wypełniać

swe znacznie poszerzone obowiązki (administrowanie mechanizmem bilansującym, zarządzanie
alokacją zdolności przesyłowych na przeciążonych przekrojach) w warunkach zwiększonego ry-
zyka (praca bliżej ograniczeń technicznych, rosnąca ilość wymienianych z uczestnikami rynku
informacji) oraz coraz bardziej restrykcyjnych wymagań czasowych (skracanie horyzontu cza-
sowego dla realizacji niektórych funkcji operatora systemu i przechodzenie w kierunku syste-
mów pracujących w trybie on-line). W powiązaniu z presją ograniczania kosztów funkcjonowa-
nia OSP, może to stwarzać zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy systemów. Konieczne jest więc
wyposażenie OSP w odpowiednie systemy informatyczne i komunikacyjne zapewniające
w szczególności ciągłą obserwowalność całej sieci 400, 220 i 110 kV przez centra dyspozytor-
skie. Obecnie prowadzone są w OSP prace związane z modernizacją i rozwojem systemów cza-
su rzeczywistego.

Jednym z podjętych przez PSE działań w tych kierunkach jest również uruchomiony we

wrześniu 2003 roku, Projekt programu bezpieczeństwa PSE SA. Obejmuje on opracowanie stan-
dardów bezpieczeństwa systemów teleinformatycznych (Polityka Bezpieczeństwa Informacji)
oraz zasad ochrony stacji i linii elektroenergetycznych, Krajowej Dyspozycji Mocy i Obszaro-
wych Dyspozycji Mocy w zakresie kontroli dostępu i ochrony majątku.

Środki techniczne OSP, pozwalające na minimalizację zagrożenia, powinny być racjonalnie

rozbudowywane. Jako w pełni uzasadnione należy przyjąć zapewnienie rezerwowego centrum
sterowania oraz umożliwienie OSP pełnej obserwowalności systemu.

Potrzeba szkolenia i treningu dyspozytorów

Błędy ludzkie są bardzo częstą przyczyną awarii występujących w systemie elektroenerge-

tycznym, czego wymownym dowodem jest awaria amerykańska. Dlatego też występuje ciągła
potrzeba realizacji cyklicznych szkoleń służb dyspozytorskich, w szczególności w warunkach
szybko zmieniających się uwarunkowań zewnętrznych takich jak np. liberalizacja sektora czy
zmiana wymagań niezawodnościowych.

W kraju szkolenie personelu ruchowego pracującego w obszarze sieci zamkniętej, zapo-

czątkowane przez OSP w 2003 r., realizowane jest na podstawie dokumentu pt.: „System do-
skonalenia zawodowego służb ruchowych operatora systemu przesyłowego”. Zgodnie z po-
wyższym dokumentem planowane są szkolenia wszystkich służb ruchowych. W programach
szkoleń w 2004 r. pojawiła się również tematyka obejmująca wnioski z analiz omawianych
w referacie awarii.

Lepsze zarządzanie przycinką drzew

W Polsce problem ten nie jest tak istotny, jak w przypadku systemu amerykańskiego

(znacznie mniejszy obszar, brak przesyłu mocy na tak duże odległości, mniejsze obciążenie li-
nii przesyłowych). Tym niemniej, w ostatnim czasie, obserwuje się postępujące zjawisko utrud-
nionego dostępu do linii przesyłowych przebiegających przez tereny leśne i grunty prywatne.
Zjawisko to utrudnia prowadzenie prawidłowej, zgodnej z wymogami technicznymi, eksploata-

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

cji linii, co jest warunkiem bezprzerwowej dostawy energii elektrycznej odbiorcom oraz zapew-
nienia warunków dla bezpiecznej eksploatacji linii. Pomoc w tym przypadku byłaby możliwa
poprzez działania zmierzające do zwiększenia skuteczności egzekwowania decyzji administra-
cyjnych lub zmiany ustawodawcze regulujące jednoznacznie i priorytetowo problemy dostępu
do sieci, zwłaszcza w celu likwidacji zagrożeń.

Neutralizacja niekorzystnego wpływu generacji rozproszonej

W Polsce nie ma jeszcze wysokiego udziału generacji rozproszonej w pokrywaniu zapo-

trzebowania na energię elektryczną. Należy się jednak poważnie liczyć ze zmianą tej sytuacji
w najbliższych latach i znacznym przyrostem generacji rozproszonej (w tym głównie z elektrow-
ni wiatrowych), podobnie jak to miało i ma miejsce w innych krajach. Potencjał techniczny tych
źródeł jest duży, ale z uwagi na różne ograniczenia (głównie czas wykorzystania np. źródeł sło-
necznych czy wiatrowych) nie są to źródła rentowne. Należy również zwrócić uwagę na ich nie-
dostateczną niezawodność oraz zazwyczaj duże oddalenie od odbiorców, co wymaga rozbudo-
wy infrastruktury, szczególnie w przypadkach źródeł wiatrowych. Już obecnie w systemie pol-
skim, nawet pomimo pomijalnego udziału własnych elektrowni wiatrowych w bilansie energe-
tycznym kraju, odczuwane są w systemie niekorzystne skutki zmienności pracy elektrowni wia-
trowych (głównie z uwagi na bliskość źródeł wiatrowych na północy Niemiec).

To czy źródła rozproszone i odnawialne będą miały zwiększony popyt, uzależnione będzie

od różnicy cen wytwarzania obu opcji (centralnej i rozproszonej) oraz regulacji środowisko-
wych. Należy wyraźnie powiedzieć, że korzystne dla środowiska odnawialne źródła energii są
obecnie źródłami deficytowymi pod względem ekonomicznym i niezawodnościowym. Zwięk-
szony udział generacji rozproszonej w KSE będzie stanowił poważne wyzwanie dla zapewnie-
nia bezpieczeństwa systemu, w tym konieczności zapewnienia odpowiednich poziomów rezerw.

Pozostałe czynniki

Pozostałe wymienione rekomendacje, tj. ograniczenie dużych przepływów handlowych na

długich dystansach, konieczność aktualizacji danych i modeli systemu, poprawa układów połą-
czeń stacyjnych, wydają się mieć, przynajmniej na razie, mniejsze znaczenie w sytuacji polskie-
go systemu elektroenergetycznego. Położenie KSE na obrzeżu systemu UCTE, stosunkowo krót-
kie linie, bieżąca aktualizacja danych i modeli elementów KSE i stosunkowo bogate układy po-
łączeń stacyjnych powinny zapewniać odpowiedni poziom bezpieczeństwa w tych obszarach.
Radykalną zmianą dla pierwszego z nich byłoby analizowane obecnie ewentualne połączenie
synchroniczne systemów UCTE z systemami UPS/IPS – wówczas system polski z peryferyjne-
go (w obszarze synchronicznym) stałby się centralnym, przez który mogłyby przepływać duże
tranzyty mocy na kierunku wschód – zachód. Taka sytuacja z pewnością stanowiłaby poważne
wyzwanie dla zachowania niezawodnej pracy systemu.

Podsumowanie

Czynniki, które wystąpiły w opisywanych awariach, przedstawione w kontekście krajowe-

go systemu elektroenergetycznego nie wyczerpują listy wszystkich czynników, które należy brać
pod uwagę przy ocenie niezawodności pracy systemu elektroenergetycznego. Można wskazać
m.in. na takie dodatkowe elementy jak np. niekorzystna struktura paliw, stan techniczny urzą-
dzeń elektroenergetycznych itd., które w warunkach krajowych odgrywają, lub będą odgrywać,
znaczną rolę i w znacznym stopniu będą decydować o poziomie ryzyka wystąpienia awarii sys-
temowej w Polsce.

Należy podkreślić, iż do realizacji rekomendacji wynikających z analiz awarii, które już

wystąpiły, należy podchodzić bardzo poważnie. Świadczy o tym fakt, iż zarówno awaria włoska,

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

ELEKTROENERGETYKA

AWARIE SYSTEMÓW ELEKTROENERGETYCZNYCH

jak i amerykańska w wielu aspektach przypominały awarie, które już wcześniej wystąpiły (awa-
ria z września 2000 roku, która zdarzyła się w tym samym obszarze co opisywana awaria wło-
ska ale bez skutków przerwania dostaw, powtórne wystąpienie problemów z poprzednich awarii
amerykańskich w połowie lat dziewięćdziesiątych: przycinka drzew, szkolenia dyspozytorów,
narzędzia do lepszej wizualizacji stanu systemu).

Totalnego blackoutu systemu polskiego, tak jak w przypadku każdego innego systemu, nie

da się z całą pewnością wykluczyć, ale jego prawdopodobieństwo należy uznać obecnie za sto-
sunkowo małe. To czy ryzyko wystąpienia blackoutu w Polsce nie będzie się zwiększać, zależeć
będzie w dużym stopniu od realizacji przedstawionych wniosków i rekomendacji z analiz ostat-
nich wielkich awarii systemowych.

LITERATURA

[1] Elavbrottet 23 september 2003 – haendelser och atgaerder, Svenska Kraftnat rapport, No-

vember 4th, 2003, www.svk.se.

[2] Power failure in Eastern Denmark and Southern Sweden on 23 September 2003, Final report

on the course of events, Elkraft System report, November 4th, 2003, www.elkraft-system.dk.

[3] Final Report on the August 14th, 2003 Blackout in the United States and Canada: Causes

and Recommendations, US – Canada Power System Outage Task Force, April 2004,
www.nerc.com.

[4] August 14th, 2003 Blackout: NERC Actions to Prevent and Mitigate the Impacts of Future

Cascading Blackouts, NERC, February 10th, 2004, www.nerc.com.

[5] Final Report of the Investigation Committee on the 28 September 2003 Blackout in Italy,

UCTE, April 2004, www.ucte.org.

[6] Raport na temat stanu zagrożenia ciągłości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego

w Polsce. Październik 2003. Raport wewnętrzny PSE SA (wersja skrócona raportu została
opublikowana w Biuletynie Miesięcznym PSE SA Nr 10, październik 2003).

ENERGETYKA WIATROWA

ENERGETYKA WIATROWA W POŁĄCZONYM SYSTEMIE

ELEKTROENERGETYCZNYM UCTE

)

CEL

UCTE (Unia do Spraw Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej) oraz jej członkowscy

OSP wspierają cel, jakim jest promowanie odnawialnych źródeł energii oraz redukcję emisji
CO

, zgodnie z wytycznymi UE oraz poszczególnych krajów.

Rezultatem politycznych starań zmierzających do zrównoważonego rozwoju jest wzrost

udziału odnawialnych źródeł energii w elektroenergetyce światowej. Integracja odnawialnych
źródeł energii elektrycznej, a w szczególności energetyki wiatrowej zmienia warunki pracy sys-
temu elektroenergetycznego, nie może to prowadzić jednak do negatywnych zmian w jakości za-
silania. Źródła wytwórcze energetyki wiatrowej są obecnie bardzo aktualnym źródłem wytwa-
rzania energii elektrycznej, a ich udział w całkowitym bilansie wytwarzania w niektórych kra-
jach członkowskich Unii Europejskiej, takich jak Dania, Niemcy czy Hiszpania jest znaczący.

Niniejszy raport opisuje poziom udziału energetyki wiatrowej w połączonej sieci UCTE,

najnowsze rozwiązania dotyczące turbin wiatrowych oraz przegląd najczęstszych problemów
związanych z tym typem jednostek wytwórczych. Materiał ten ponadto zawiera sugestie i re-
komendacje dla planowania rozwoju sieci oraz wymagania związane z przyłączaniem farm
wiatrowych do sieci.

WPROWADZENIE

Decyzją Komisji Europejskiej 2002/358/EC z 25 kwietnia 2002 r. Unia Europejska zaak-

ceptowała postanowienia Protokołu z Kyoto oraz wyraziła zgodę na 8% redukcję całkowitej
emisji gazów cieplarnianych do roku 2012 w odniesieniu do poziomu z roku 1990. Jednocześnie
wspomniany cel redukcji emisji został ustanowiony przez każdy z krajów członkowskich UE.

ELEKTROENERGETYKA

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

ELEKTROENERGETYKA NR 4/2004 (51)

ANDREA DUMMER (Austria)
B. IMRE KOZMA (Węgry)
POUL MORTENSEN (Dania)
HANS ABILDGAARD (Dania)
MATTHIAS LUTHER (Niemcy)

JEAN LOUIS JAVERZAC (Francja)
JUAN MANUEL RODRÍGUEZ-GARCÍA (Hiszpania)
TEMISTOCLE BAFFA SCIROCCO (Włochy)
WIL KLING (Holandia)
WILHEM WINTER (Niemcy)

Raport grupy zadaniowej UCTE „NetWork of Experts on Wind Power”.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

W Białej Księdze „Energia dla Przyszłości: Odnawialne Źródła Energii” Komisja Europej-

ska ustanowiła cel, którym jest zwiększenie do 2010 roku udziału odnawialnych źródeł energii
z poziomu 6% do 12% całkowitego zapotrzebowania na energię w danym kraju. Dokument ten
wskazuje także poziom mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych, która do roku 2010 po-
winna być zwiększona do 40 000 MW.

Dyrektywa 2001/77/EC Parlamentu Europejskiego i Komisji dotycząca promocji energii

elektrycznej wytwarzanej w Odnawialnych Źródłach Energii na Wewnętrznym Rynku Energii
ustanawia udział członkowski mający na celu osiągnięcie ogólnego poziomu (od 14% w 1997 r.
do 22% w 2010 r.) jak również okresowe raportowanie na temat przyjętych rozwiązań i ich
rezultatów. Rozdział trzeci tego dokumentu przedstawia obecny zróżnicowany udział Odna-
wialnych Źródeł Energii wśród krajów europejskich, a w szczególności w krajach członkow-
skich UCTE.

Celem dyrektywy 2001/77/EC jest rozpoznanie oraz zagwarantowanie właściwego funk-

cjonowania uchwalonych krajowych mechanizmów dla źródeł odnawialnych (zielone certyfika-
ty, środki pomocowe, etc.). Poruszone zagadnienia to między innymi świadectwo pochodzenia
GoO (ang. guarantee of origin) wytwarzanej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, usta-
nowienie odpowiednich zasad administracyjnych celem zmniejszenia barier dla energii wytwa-
rzanej z odnawialnych źródeł energii, w tym czytelne wyznaczenie oraz koordynowanie insty-
tucji oraz wytycznych. Dyrektywa ponadto określa pierwszeństwo w dostępie do sieci dla od-
nawialnych źródeł energii elektrycznej oraz wskazuje na standaryzację zasad dzielenia kosztów
potencjalnych inwestycji w sieć. Szczególne odwołanie zostało poczynione do zapowiadanych
dokumentów (październik 2005 r.), które mają zebrać doświadczenia poszczególnych krajów
oraz przedstawić propozycję wspólnych zasad odnośnie programu wspierania energii elektrycz-
nej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii.

Globalnie, energetyka wiatrowa jest istotnym źródłem energii, szczególnie rozwiniętym

w Europie i naturalnie powiązanym z rozwojem technologicznym w przemyśle, wzrostem eks-
portu oraz tworzeniem nowych miejsc pracy.

Szczególnie należy zwrócić uwagę na elektrownie wiatrowe, mając na celu wykorzystanie

potencjału oraz maksimum rentowności, przy jednoczesnym zachowaniu bezpieczeństwa sys-
temu elektroenergetycznego.

Kolejny rozdział niniejszego raportu wskazuje na wpływ, jaki mają elektrownie wiatrowe na

prowadzenie ruchu systemu elektroenergetycznego. Analizie poddano różne technologie genera-
torów, jak też ich interakcje z systemem elektroenergetycznym: silnie zmienna moc elektrowni
wiatrowych, ich zachowanie w przypadku zakłócenia w sieci przesyłowej, zdolność udziału w re-
gulacji mocy biernej lub poziomu napięć oraz w konsekwencji wpływ na jakość energii.

Właściwa integracja elektrowni wiatrowych z systemem elektroenergetycznym pociąga za

sobą wymagania techniczne, które muszą być spełnione aby zachować bezpieczeństwo pracy
systemu elektroenergetycznego. Operatorzy systemów przesyłowych będący przede wszystkim
odpowiedzialni za zapewnienie ciągłości i jakości dostaw energii elektrycznej, proponują nie-
zbędne wymagania dla przyłączanych elektrowni wiatrowych. Z drugiej strony, ich przyłącze-
nie do sieci oznacza dla operatorów systemów przesyłowych konieczność zweryfikowania me-
todologii w podejściu do planowania sieci, pewne sugestie w tym zakresie zostały opisane
w kolejnych rozdziałach. Ostatni rozdział prezentuje rozwiązania i opisuje potrzeby związane
z bieżącym prowadzeniem ruchu w systemie elektroenergetycznym o dużej mocy zainstalowa-
nej w elektrowniach wiatrowych.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Rys. 1. Moc zainstalowana w elektrowniach wiatrowych w Europie do końca 2004 roku

ROZWÓJ ENERGETYKI WIATROWEJ W SIECIACH UCTE

Udział odnawialnych źródeł energii elektrycznej, a w szczególności elektrowni wiatro-

wych w sektorze energetycznym, nie jest jednolity wśród krajów członkowskich UE czy też
członków UCTE.

Systemy elektroenergetyczne Niemiec, Hiszpanii i Danii są wyjątkami, w których moc zain-

stalowana w elektrowniach wiatrowych osiągnęła imponujące wielkości (rys. 1).

Rysunek 2 obrazuje prognozowane wielkości mocy zainstalowanej w elektrowniach wia-

trowych połączonej sieci UCTE razem z systemem duńskim (zachodnia część systemu) w ho-
ryzoncie do 2010 roku.

Tabela 1 obrazuje procentowe wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych

z podziałem na technologię wykonania-odniesioną do mocy zainstalowanej w energetyce wia-
trowej na koniec roku 2003, w każdym z poniższych krajów.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Rys. 2. Prognozowane wielkości mocy zainstalowanej w energetyce wiatrowej w systemach krajów
członkowskich UCTE oraz Danii (WP — western part, ang. zachodnia część systemu)

Wykres został opracowany przy założeniu, że uwzględniono tylko te plany rozwoju energetyki wiatrowej, które są „realne” do
osiągnięcia oraz tylko w ramach systemu synchronicznego UCTE (oprócz pracy wyspowej) i Danii (WP).

Tabela 1

Procentowe wielkości mocy zainstalowanej w źródłach wiatrowych z podziałem na technologię
wykonania odniesioną do mocy zainstalowanej w krajowej energetyce wiatrowej do końca 2003 roku

Typ generatora

Niemcy

Dania (WP)

Hiszpania

Maszyna jednoklatkowa

40,5

Maszyna indukcyjna pierścieniowa

Maszyna indukcyjna dwustronnie zasilana

Maszyna synchroniczna

1,5

Integracja z sieciami przesyłowymi oraz sposób podłączania farm wiatrowych do sieci wypro-

wadzających moc wskazuje na różne praktyki stosowane w krajowych systemach elektroenerge-
tycznych. Podczas gdy w Danii 93% energii wiatrowej wprowadzanej jest do systemu poprzez sie-
ci rozdzielcze o tyle doświadczenia Hiszpanii są zupełnie inne (rys. 3).

CHARAKTERYSTYKA ELEKTROWNI WIATROWYCH

Biorąc pod uwagę wzrost liczby elektrowni wiatrowych na całym świecie, istotne staje

się zrozumienie wpływu, jaki te źródła wytwórcze mają na prowadzenie ruchu systemu elek-
troenergetycznego.

Operatorzy systemów przesyłowych skupiają swoją uwagę na interakcji różnych typów turbin

wiatrowych oraz ich różnorodności w porównaniu do konwencjonalnych jednostek wytwórczych,
jako że właśnie te elektrownie muszą zapewniać usługi systemowe, aby zagwarantować stabilną
pracę systemu elektroenergetycznego.

Główne systemy wytwórcze

Konwertery Energii Wiatrowej — KEW (ang. Wind Energy Converter — WEC) są technicz-

nymi systemami wykorzystywanymi do zamiany energii zawartej w strumieniu ruchomego powie-
trza na energię elektryczną. Istnieje kilka typów takich systemów, które w ciągu ostatnich kilku lat
zostały zasadniczo ulepszone pod względem technologicznym. Głównie zmieniały się dwa elemen-
ty KEW: rozmiary turbin wiatrowych oraz układy przekształtnikowe.

Postęp związany z rozmiarami turbin wiatrowych napędzany był głównie potrzebą uzyskania

większych mocy elektrycznych, w szczególności gdy pojawił się rynek. Z kolei pojawienie się no-
wych technologii w energoelektronice skutkowało rozwojem układów przyłączających turbiny wia-

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Rys. 3. Udział energetyki wiatrowej w zależności od napięcia przyłączenia (Hiszpania)

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

trowe do sieci. Układy te mają na celu zmniejszenie wpływu zmiennej prędkości wiatru na często-
tliwość w sieci oraz moc wytwórczą.

Obecnie istnieją różne technologie turbin wiatrowych, w tym dokumencie przedstawione są

trzy najbardziej powszechne ich typy:

• Turbiny o stałej prędkości obrotowej z:

– Maszyną asynchroniczną jednoklatkową.

• Turbiny o zmiennej prędkości obrotowej z:

– Maszyną indukcyjną dwustronnie zasilaną,
– Maszyną synchroniczną o napędzie bezpośrednim.

Rys. 4. Najważniejsze systemy wytwórcze używane w turbinach wiatrowych:
a) Maszyna asynchroniczna jednoklatkowa
b) Maszyna indukcyjna dwustronnie zasilana
c) Maszyna synchroniczna o napędzie bezpośrednim

Maszyna asynchroniczna jednoklatkowa

Generator indukcyjny klatkowy to maszyna asynchroniczna, składająca się z cylindrycz-

nej klatki, wirnika oraz stojana z trzema uzwojeniami, które są bezpośrednio połączone z sie-
cią. Wirnik turbiny wiatrowej jest połączony z generatorem za pomocą przekładni. Zasadniczo
jest to turbina wiatrowa o stałej prędkości obrotowej, ponieważ moc elektryczna przekształca-
na z siły wiatru jest ograniczona konstrukcją wirnika w taki sposób, że jej sprawność zmniej-
sza się przy dużych prędkościach wiatru.

Generatory tego typu zawsze pobierają moc bierną z sieci i nie są w stanie regulować po-

ziomu napięć w sieci. Stąd, aby uniknąć niskich poziomów napięć w pobliżu takich generato-
rów należy instalować kondensatory kompensacyjne.

Maszyna indukcyjna dwustronnie zasilana (pierścieniowa)

Generator indukcyjny dwustronnie zasilany wyposażony jest w wirnik (z pierścieniami), któ-

ry jest połączony z siecią za pomocą falownika napięcia z dwukierunkowym przesyłem energii. Fa-
lownik kontroluje układ wzbudzenia tak, aby odseparować częstotliwość mechaniczną wirnika od
elektrycznej oraz, aby dopasować częstotliwość wirnika do częstotliwości sieci. Wirnik turbiny wia-
trowej jest sprzęgnięty z generatorem za pomocą przekładni w ten sam sposób, jak w generatorach
o stałej prędkości obrotowej.

Maszyna synchroniczna o napędzie bezpośrednim

Najistotniejszą cechą tych generatorów jest fakt, że są one całkowicie odseparowane od

sieci elektroenergetycznej poprzez układ przekształtnikowy połączony z uzwojeniem stojana.
Układ składa się z falownika napięcia od strony sieci i diody prostowniczej (lub falownik na-
pięcia) po stronie generatora. Generator jest wzbudzany poprzez uzwojenie wzbudzenia lub
magnesy stałe.

Interakcja z systemem elektroenergetycznym

Wytwarzanie mocy biernej oraz regulacja napięć

W generatorze indukcyjnym klatkowym zachowana jest stała relacja pomiędzy prędko-

ścią wirnika, mocą czynną, mocą bierną oraz napięciem sieci. Dlatego też turbina tego typu
nie jest zdolna do regulacji mocy biernej na wyjściu względem napięcia sieci. Aby zatem re-
gulować poziom napięcia w węźle sieciowym potrzebne są w tym wypadku dodatkowe ukła-
dy. Wiatr jako czynnik napędzający charakteryzuje się dużą szybkością zmian jego siły, dlate-
go też podłączone do słabej sieci turbiny o stałej prędkości obrotowej mogą powodować po-
wstawanie migotania (ang. flicker) napięcia w węźle sieciowym spowodowanym nagłymi
zmianami mocy generowanej.

Turbiny o zmiennej prędkości obrotowej posiadają zdolność regulacji poziomu napięcia

na zaciskach poprzez dopasowanie poziomu generowanej mocy biernej. Jej zakres jest ograni-
czony zakresem pracy falownika i nastawami regulatora.

Podsumowując należy podkreślić, że „stronę napięciową” energetyki wiatrowej należy

uwzględniać szczególnie wtedy, gdy turbiny wiatrowe są przyłączone do słabej sieci (w odle-
głych węzłach sieci) oraz gdy zastępują one elektrownie konwencjonalne.

Reakcja na zakłócenia w sieci

Podczas zwarcia w sieci przesyłowej nagłe obniżenie napięcia, które roznosi się po sieci

dosięga także farmy wiatrowe. Uzależnione jest ono w mniejszym bądź większym stopniu od
rodzaju zwarcia, miejsca jego wystąpienia oraz liczby i mocy generatorów synchronicznych,
pracujących w pobliżu zwiększających wytwarzaną moc bierną. W rejonach, gdzie mamy do
czynienia z dużym skupiskiem elektrowni wiatrowych, a zarazem liczba maszyn synchronicz-
nych jest mała, takie obniżenia napięcia mogą mieć duże wartości.

W normalnych warunkach podczas obniżenia napięcia elektrownie wiatrowe odłączane

są szybko — w ciągu kilku sekund. Związane jest to z działaniem zabezpieczenia układu prze-
kształtnikowego, jak też z dawnymi warunkami przyłączeniowymi do sieci elektroenergetycz-
nej (odłączenie w przypadku, gdy napięcie obniży się o 10 – 20%, ma to zapobiec pojawieniu
się w systemie wahań napięcia od kołysania generatorów i dużego poboru mocy biernej przez
te generatory).

W przypadku, gdy nagłe obniżenie napięcia dotknie turbinę wiatrową z generatorem

asynchronicznym, moc czynna mechaniczna pozostaje stała, wytwarzana moc czynna obniża
się, a cały generator przyspiesza. Zwiększa się znacznie pobór prądu oraz mocy biernej, z ko-
lei moc bierna generowana przez baterie kondensatorów (służące do kompensacji maszyny in-
dukcyjnej) gwałtownie spada, a wzrastają straty mocy biernej w liniach przesyłowych i roz-
dzielczych. Jeśli bezwładność maszyny jest mała, przyspieszenie generatora może osiągnąć
duże wartości. Po ustąpieniu zwarcia, prędkość maszyny wirującej jest duża, a moc czynna
większa niż przed wystąpieniem zakłócenia. Oznacza to także większy prąd, większe obniże-

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

nia napięcia w liniach i transformatorach, a napięcie na generatorze nie powraca do wartości
sprzed zakłócenia. W konsekwencji maszyna może zostać odłączona od sieci z powodu za-
działania zabezpieczenia nadprądowego.

Podsumowując, można powiedzieć, że udział generatorów indukcyjnych klatkowych

w prądzie zwarciowym w pierwszych 100 ms jest podobny, jak w przypadku maszyn synchro-
nicznych. Ich zachowanie zmienia się jednak po usunięciu zwarcia, kiedy to pobierają duże ilo-
ści mocy biernej powodując niestabilność napięciową. Ryzyko wystąpienia niestabilności na-
pięciowej (oraz niestabilnej pracy wirnika) zwiększa się podczas zwarć długotrwałych oraz gdy
turbiny wiatrowe przyłączone są do słabej sieci. W normalnych warunkach zabezpieczenie nad-
prądowe zadziała zanim wystąpi niestabilność napięciowa lub niestabilna praca wirnika.

Turbiny wiatrowe z generatorami indukcyjnymi dwustronnie zasilanymi mają swój udział

w prądzie zwarciowym, ponieważ przekształtniki energoelektroniczne są bardzo czułe na przetęże-
nia, obecnie podczas zakłócenia, jednostki te są szybko odłączane od sieci. Aby zabezpieczyć ukła-
dy przekształtnikowe od strony wirnika od dużych prądów należy obejść obwód wirnika podczas
zakłóceń w sieci (ang. zabezpieczenie typu „crowbar protection”). Aby ograniczyć prąd wirnika
i wpłynąć na charakterystykę momentu obrotowego maszyny, obejście wirnika można wykonać
przez impedancje. Maszyna wtedy przyspieszy i zacznie absorbować duże ilości mocy biernej. O ile
napięcie nie pojawi się ponownie, taka sytuacja doprowadzi do odłączenia maszyny od sieci.

Turbiny wiatrowe wyposażone w generatory o napędzie bezpośrednim mogą także wpływać

na prąd zwarciowy w zależności od parametrów przetwornika. Z racji wysokich kosztów, więk-
szość przetworników nie jest projektowana na prądy wyższe od znamionowych. Z tego powodu
przetworniki te ograniczają prąd zwarciowy do wielkości znamionowych. Obecnie turbiny z ge-
neratorami synchronicznymi są odłączane natychmiast po wystąpieniu zakłócenia w sieci.

Spadek napięcia wywołany odłączeniem turbin w obszarze z dużą liczbą elektrowni wia-

trowych może powodować duży ubytek mocy wytwórczych. Dlatego też nowo wydawane wa-
runki przyłączeniowe narzucają obowiązek odporności na takie zakłócenia jak spadek zapię-
cia o określonej wielkości oraz czasie trwania.

Regulacja częstotliwości

Turbiny wiatrowe, które z natury nie są regulowane, rzadko kiedy biorą udział u regulacji pier-

wotnej częstotliwości.

Zazwyczaj KEW nie partycypują w regulacji pierwotnej (jeśli pracują w tak zwanym trybie

niezależnym od częstotliwości). Z technicznego punktu widzenia KEW wyposażone w regulatory
łopat mogłyby zapewnić regulację częstotliwości jeśli pracowałyby przy niskim obciążeniu.

Wahania mocy w systemie, jakie wywołane są pracą turbin wiatrowych muszą być zbilansowa-

ne przez konwencjonalne elektrownie cieplne. Wymagane jest ponadto zachowanie odpowiednich re-
zerw mocy w systemie na pokrycie potencjalnych ubytków mocy wiatrowej, spowodowanych dużymi
prędkościami wiatru czy zakłóceniami w sieci przesyłowej. To znów uwydatnia tendencje do nieopty-
malnej pracy na niepełnym obciążeniu, co z kolei może spowodować zwiększenie zużycia paliw
w elektrowniach konwencjonalnych. Im więcej elektrowni wiatrowych pracuje w systemie, tym więk-
sze są wymagania stawiane pozostałym jednostkom wytwórczym elektrowni konwencjonalnych, aby
utrzymać wahania częstotliwości w zakresie pracy bezpiecznej.

Nowe warunki przyłączeniowe narzucają co najmniej zmniejszenie poziomu mocy generowa-

nej w przypadku wzrostu częstotliwości.

Podsumowanie możliwości KEW

Tabela 2

Podsumowanie możliwości różnych technologii turbin wiatrowych:

INTEGRACJA ENERGETYKI WIATROWEJ Z SYSTEMEM

ELEKTROENERGETYCZNYM

Obecnie elektrownie wiatrowe instalowane są w dwóch różnych lokalizacjach: na lądzie (ang.

in-shore) i na morzu (ang. off-shore). Można też zidentyfikować dwa rodzaje ich oddziaływań na
system elektroenergetyczny: lokalne i rozległe.

Położenie zasobów (na lądzie i morzu)

Zasoby wiatru są często położone w oddalonych nieprzystępnych obszarach z dala od infra-

struktury sieci przesyłowej. Często przyłączenie dużej farmy wiatrowej wymaga wzmocnienia sie-
ci przesyłowej i budowy nowych linii do przesyłu wytwarzanej energii elektrycznej do odbiorców.

W porównaniu do elektrowni lądowych, wiatrowa energetyka morska ma pewne zalety:

mniejsze zanieczyszczenie wizualne i akustyczne, bardziej stałe wiatry przy jednocześnie więk-
szych prędkościach skutkuje ich większą wydajnością energetyczną. Wadą są zwiększone kosz-
ty budowy na morzu i dłuższe przyłącza do sieci przesyłowej, co w konsekwencji wiąże się
z przebudową istniejącej sieci.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Turbiny o stałej prędkości

obrotowej

Turbiny o zmiennej

prędkości obrotowej

wyposażone w generator

indukcyjny dwustronnie

zasilany

Turbiny o zmiennej

prędkości obrotowej

wyposażone w generator

synchroniczny

Regulacja poziomu mocy

wytwórczej i częstotliwości

/bilansowanie

krótkoterminowe

Załączanie i wyłączanie

turbiny/regulacja łopat

Załączanie i wyłączanie

turbiny, regulacja kąta

nachylenia oraz układu

przekształtnikowego

Załączanie i wyłączanie

turbiny, regulacja kąta

nachylenia oraz układu

przekształtnikowego

Dostępność mocy

wytwórczej

i długoterminowe

bilansowanie

Problematyczne z uwagi na

wiatr jako jedyne źródło

zasilania

Problematyczne z uwagi na

wiatr jako jedyne źródło

zasilania

Problematyczne z uwagi na

wiatr jako jedyne źródło

zasilania

Regulacja napięcia

Niemożliwe bez

dodatkowego wyposażenia

Możliwe gdy parametry

układu przekształtnikowego

są wystarczające i jest on

odpowiednio regulowany

Możliwe gdy parametry

układu przekształtnikowego

są wystarczające i jest on

odpowiednio regulowany

Wkład w prąd zwarciowy

Nieodłączny z uwagi na

zasadę pracy

Utrudniony z powodu

ograniczonych możliwości

pracy na przeciążenie

układu przekształtnikowego

Utrudniony z powodu

ograniczonych możliwości

pracy na przeciążenie

układu przekształtnikowego

Zdolność do pracy podczas

zakłóceń

Ryzyko niestabilności

napięciowej, uzależnione od
chwilowej prędkości wiatru,

czasu trwania zakłócenia

oraz sztywności sieci

przesyłowej

Problematyczny z powodu

poważnych trudności

w regulacji układu

przekształtnikowego

Problematyczny z powodu

poważnych trudności w

regulacji układu

przekształtnikowego

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Wpływ na system elektroenergetyczny

Głównym powodem, dla którego wpływ elektrowni wiatrowych na system elektroenerge-

tyczny musi być poddany analizie jest fakt, że w przeciwieństwie do konwencjonalnych jed-
nostek wytwórczych (opartych na generatorach synchronicznych) czynnik napędzający zespo-
ły prądotwórcze turbin wiatrowych jest w wysokim stopniu zmienny i mało stabilny. General-
nie można powiedzieć, że im większy poziom megawatów zainstalowanych w systemie w źró-
dłach wiatrowych, tym konsekwencje dla reszty systemu są bardziej odczuwalne.

Właściwości energii wiatru znajdują swoje odbicie w różnym oddziaływaniu na system:
– Lokalne oddziaływanie na obiekty w bezpośrednim sąsiedztwie (z elektrycznego punktu wi-

dzenia), które może być przypisane do konkretnej turbiny lub całej farmy wiatrowej. Oddzia-
ływania lokalne są w dużym stopniu niezależne od ogólnego poziomu elektrowni wiatro-
wych w systemie i występują w każdej pracującej turbinie lub farmie wiatrowej.

– Z drugiej strony, oddziaływania rozległe mają wpływ na system jako całość. Są naturalną konse-

kwencją przyłączania elektrowni wiatrowych do systemu elektroenergetycznego, lecz powodów
ich występowania nie można przypisać do pojedynczej jednostki wytwórczej czy też całej farmy.

Oddziaływanie lokalne

Lokalnie energetyka wiatrowa ma wpływ na następujące aspekty systemu:
– przepływy kołowe, napięcia węzłowe,
– układy zabezpieczeń, prądy zwarciowe, nastawy rozdzielni,

Jakość energii:
– odkształcenia harmoniczne,
– migotanie napięcia.

Pierwsze dwa zagadnienia są rozpatrywane zawsze, kiedy do sieci przyłączane są nowe

jednostki wytwórcze, niezależnie od czynnika napędzającego generator, stąd nie są to kwestie
konkretnie związane z elektrowniami wiatrowymi. Sposób w jaki turbiny wiatrowe oddziały-
wają lokalnie na jakość energii elektrycznej uzależniony jest od ich typu – stała lub zmienna
prędkość obrotowa.

Wkład turbin wiatrowych w wielkość prądu zwarciowego jest także różny dla trzech głównych

rodzajów układów wytwórczych.

Na trzecie zagadnienie składają się dwa problemy:
– Odkształcenia harmoniczne pojawiają się szczególnie w przypadku turbin o zmiennej

prędkości obrotowej – wynika to z faktu wykorzystywania przez nie układów przekształtni-
kowych, istotnego źródła harmonicznych. Aczkolwiek należy podkreślić, że nowoczesne
układy przekształtnikowe o wysokiej częstotliwości przełączeń i zaawansowanymi algoryt-
mami regulacji oraz technikami filtrowania nie powinny przysparzać znaczących problemów.

– Migotanie napięcia, (ang. flicker) to szczególna cecha turbin wiatrowych. Wiatr jako czynnik

zasilający zmienia się dość szybko. W przypadku turbin o stałej prędkości obrotowej, fluktu-
acje wiatru przenoszą się bezpośrednio na fluktuacje mocy generowanej przez daną jednost-
kę wytwórczą, ponieważ pomiędzy mechanicznym układem wejścia, a elektrycznym układem
wyjścia nie ma żadnego bufora. W zależności od wytrzymałości przyłącza sieciowego, fluk-
tuacje mocy wytwórczej mogą skutkować wahaniami napięcia w sieci przesyłowej, które z ko-
lei powodują niechciane i drażniące dla człowieka zmiany jasności (strumienia świetlnego)
żarówek. Stąd też problem określany jest jako migotanie. Na ogół problem migotania nie po-
jawia się przy turbinach o zmiennej prędkości obrotowej, ponieważ w tym wypadku fluktu-
acje wiatru nie są bezpośrednio przenoszone na wahania mocy wytwórczej. Bezwładność wir-
nika odgrywa tu rolę wspomnianego wcześniej bufora.

Oddziaływania rozległe

Niezależnie od oddziaływań lokalnych, energetyka wiatrowa posiada cały szereg oddziaływań

rozległych – systemowych. Są to między innymi:

– Statyczna i dynamiczna równowaga systemu,
– Moc bierna oraz regulacja poziomu napięć,
– Regulacja częstotliwości oraz dysponowanie jednostkami konwencjonalnymi.

Głównym powodem oddziaływania na statyczną i dynamiczną równowagę systemu jest fakt że:

– Układy wytwórcze turbin wiatrowych różnią się od generatorów synchronicznych. Ce-

chą charakterystyczną tych układów jest ich reakcja na poziom napięcia na zaciskach
i częstotliwość. Reakcja ta jest różna od tej od przyłączonych do sieci przesyłowej ge-
neratorów synchronicznych.

– Czułość układów energoelektronicznych na przetężenia od spadku napięcia w turbinach

o zmiennej prędkości obrotowej może mieć swoje konsekwencje na stabilność systemu
elektroenergetycznego. Względnie mały spadek napięcia może doprowadzić do odłączenia
do sieci dużej liczby turbin wiatrowych i duży ubytek mocy wytwórczych (rys. 5).

Wpływ energetyki wiatrowej na bilans mocy biernej i poziomy napięć węzłowych zależy

od kilku czynników:

– Zdolności turbin wiatrowych do zmiany poziomu wytwarzanej mocy biernej. Nie

wszystkie turbiny wiatrowe mają takie możliwości.

– Lokalizacji farmy wiatrowej. Podczas definiowania miejsca lokalizacji elektrowni kon-

wencjonalnej kwestia poziomu napięć węzłowych jest łatwiejsza do rozwiązania, ponieważ
kryteria lokalizacji takich elektrowni są bardziej elastyczne.

– Połączenia z siecią. Turbiny wiatrowe są relatywnie słabo sprzęgnięte z siecią przesyłową,

ponieważ poziom napięcia na ich zaciskach jest dość niski i często są instalowane w odległych
z punktu widzenia sieci miejscach. Co znacznie zmniejsza ich udział w regulacji napięcia.

Kwestia regulacji napięć węzłowych musi być szczególnie brana pod uwagę, kiedy zamiast

konwencjonalnych generatorów synchronicznych w odległych lokalizacjach na dużą skalę instalo-

Rys. 5. Wypadnięcia jednostek wytwórczych wiatrowych wywołane zakłóceniami w sieci

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

wane są turbiny wiatrowe. Dla takich obszarów metody regulacji napięć należy poddać analizie. Do-
stępnych jest kilka możliwości, np. „generacja must run” jednostek konwencjonalnych na potrzeby
wytwarzania mocy biernej, instalowanie elementów FACTS, czy też wymaganie wobec każdej przy-
łączonej jednostki wiatrowej do aktywnej regulacji napięcia.

Wpływ energetyki wiatrowej na regulację częstotliwości i pokrywanie zapotrzebowania jest

spowodowany przez fakt, że:

– Czynnik napędzający elektrowni wiatrowych jest silnie zmienny i nieregulowalny.
Prowadzi to do trudności w opracowaniu precyzyjnych prognoz długoterminowych (12 – 72

godzin naprzód) poziomu generacji wiatrowej i do konieczności bilansowania przez jednostki kon-
wencjonalne fluktuacji mocy (prognozowanych oraz tych nieprognozowanych) wywołanych ener-
getyką wiatrową, tak aby pokryć krzywą zapotrzebowania w systemie. Im większy udział energety-
ki wiatrowej w systemie, tym większy jej wpływ na krzywą zapotrzebowania pokrywaną przez po-
zostałe elektrownie konwencjonalne, co powoduje, że liczba tych ostatnich jest coraz mniejsza. Tak
więc, wymagania zdolności do pracy z rampą dla tych jednostek muszą być rygorystyczne, aby do-
pasowały się do krzywej zapotrzebowania i utrzymały fluktuacje częstotliwości systemowej, wywo-
łane niezbilansowaniem pomiędzy generacją i zapotrzebowaniem, w akceptowalnym zakresie.

Ogólnie można powiedzieć, że im większy poziom mocy zainstalowanej w energetyce wiatro-

wej, tym jej oddziaływanie na system staje się bardziej dokuczliwe.

WSKAZÓWKI DLA WYMOGÓW W INSTRUKCJACH RUCHOWYCH

Instrukcja ruchu zawiera wymagania techniczne konieczne dla utrzymania kompatybilności

pomiędzy pracą urządzeń (generatorów, aparatów,...) przyłączonych do sieci oraz samym systemem
elektroenergetycznym.

Wymagania techniczne dla przyłączy

Wymagania techniczne dla przyłączy do sieci przesyłowej są określane w punkcie dostawy i są

to wielkości zadane odnoszące się do częstotliwości, napięcia, mocy zwarciowej i stabilności.

Wymagania dla nietypowych wielkości częstotliwości i napięć

W zasadzie są to takie same wymagania jak dla typowych elektrowni. Dla przykładu niemiecki

operator systemu przesyłowego – E.ON Netz w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci (stan na sierpień
2003 r.) zapisał wymagania dla sieci wysokich najwyższych napięć – opisuje to rysunek 6.

Rys. 6. Wymagania dla nietypowych poziomów częstotliwości

Redukcja generowanej mocy czynnej nie jest dopuszczalna dla częstotliwości powyżej pogru-

bionej linii zaznaczonej na rysunku.

Wyższe odchyłki częstotliwości mogą powodować obniżenie mocy wytwarzanej, ale zazwy-

czaj nie więcej niż o 15% mocy chwilowej – przed spadkiem częstotliwości. Ograniczenia czasowe
obrazuje rysunek 7.

Podstawowe wymagania, które muszą być spełnione przedstawione są na rysunku powyżej.

Ponadto, możliwe jest ustalenie dodatkowych wymagań, niezależnie od wymagań podstawowych.

Przeważnie odnawialne źródła energii są zwolnione z wymagań dotyczących pracy wyspowej

po odłączeniu od sieci.

Jakość zasilania

Aby zapewnić jakość zasilania na właściwym poziomie, zakłócenia wywołane energetyką wia-

trową nie mogą przekraczać pewnych wartości granicznych dla następujących zjawisk:

• szybkiej zmiany napięcia,
• migotania napięcia,
• niezbilansowania,
• harmonicznych.

Na ogół wspomniane wartości graniczne są powiązane z mocą zwarciową, stąd maksymalna

moc dostarczana (w MVA) w punkcie przyłączenia nie powinna być większa niż procent (np. 5%)
minimalnej mocy zwarciowej przed instalacją danej elektrowni wiatrowej.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Rys. 7. Wymagania dla nietypowych poziomów częstotliwości i napięć

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Wymagania dla stabilności

Elektrowniom wiatrowym podczas pracy stawiane są pewne wymogi dotyczące stabilnej pra-

cy. Jednostki takie powinny utrzymać stabilną pracę przy wystąpieniu sekwencji zakłóceń w sieci
bez wypadnięcia, przykładowo zwarcie trójfazowe o danym czasie trwania lub zwarcie dwufazowe
z nieudanym ponownym załączeniem (SPZ) po określonym czasie.

Warunki niezbędne dla utrzymania stabilnego systemu zawsze powinny być określane biorąc

pod uwagę istniejące okoliczności oraz warunki lokalne.

W dalszej części dokumentu skupiono się na przykładowych warunkach określonych przez

E.ON. Rysunek 8 pokazuje progową krzywą napięcia w punkcie przyłączenia dla zwarcia bliskie-
go generatorowi, powyżej której jednostki wytwórcze z dużą składową symetryczną prądu zwarcio-
wego, nie mogą być odłączone od sieci.

Moc czynna musi się odbudować natychmiast po usunięciu zakłócenia, przykładowo z gra-

dientem 20% mocy znamionowej na sekundę.

W przypadku jednostek wytwórczych o małej składowej symetrycznej prądu zwarciowego,

w zasadzie dozwolone jest odłączenie od sieci na krótki czas po wystąpieniu zakłócenia (z powodu
problemów ze zdolnością do pracy podczas zakłóceń), lecz farma wiatrowa powinna załączyć się
ponownie do sieci po usunięciu zakłócenia i musi zacząć ponownie generować moc z określonym
gradientem. Jeśli odbudowa napięcia jest opóźniona, wówczas wzrost mocy czynnej może być
mniejszy (zaciemniony obszar).

Jeśli w sieci wystąpiło zaburzenie i odbudowa napięcia nie jest wystarczająca, jednostki wy-

twórcze mają za zadanie utrzymywać napięcie. Jeśli wystąpi spadek napięcia przekraczający 10%
generatory muszą być przełączone na tryb podtrzymania napięcia. Takie wsparcie napięcia musi być
zapewnione przez krótki czas po rozpoznaniu i musi trwać kilka sekund.

Zabezpieczenia

Zabezpieczenie elektrowni powinno być selektywne w stosunku do zabezpieczenia sieciowego.

Rys. 8. Wymagania dla jednostek wytwórczych związane z zachowaniem podczas wystąpienia zakłóce-
nia w sieci

Usługi systemowe

Regulacja pierwotna częstotliwości

W normalnym przypadku odnawialne źródła energii elektrycznej są wyłączone z udostępnia-

nia usługi regulacji pierwotnej. Stąd pracują w trybie niezależnym od częstotliwości.

Chociaż możliwa jest sytuacja, gdy i te źródła są zobowiązane do redukcji mocy, na przykład

gdy częstotliwość przekracza wartość 50,5 Hz. W takim przypadku może pojawić się wymaganie
o zmniejszenie mocy w tempie 5 do 10% mocy znamionowej na sekundę (rys. 9).

Rys. 9. Wymaganie szybkiej redukcji mocy wytwórczej (ELTRA)

Regulacja wytwarzania

Ograniczenia wytwarzania: możliwa musi być redukcja mocy wytwórczej w każdych warun-

kach pracy, w każdym punkcie pracy (na przykład w zakresie 20 – 100% mocy znamionowej) do
maksymalnej wartości mocy (punktu pracy) określonego przez OSP. Związana z tym dokładność re-
gulacji może być określona przykładowo na +/- 5% mocy zainstalowanej.

Redukcja mocy wytwórczej może być określona minimalnym tempem zmian (np.10% na mi-

nutę), z drugiej strony wzrost mocy także może być ograniczony do pewnego tempa wzrostu (na
przykład 10% na minutę).

Przepływ mocy biernej

Przeważnie przepływ mocy biernej w punkcie przyłączenia powinien być mniej więcej zero-

wy (w zdefiniowanym zakresie, w zależności od mocy chwilowej). W niektórych krajach, z powo-
du porozumienia pomiędzy właścicielem elektrowni wiatrowej oraz operatorem systemu przesyło-
wego, obowiązek kompensowania mocy biernej może spoczywać na OSP.

Generatory powinny być projektowane tak, aby były w stanie sprostać pewnym zakresom wy-

miany mocy biernej (np. współczynnik mocy pomiędzy 0,9 pojemnościowy, a 0,9 indukcyjny przy
pełnej generowanej mocy czynnej).

Załączanie i regulacja mocy biernej zazwyczaj w większości przypadków jest ograniczona

przez pewien procent maksymalnej przepustowości przyłącza (np. 2,5% do 10%).

Na ogół szybka zmiana napięcia spowodowana załączeniem powinna być ograniczona do mak-

symalnie 2% lub 3%.

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Likwidowanie ograniczeń technicznych

W przypadku, gdy wszystkie operacyjne postępowania zostały przeprowadzone, zwłaszcza

związane z konwencjonalnymi jednostkami wytwórczymi, i nie ma innych możliwości likwidacji
ograniczeń, OSP ma prawo zlecić redukcję mocy produkcyjnych elektrowni wiatrowych oraz in-
nych podobnych im źródeł wytwórczych.

Istotne jest, aby dobór jednostek wytwórczych systemu w tych okolicznościach dokonany był obiek-

tywnie i przejrzyście, biorąc pod uwagę sprawiedliwe kryteria leżące u podstaw zasad wolnego rynku.

MODELOWANIE FARM WIATROWYCH NA POTRZEBY ANALIZ SYSTEMOWYCH

Aby przeprowadzić studium wpływu wprowadzenia energetyki wiatrowej na system elektro-

energetyczny, wymagane są specjalne modele. Kolejny rozdział zwięźle opisuje wymagania stawia-
ne podstawowym modelom dla potrzeb prowadzenia ruchu i planowania pracy systemu przesyłowe-
go ze znaczącym udziałem generacji w elektrowniach wiatrowych.

Z elektrotechnicznego punktu widzenia tylko trzy najważniejsze zastosowania zostaną opisa-

ne. Sekcja ta nie obejmuje wymagań dla modelowania na potrzeby prognozowania mocy wiatro-
wych, określania poziomu rezerw i innych.

Rozpływ mocy

Zazwyczaj na potrzeby analizy statycznej, elektrownie wiatrowe są modelowane jako genera-

cja typu PQ. Przy czym należy zwracać uwagę na współczynnik mocy danej instalacji. W szczegól-
nych przypadkach elektrownia wiatrowa może pracować w regulacji napięcia i wtedy powinna być
modelowana jako generacja typu PV (moc czynna z możliwością regulacji napięcia). W takim wy-
padku wymagana jest charakterystyka PQ w punkcie przyłączenia.

Dla potrzeb analizy stabilności napięciowej zarówno sama maszyna, jak i kompensacja mocy

biernej powinny być odwzorowane osobno.

Zwarcia

Podanie ogólnych wytycznych dotyczących modelowania elektrowni wiatrowych na potrzeby

analiz zwarciowych nie jest możliwe z powodu różności ich zastosowań. Prąd zwarciowy od elektrow-
ni wiatrowych jest uzależniony od czasu trwania zwarcia jak też od spadku napięcia. Szczególną rolę
w zachowaniu elektrowni wiatrowych podczas zwarcia odgrywa ich automatyka zabezpieczająca.

Dla przykładu w przypadku załączenia dławika równoległego zmiana poziomu napięcia jest

względnie mała. W następstwie czego turbina wiatrowa będzie kontynuować normalną pracę.

W przypadku analizy zwarciowej maszyny asynchronicznej klatkowej jej prąd zwarcia nie-

ustalonego typowo trwa 100 ms, po czym maszyna zaczyna absorbować moc bierną z sieci. W za-
leżności od zastosowanego systemu zabezpieczeń, niektóre maszyny indukcyjne dwustronnie zasi-
lane będą się zachowywać jak maszyna asynchroniczna klatkowa dopóki napięcie się nie odbuduje,
a inne zwyczajnie odłączą się od sieci podczas usuwania zakłócenia.

Tabela 3

Prądy zwarciowe od turbin wiatrowych różnego typu

Maszyna jednoklatkowa

Maszyna indukcyjna
dwustronnie zasilana

Maszyna synchroniczna

napędzana bezpośrednio

Załączanie

Nieustalony

Znamionowy

Zwarcie 0-100 ms

Nieustalony

Uzależniony od konstrukcji

Żaden lub poniżej

znamionowego

Zwarcie > 100 ms

Uzależniony od konstrukcji

Żaden lub poniżej

znamionowego

Moc zwarciowa jest ważnym parametrem opisującym wytrzymałość systemu, a na jej podsta-

wie wydawane są warunki przyłączenia urządzeń do sieci, ponadto ma zastosowanie w analizach
harmonicznych i stanów nieustalonych. W idealnych warunkach modelowanie zachowania elek-
trowni wiatrowych w stanach zwarciowych powinno odbywać się poprzez badanie stanów dyna-
micznych, wymaga to jednak dostosowania reprezentacji poszczególnych przypadków.

Równowaga dynamiczna

W dużych systemach elektroenergetycznych elektrownie wiatrowe należy agregować tak, aby

liczba maszyn w modelu była na właściwym poziomie. Elektrownie wiatrowe zazwyczaj mogą być
pogrupowane w maszyny uniwersalne reprezentujące wszystkie turbiny wiatrowe wykonane w ta-
kiej samej technologii, w ramach tej samej stacji elektroenergetycznej.

Oprócz parametrów elektrycznych maszyn, konieczne jest odzwierciedlenie najważniejszych

układów zabezpieczeń, takich jak zabezpieczenie podnapięciowe czy nadprądowe. W przypadku
chwilowego odłączenia do sieci podczas zakłócenia resynchronizacje należy zamodelować na po-
ziomie ogólnym.

W przypadku gdy zastosowane zostały układy przekształtnikowe, wymagany jest opis systemu

regulacji w zakresie wielkości RMS (ang. wartość średniokwadratowa) częstotliwości podstawowej.
Ponieważ układy te mogą blokować się podczas stanów nieustalonych, które nie są odwzorowane
w analizach dynamicznych, wygodnie jest posiadanie modelu elektromagnetycznego stanów nie-
ustalonych na potrzeby weryfikacji i dostosowania nastaw zabezpieczeń.

W turbinach wiatrowych wyposażonych w przekładnie, wał napędowy należy zamodelować

jako układ dwóch mas, tak aby uwzględnić drgania torsyjne oraz konstrukcję regulatora.

Jeśli kąt nachylenia łopat zmienia się, aby zmniejszyć moc mechaniczną podczas zwarcia, ko-

nieczne jest zamodelowanie układu regulacji kąta nachylenia oraz charakterystyki aerodynamicznej
łopat. Zwykle na potrzeby badań można przyjąć stałą siłę wiatru.

PLANOWANIE SYSTEMU I ROZWÓJ SIECI

Czynnikiem decydującym o przyszłym rozwoju i wykorzystaniu energetyki wiatrowej bę-

dą zdolności przesyłowe sieci najwyższych napięć. Do chwili obecnej dostawy energii elek-
trycznej były w dużej mierze zdecentralizowane, z elektrowniami budowanymi możliwie jak
najbliżej odbiorów. Dzięki temu uniknięto przesyłania energii elektrycznej na duże odległości.
Sieci elektroenergetyczne były projektowane i później budowane tak, aby dostarczyć energię
elektryczną od wytwórcy do odbiorcy. Krótko mówiąc, oznaczało to, że energia elektryczna pły-
nęła zawsze w jednym kierunku i tylko na względnie niewielkie odległości. Sytuacja ta zmieni-
ła się diametralnie wraz z pojawianiem się energetyki wiatrowej. Wzrastająca liczba farm wia-
trowych budowanych głównie na terenach przybrzeżnych oraz względnie mało zaludnionych,
o małym zapotrzebowaniu na energię, podczas silnych wiatrów generuje więcej energii elek-
trycznej niż dany obszar jest w stanie odebrać. W konsekwencji nadwyżka energii elektrycznej
musi być przesyłana na duże odległości. Linie przesyłowe zlokalizowane w obszarach przy-
brzeżnych nie są obecnie w stanie przesyłać tej energii bez ograniczeń. Jeśli jednostki wiatrowe
zlokalizowane na morzu będą w przyszłości budowane na większą skalę, konieczna będzie tak-
że rozbudowa linii przesyłowych najwyższych napięć.

Już dziś zdolności przesyłowe systemów przesyłowych w niektórych regionach, na przy-

kład w Niemczech, są niemal całkowicie wykorzystane. Podczas silnych wiatrów nie są w sta-
nie przyjąć jakiejkolwiek dodatkowej mocy ze źródeł wiatrowych. Energetyka wiatrowa powo-
duje ograniczenia w liniach przesyłowych nie tylko w północnych landach Republiki Federalnej
Niemiec. W strefie Morza Północnego i Bałtyckiego wytwarzanej jest dużo więcej energii wia-
trowej niż regiony te są w stanie zużyć. Ponieważ w nadchodzących latach planowany jest roz-
wój energetyki wiatrowej związany z wolą polityczną, najpóźniej pod koniec dekady kraje z re-

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

jonu Morza Północnego i Bałtyckiego będą eksportować energię wiatrową na duże odległości.
Drastycznie zmieni to dotychczasową zasadę zdecentralizowanego wytwarzania w pobliżu od-
biorów. Utrudniona będzie także znacznie wymiana międzysystemowa pomiędzy sąsiednimi
krajami z uwagi na dodatkowe przepływy mocy zmniejszające zdolności przesyłowe na połącze-
niach międzysystemowych. Nieunikniona stanie się budowa nowych linii przesyłowych na dużą
skalę, aby zapewnić przesył energii elektrycznej wytwarzanej w farmach wiatrowych zlokalizo-
wanych na morzu lub wzdłuż linii brzegowej do centrów odbiorczych. Analiza przeprowadzona
przez Instytut Wytwarzania i Zarządzania Energią Elektryczną (Institute for Electrical Plant and
Energy Management) przy RWTH w Aachen zakłada, że do 2016 roku w Niemczech konieczne
będzie wybudowanie nawet 1500 km nowych linii wysokich i najwyższych napięć.

Operatorzy systemów przesyłowych wymagają zachowania odpowiedniego poziomu bezpie-

czeństwa podczas planowania i inwestycji sieciowych na potrzeby energetyki wiatrowej. Politycy,
projektanci farm wiatrowych i operatorzy systemów przesyłowych muszą opracować realistyczne
scenariusze rozwoju energetyki wiatrowej – włączając w to energetykę morską – które będą dla
operatorów podstawą do planowania dodatkowych zdolności przesyłowych. Z powodu przedłuża-
jących się procedur uzgodnień, należy oczekiwać porównywalnie długich okresów realizacji budo-
wy nowych linii wysokich i najwyższych napięć. Dlatego też konieczne jest przyspieszenie proce-
dur uzgodnień na potrzeby budowy nowych linii dla energetyki wiatrowej, a w przyszłości połą-
czenie procedur uzgodnień budowy farm wiatrowych z procedurami uzgodnień rozbudowy sieci.
Jeśli nie uda się osiągnąć tego celu, istnieje ryzyko pojawienia się nieprawidłowych inwestycji:
farm wiatrowych bez wystarczającego przyłączenia do sieci przesyłowej lub nowych linii przesy-
łowych, dla których nie ma wiatrowych mocy wytwórczych, które miałyby je zasilać.

ASPEKTY ZWIĄZANE Z PRACĄ ELEKTROWNI WIATROWYCH

Energia elektryczna w dużych ilościach nie może być bezpośrednio magazynowana. Oznacza

to, że w każdej chwili taka sama ilość energii musi wpłynąć do sieci, jaka jest w danym czasie zu-
żywana. Jeśli ilość energii dostarczona do sieci różni się od ilości energii wykorzystanej to taka sy-
tuacja może doprowadzić do zakłóceń lub nawet do utraty zasilania. Dlatego też operatorzy syste-
mów przesyłowych muszą ciągle zapewniać bilans w ramach ich obszaru regulacyjnego pomiędzy
wytwarzaniem i zapotrzebowaniem.

Rys. 10. Rozwój energetyki wiatrowej i sieci przesyłowej

Wiatr jako czynnik napędzający turbiny wiatrowe trudno poddaje się regulacji, a jego fluktu-

acje mają charakter przypadkowy. Należy rozpatrzyć dwa przypadki:

• Prognozę wytwarzania ze źródeł wiatrowych na potrzeby pokrycia zapotrzebowania,
• Niezbilansowanie generowane przez turbulencje oraz wiatr o dużych prędkościach.

Oczywiście najważniejszym celem prognozy wytwarzania ze źródeł wiatrowych jest możli-

wość precyzyjnego przewidzenia poziomu ich wytwarzania. Różne warunki pogodowe nakładają na
prognozę dodatkowe poziomy niepewności. Ta informacja może mieć wpływ na wymagany poziom
mocy regulacyjnych w systemie w kolejnych dniach.

Najlepszym sposobem szacowania niepewności prognozy jest przyjęcie jako podstawy szacun-

ków kilku prognoz.

Fluktuacje mocy wytwórczych wzbudzane są poprzez turbulencje, będące wielkością stocha-

styczną, które rozkładają się równomiernie, gdy rozważamy wiele turbin wiatrowych jednocześnie.
Wyjątkiem są wypadnięcia turbin wiatrowych spowodowane przez silne wiatry burzowe, kiedy to
prędkość wirnika przekracza wielkość dopuszczalną i wirnik zatrzymuje się. Wypadnięcia te nie są
spowodowane przez turbulencje o naturze stochastycznej, lecz przez fronty burzowe i z tego powo-
du mogą mieć wpływ na wiele turbin równocześnie. Pomiary on-line z referencyjnych turbin wia-
trowych mogłyby ostrzegać system prognostyczny oraz operatora systemu zanim nieoczekiwane od-
chylenie w ogóle się pojawi.

Prognoza wytwarzania wiatrowego

Do prognozowania mocy wytwórczych energetyki wiatrowej, operatorzy systemów przesyło-

wych UCTE, tacy jak E.ON (Niemcy), ELTRA (Dania) i REE (Hiszpania), posiadający dużą liczbę
elektrowni wiatrowych w swoich systemach używają skomplikowanych systemów prognostycznych.

Schemat przepływowy typowego narzędzia do prognozowania energii wiatrowej przedstawio-

ny jest na rysunku 11. Zauważyć można, że do systemu wprowadzane są cztery dane wejściowe. Da-
ne te zasilają algorytmy prognozy, które są rdzeniem całego systemu. Następnie generowanych jest
kilka danych wyjściowych (w omawianym przypadku tylko dwa): raporty zawierające prognozę do
użytku dla operatora systemu przesyłowego oraz sprzężenie zwrotne do wykorzystania przez algo-
rytmy prognozy (na potrzeby dostosowania do nowych danych).

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Rys. 11. Schemat przepływowy typowego narzędzia do prognozowania energii wiatrowej

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Narzędzie do prognozowania energii dla typowej farmy wiatrowej potrzebuje czterech ty-

pów danych wejściowych. Mianowicie: (a) charakterystyki farmy wiatrowej, (b) dane histo-
ryczne rejestrowanych równocześnie siły wiatru oraz mocy wytwarzanej przez farmę, (c) dane
pomiarowe on-line mocy wytwarzanej oraz (d) prognozy meteorologiczne. Algorytmy uzależ-
nione są od dostępnych typów danych wejściowych:

Dane farm wiatrowych łącznie z liczbą oraz typem turbin, ich charakterystyki mocy, sze-

rokość i długość geograficzna na położenia farmy, punkt przyłączenia do sieci etc.

Drugi typ danych wejściowych, dostępny tylko dla niektórych farm wiatrowych, to dane

historyczne rejestrowanych równocześnie siły wiatru oraz mocy wytwarzanej przez farmę. Te
dane historyczne są następnie podstawą do budowy „prawdziwych” charakterystyk mocy, któ-
re będą używane zamiast charakterystyk „idealnych”, powstałych z charakterystyk poszczegól-
nych turbin.

Trzeci rodzaj danych to prognoza prędkości i kierunku wiatru opracowana dla każdej far-

my wiatrowej. Prognozy te pochodzą z narzędzia do numerycznej prognozy pogody. Na ogół
udostępniane są przez Narodowe Instytuty Meteorologiczne.

Jakość prognozy mocy wytwarzanej przez energetykę wiatrową jest w dużej mierze ogra-

niczona przez jakość prognozy meteorologicznej siły wiatru. Jak wszystkie prognozy pogody,
tak i ta jest tylko w części wiarygodna. Rozdzielczość przestrzenna prognozy meteorologicznej
jest bardzo niska oraz nie uwzględnia lokalnej topografii terenu. Czynniki te pomniejszają osta-
teczną dokładność prognozy.

Czwartym typem danych wejściowych jest informacja on-line z farmy wytwarzającej

energię elektryczną. Używane są tu różne interwały czasowe (godzina, kwadrans).

Horyzont czasowy prognozy może być podzielony na trzy części (na podstawie doświad-

czeń ELTRA):

– od 0 do 6 godzin naprzód, używany jako podstawa w obrocie na rynku regulacyjnym.
– od 6 do 42 godzin naprzód, używany do analiz stanów awaryjnych, także do szacowania

niezbilansowania systemu.

– od 42 do 120 godzin naprzód, używany jako wtórne dane wejściowe dla planowania wy-

łączeń sieci oraz dla szacowania bilansu systemu.

Prognozowanie w ramach horyzontu drugiego i trzeciego jest najbardziej rozpowszechnio-

ne wśród operatorów systemów przesyłowych, ta prognoza jest całkowicie zależna od jakości
prognozy meteorologicznej.

Dokładność prognoz zależna jest od ilości dostępnych informacji oraz horyzontu czasowe-

go prognozy, węższy horyzont prognozy oznacza większą precyzję. Dostępność danych pomia-
rowych on-line pozwala na analizy serii danych czasowych, które pozwalają na osiągnięcie bar-
dziej precyzyjnych prognoz.

Fluktuacje mocy oraz moc regulacyjna

Utrzymanie niezawodnego zasilania w energię elektryczną wymaga zapewnienia należyte-

go poziomu generacji rezerwowej i rezerw eksploatacyjnych, które mogą w krótkim czasie re-
agować na zagrożenie pojawiające się w systemie.

Z powodu przerywanego charakteru wiatru alokacja rezerw eksploatacyjnych powinna być

bardziej dokładna. Znacznie bardziej interesujące jest zagadnienie rezerw z punktu widzenia
rynków energii elektrycznej, które to powinny wyznaczyć wysokość kosztów za usługi syste-
mowe.

Doświadczenia operatorów systemów przesyłowych z ostatnich lat pokazały, że ilekroć

poziom zapotrzebowania był stosunkowo wysoki z powodu chłodnej zimy lub ciepłego lata,
udział elektrowni wiatrowych w pokryciu zapotrzebowania był nieznaczny.

Aby zapewnić niezawodny poziom dostaw energii elektrycznej, podczas gdy elektrownie

wiatrowe wytwarzają małe ilości energii elektrycznej lub wcale (np. podczas bezwietrznej po-

gody lub wichur) muszą być zapewnione rezerwy mocy w elektrowniach konwencjonalnych.
Charakterystyka wiatru zmusza te „elektrownie-cienie” (ang. shadow power stations) do
utrzymania dyspozycyjności na takim poziomie, aby pokryć określony odsetek mocy zainstalo-
wanej elektrowni wiatrowych (w przypadku firmy E.ON jest to 80%). Oznacza to, że z powo-
du ograniczonej dyspozycyjności, elektrownie wiatrowe nie mogą w dużym stopniu zastąpić
elektrowni konwencjonalnych, lecz mogą tylko pomóc zaoszczędzić na paliwie.

Decydujące znaczenie dla poziomu rezerw mocy związanych z energetyką wiatrową ma

oczekiwane maksymalne odchylenie prognozy, a nie na przykład średni błąd prognozy. Spowo-
dowane to jest tym, że nawet jeśli rzeczywisty poziom generacji wiatrowej odchyli się od pro-
gnozowanego poziomu tylko przez kilka dni w roku, operator systemu przesyłowego musi być
przygotowany na taką ewentualność i musi mieć wystarczający poziom mocy dyspozycyjnej,
aby zapewnić niezawodność dostaw energii elektrycznej. „Elektrownie cienie” muszą być
w gotowości do reakcji w przypadku deficytu mocy.

Planowanie, wytwarzanie i zarządzanie ograniczeniami

Planowanie jest związane z tymi działaniami operatora systemu przesyłowego, które mają

na celu prowadzenie ruchu systemu w krótkim horyzoncie czasowym, np. mniej niż 1 rok. Tak
więc OSP zasadniczo wykonuje obliczenia rozpływowe oraz jeśli to konieczne, analizy równo-
wagi dynamicznej.

Wcześniej OSP powinien przygotować wiarygodne scenariusze, uwzględniając prognozę

zapotrzebowania i pokrycia zapotrzebowania, najbardziej prawdopodobną dyspozycyjność sie-
ci, zaplanowane prace eksploatacyjne jednostek wytwórczych i urządzeń sieciowych. I tu poja-
wia się pierwsze pytanie: jaka będzie rzeczywista moc generowana z farm wiatrowych, jeśli
prognoza mocy wiatrowej jest zbyt trudna?

W niektórych krajach energetyka wiatrowa jest dysponowana z zachowaniem pierwszeń-

stwa, a rozwój sieci, niezbędnej do odebrania i przesłania energii z tych źródeł do odbiorców,
nie nadąża za rozwojem energetyki wiatrowej. Dzieje się tak między innymi z powodu przedłu-
żających się procedur uzgodnień. W ten sposób pojawiają się ograniczenia sieciowe, które ope-
rator systemu przesyłowego musi rozwiązać. Tymczasowym rozwiązaniem dla tej sytuacji jest
ograniczenie przez OSP poziomu mocy dostarczanej do systemu przez źródła energetyki wia-
trowej.

Ze względu na słabą zdolność do pracy podczas zakłóceń obecnie pracujących farm wia-

trowych, wyznaczenie maksymalnej wielkości mocy wiatrowej wprowadzanej do systemu prze-
syłowego wymaga przeprowadzenia analiz równowagi dynamicznej. Należy przy tym brać pod
uwagę bezpieczeństwo systemu, a w szczególności fazę operacyjną oraz okresy o niskim zapo-
trzebowaniu na energię elektryczną. Rezultatem tych analiz może być kolejne ograniczenie mo-
cy źródeł wiatrowych.

Obydwa ograniczenia źródeł wiatrowych nałożone przez OSP muszą być upełnomocnione

przez krajowe regulacje prawne.

W 2003 roku operator systemu przesyłowego E.ON Netz wprowadził w północno-wscho-

dniej części swojego systemu tak zwane „zarządzanie wytwarzaniem” (ang. „generation mana-
gement”). Każde niedopuszczalne obciążenie urządzeń jest automatycznie przekazywane do
centrum zarządzania wytwarzaniem E.ON Netz w Lubece. Po identyfikacji obszaru, wysyłany
jest sygnał do farm wiatrowych wytwarzających energię w danym regionie.

Sygnał ten określa maksymalny poziom mocy czynnej, który w danym regionie i w zaist-

niałych okolicznościach może być dostarczony do sieci. Odpowiedzialność za narzuconą re-
dukcję mocy oddawanej do sieci spoczywa na operatorach farm wiatrowych. Dlatego właśnie
wnoszą oni istotny wkład w utrzymanie bezpieczeństwa zasilania.

Inne rozwiązanie, mające bardzo podobny cel jak rozwiązanie E.ON-u, proponuje REE

(hiszpański OSP). W przypadku farm wiatrowych, średni rozmiar jednostki jest mniejszy niż

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

elektrowni konwencjonalnej i dlatego liczba przedstawicieli może być większa. Kolejnym
utrudnieniem jest potencjalna możliwość istnienia kilku wytwórców podłączonych do tej samej
sekcji szyn. W tym wypadku, jakiekolwiek polecenie lub ograniczenie wytwarzania wydane
przez OSP, na poziomie danej sekcji szyn czy też na poziomie krajowym, musi być wykonane
przez koordynatora. REE proponuje funkcje „Dyspozycji Wydzielonej” (ang. „Delegate Dispat-
ching”). Dyspozycja Wydzielona jest podobna do już istniejącej dyspozycji wytwarzania i bę-
dzie działać jak wykonawca instrukcji wydanych przez operatora systemu przesyłowego.

WNIOSKI

Więcej niż 24 000 MW jest zainstalowanych obecnie w elektrowniach wiatrowych w połączo-

nych sieciach UCTE. Ta kolosalna liczba nie jest jednolicie rozproszona w sieci UCTE. Wkład trzech
krajów: Niemiec, Hiszpanii i Danii (zachodnia część systemu) w przybliżeniu pokrywa 98% całości.

Przykłady te oparto na bardzo ambitnych planach poszczególnych krajów, które nie są jednak

celem tego raportu.

Rys. 12. Udział energetyki wiatrowej w produkcji energii podczas ekstremalnych warunków pogo-
dowych (E.ON)

Rys. 13. Poziom wykorzystania rezerw wywołany nietrafioną prognozą generacji wiatrowej (REE)

ELEKTROENERGETYKA

ENERGETYKA WIATROWA

Energetyka wiatrowa różni się od konwencjonalnych źródeł energii ze względu na trzy głów-

ne powody: siłę napędzającą, wiatr, lokalizację zasobów oraz maszyny elektryczne. Zdolności regu-
lacyjne i dostępność energii wiatrowej znacząco różni się od elektrowni cieplnych czy wodnych, po-
nieważ główne źródło zasilania nie może być magazynowane i nie podlega sterowaniu. Energetyka
wiatrowa nie utrudnia w dużym stopniu bilansowania systemu w krótkim horyzoncie czasowym
i wszystkie typy turbin wiatrowych mogą być użyte do tego celu, aczkolwiek turbiny o zmiennej
prędkości obrotowej mają lepsze możliwości. Bilansowanie długoterminowe jest już jednak proble-
matyczne. Moc generowana przez turbiny silnie zależy od chwilowej prędkości wiatru. Gdy pogo-
da jest bezwietrzna, elektrownie wiatrowe wcale nie wytwarzają energii elektrycznej. Turbiny wia-
trowe wręcz czynią zadanie bilansowania długoterminowego skomplikowanym, w szczególności,
gdy ich udział w wytwarzaniu jest wysoki.

Duży udział energetyki wiatrowej narzuca stosowanie zaawansowanych rozwiązań mających

na celu utrzymanie bieżącego poziomu jakości energii, rozwiązania te mogą być kosztowne, jak
„elektrownie cienie”, rozbudowa punktów dyspozytorskich (będących własnością OSP lub innych
podmiotów), które przesyłają precyzyjne polecenia wydane przez OSP farmom wiatrowym.

Integracja energetyki wiatrowej z siecią jest możliwa, lecz wymaga rozwoju odpowiednich

procedur, które harmonizują i czynią kompatybilne wymagania techniczne z zasadami rynkowymi.

Dużo wysiłku włożono w rozwój narzędzi do prognozowania generacji elektrowni wiatro-

wych, lecz oczekiwana poprawa precyzji prognozy wytwarzania wymusza ulepszenie jakości pro-
gnozy meteorologicznej. Dostępność pomiarów rzeczywistych zmniejsza tę istotną lukę.

Biorąc pod uwagę ograniczony wkład generatorów turbin wiatrowych w poziom mocy zwar-

ciowej oraz fakt, że sieć UCTE jest wielokrotnie zamknięta, zwarcie w sieci przesyłowej może pro-
wadzić do rozległych zniżek napięcia odczuwalnych przez sąsiednich OSP. Dlatego zdolność do
pracy podczas zakłóceń generatorów elektrowni wiatrowych jest bardzo użytecznym wymaganiem
mogącym zapobiec dużym wypadnięciom elektrowni wiatrowych. Dodatkowe wymagania muszą
zapewnić konieczną zdolność do odbudowy napięcia po usunięciu zakłócenia. Tak więc integracja
energetyki wiatrowej wymaga współpracy pomiędzy operatorami systemów przesyłowych – UCTE
jest do tego celu odpowiednią platformą.

LITERATURA

[1] EC Green Book – Brussels 29.11.2000.
[2] WindForce 12 – Greenpeace, EWEA report.
[3] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on

the promotion of electricity produced form renewable energy sources in the internal electricity
market.

[4] UCTE System Adequacy Sub-Group.
[5] ETSO Task Force Renewable Energy Sources – Brussels 04.12.2003.
[6] Article from NESA (Denmark) experts: Marianne Bruntt, Jan Havsager and Hans Knudsen: In-

corporation of Wind Power in the East Danish Power System.

[7] RED ELECTRICA Report DDR.E/03/536 (22.07.03 Ed4.): Condiciones Técnicas Aplicables

a la Generación de Régimen.

[8] W.L. Kling, J.G. Slootweg: Wind Turbines as Power Plants.
[9] W.L. Kling, J.G. Slootweg: Is the Answer Blo, IEEE power&energy magazine, December 2003.
[10] Specifications for connecting Wind Farms to the Transmission Network, unofficial translation

of ELTRA doc. No. 74174, 1999.

[11] E.ON Netz, Grid code for high and extra high voltage, status August 2003.

Tłumaczenie: Lidex

KOLEGIUM REDAKCYJNE

Wojciech KAMIŃSKI – Redaktor Naczelny

(Tel.: 321 – 31 – 43)

Zygmunt MACIEJEWSKI – Zastępca Redaktora Naczelnego

(Tel.: 810 – 20 – 31)

Elżbieta WDOWIARSKA – Sekretarz Redakcji

(Tel.: 693 – 21 – 77), (Fax: 693 – 16 – 45)

e-mail: elzbieta.wdowiarska@pse.pl

-------------------------------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------------

---------------------------------------

--------------

Ryszard FRYDRYCHOWSKI

Tomasz SIKORSKI

Zbigniew ORKISZ

Regina WEGNEROWSKA

Jacek RATZ

Wydawca:

POLSKIE SIECI ELEKTROENERGETYCZNE SA

Biuro Komunikacji

ISSN 1230-039X

Adres Redakcji

00-496 Warszawa, ul. Mysia 2

Redakcja zastrzega sobie prawo dokonywania zmian i skrótów w nadesłanych materiałach oraz opracowania redakcyjnego tekstów.

Atrykułów niezamówionych redakcja nie zwraca.

Realizacja wydawnicza: Argraf Sp. z o.o., 03-301 Warszawa, ul. Jagiellońska 76