Problem dużych awarii systemu elektroenergetycznego

Zwykle stany awaryjne systemu elektroenergetycznego powstają przy wyłączeniu z ruchu co najmniej dwóch elementów systemu. Zakładamy, że w sieciach przesyłowych i w sieciach dystrybucyjnych występują celowe redundancje (rezerwowanie elementów). Wyłączenie jednego elementu (planowane) nie może – w dobrze zaprojektowanej sieci WN i Sn – powodować długotrwałej przerwy w zasilaniu odbiorców.

Prawdopodobieństwo jednoczesnego wystąpienia kilku zwykłych awarii w różnych sieciach na tym samym obszarze, w tym samym miejscu, jest pomijalnie małe. A zatem zwykle awarie powodują ograniczone i przewidywalne skutki. Usuwanie skutków zwykłych awarii, zmniejszenie prawdopodobieństwa ich wystąpienia, stanowi istotę każdego systemu eksploatacji i jest częścią zwykłego zarządzania.

Zjawiska atmosferyczne a awarie systemu elektroenergetycznego

Każdy system elektroenergetyczny zawiera zbiór linii napowietrznych z natury rzeczy wrażliwych na oddziaływanie zjawisk atmosferycznych. Zmiany dynamiki zjawisk atmosferycznych rejestrowane również na obszarze Polski zwiększają zagrożenie linii napowietrznych, głównie poprzez zwiększenie obciążeń mechanicznych przewodów i izolatorów, osprzętu i konstrukcji wsporczych, a w konsekwencji również zwisów przewodów.

Zjawiska atmosferyczne przewidywalne, występujące dość często, są przyjmowane przez ludzi jako zdarzenia zwykłe. Można założyć, że są to zdarzenia o częstości rocznej występowania większej od 0,1 (powtarzające się przeciętnie w przedziałach czasu co 10 lat). Takie zdarzenia występują kilkakrotnie w okresie przeciętnego życia człowieka.

Nikt nie kwestionuje faktu występowania szybkich zmian klimatu w ostatnich dziesięcioleciach. Skutki bezpośrednie w postaci przyrostu średnich i maksymalnych wartości temperatur są obserwowane w skali globalnej. Obszerne informacje zawiera IV raport IPCC ^[Ipc07].

Skutki pośrednie ocieplenia obserwowane w skali globalnej obserwuje się w zmianach dynamiki procesów termodynamicznych zachodzących w atmosferze:

• następuje lokalny wzrost intensywności opadów; wzrasta ryzyko powodzi,
• wydłużają się okresy suszy, co powoduje wzrost deficytu wody dla potrzeb ludzi i środowiska,
• wzrastają ekstremalne prędkości wiatrów; huragany i trąby powietrzne pojawiają się w regionach, w których dotąd nie występowały,
• wzrastają maksymalne temperatury w okresie lata,
• wzrasta prawdopodobieństwo występowania opadów mokrego śniegu, marznącego deszczu i szadzi.

Zjawiska atmosferyczne mogą być opisywane za pomocą statystyki matematycznej i podlegają regułom tej statystyki. Zmienność tych zjawisk może być opisywana za pomocą rozkładu gęstości wystąpienia określonej wartości opisującej zjawisko np. prędkości wiatru, ilości opadów odniesionych do czasu i powierzchni. Potocznie mówi się o zdarzeniach ekstremalnych:

• zdarzeniach „stuletnich” występujących przeciętnie raz na 100 lat (gęstość prawdopodobieństwa odniesiona do 1 roku wynosi 0,01),
• zdarzeniach „dziesięcioletnich” (o gęstości 0,1),
• zdarzeniach nigdy dotąd (zwykle od kilkuset lat) nienotowanych w danym miejscu (gęstość mniejsza od 0,01).

Rys. 1. Zmiany rozkładu gęstości prawdopodobieństwa temperatur

Na Rys. 1 przedstawiono rozkład gęstości prawdopodobieństwa wystąpienia temperatur w skali roku. Zmiana wartości średniej temperatury o ?T powoduje znaczne zwiększenie prawdopodobieństwa wystąpienia temperatur ekstremalnych. Wartości temperatur osiąganych w lecie notowanych dotychczas jako „stuletnie”, mogą powtarzać się znacznie częściej np. w skali dziesięciolecia. W określonym miejscu występują nowe wyższe wartości ekstremalnych temperatur. Poprzez powiązanie wszystkich procesów termodynamicznych zachodzących w atmosferze z temperaturą powietrza i powierzchni ziemi, można oczekiwać podobnej zmiany rozkładów prawdopodobieństwa występowania prędkości wiatru (Rys. 2).

Rys. 2. Zmiany rozkładu gęstości prawdopodobieństwa prędkości wiatru

Odnosząc wpływ przyrostu temperatury ?T do zmiany rozkładu prawdopodobieństwa prędkości wiatru, możemy oczekiwać:

• wzrostu wartości ekstremalnych prędkości występujących np. raz na 100 lat (gęstości prawdopodobieństwa 0,01 na rok),
• wzrostu częstości występowania określonych ekstremalnych prędkości (np. wiatr o prędkości „stuletniej” może pojawić się w odstępach dziesięcioletnich).

Obserwuje się zatem zwiększenie częstości występowania huraganów, intensywnych opadów powodujących powodzie, a także wydłużenie okresów ekstremalnej suszy, klasyfikowanych jako katastrofy. Skutki ekonomiczne wynikające ze zwiększonej częstości i natężenia tych zjawisk osiągają w skali globalnej wartość rzędu setek miliardów dolarów.

Problem dużych awarii systemu elektroenergetycznego

Przyrost wartości temperatur powietrza, a szczególnie zmiany maksymalnych temperatur, znacznie większe od przyrostu temperatur średnich, mają istotne znacznie dla elektroenergetyki:

• w okresie letnich upałów może znacznie wzrosnąć obciążenie systemu elektroenergetycznego wskutek masowego używania różnego rodzaju urządzeń wentylacyjnych, chłodniczych i klimatyzacyjnych,
• wzrost temperatur otoczenia obniża obciążalność prądową linii napowietrznych,
• wystąpienie silnych wiatrów o charakterze huraganów lub trąb powietrznych zagraża przede wszystkim elektroenergetycznym liniom napowietrznym,
• podwyższenie średnich temperatur powietrza powoduje, że w okresie od jesieni do wiosny występują wielokrotnie zmiany temperatur w przedziale obejmującym 0°C. Towarzyszy temu zwiększenie częstości występowania opadów mokrego śniegu, szadzi lub marznącego deszczu. Oddziaływanie tych zjawiska na linie napowietrzne może prowadzić do nagłego występowania dużych awarii np.:
• uszkodzenia kilku-kilkunastu przęseł w liniach 110 kV,
• zniszczenie kilkuset przęseł w sieciach SN,
• pozbawienie zasilania kilkuset stacji SN/nn,
• zniszczenie sieci nn na znacznym obszarze,

Na Rys. 3 przedstawiono próbę porównania zwykłej awarii z ekstremalnymi awariami pochodzenia atmosferycznego.

Polityka przeciwdziałania skutkom awarii systemu elektroenergetycznego winna określać zdarzenia uznawane za niedopuszczalne – powodujące stan kryzysu – których należy unikać nawet za wysoką cenę ^{[BaT08a, BaT08b]}. Należą do nich:

1. rozpad systemu elektroenergetycznego wskutek utraty stabilności statycznej lub dynamicznej z różnych powodów. Odbudowa funkcjonowania systemu może wymagać okresu czasu kilkunastu lub więcej godzin, nawet wtedy gdy nie zachodzi potrzeba odbudowy zniszczonych elementów,
2. pozbawienie zasilania w energię znacznego obszaru lub ograniczanie zasilania wskutek długotrwałej awarii dużego źródła,
3. pozbawienie zasilania w energię elektryczną dużych aglomeracji na okres czasu liczony w dziesiątkach godzin, wskutek zniszczenia sieci na znacznym obszarze.

Zdarzenia typu a) i b) są dobrze poznane. Można je symulować, przewidywać skutki i sposoby działania. W przypadku tych awarii zniszczenia dotyczą określonych, zwykle pojedynczych elementów. Sposób usuwania skutków jest znany i może być opisany w scenariuszach postępowania.

W ostatnich kilkunastu latach nabierają wagi zdarzenia typu c) wywołane ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi:

• silnymi wiatrami na znacznym obszarze (HIW) lub występującymi lokalnie (tornada –LHIW),
• występowanie szadzi, marznącego deszczu lub zjawiska osadzania śniegu na przewodach linii napowietrznych.

Charakterystyczne duże awarie typu c) to:

• awaria systemu przesyłowego w Kanadzie w spółce Ontario-Hydro (1999 r.) wskutek oblodzenia,
• awaria systemu EdF w 1999 r. wskutek działania wiatru,
• awaria sieci RWE w 2005 r. w rejonie Münster wskutek współdziałania wiatru i osadzonego mokrego śniegu,
• awaria polskiego systemu w rejonie Szczecina w 2008 r.

Rys. 3. Porównanie zwykłych awarii i dużych awarii wywołanych zjawiskami atmosferycznymi

Zdarzenia w rejonie Szczecina w dniach 7/8 kwietnia 2008 r., o charakterze blackoutu ^[BaT08c], były podobne do awarii sieci RWE w 2005 roku. Działanie mechaniczne śniegu osadzonego na przewodach i konstrukcjach, a także w otoczeniu linii, zwłaszcza 110 kV i SN były przyczyną znacznych zniszczeń sieci rozdzielczych i długotrwałego braku zasilania w energię elektryczną wielu tysięcy osób.

Osadzanie mokrego śniegu na przewodach, a także oddziaływanie wiatru o charakterze huraganu, tornada może powodować obciążenia mechaniczne przekraczające wytrzymałość mechaniczną nawet nowych, dobrze zaprojektowanych linii. Zróżnicowanie współczynników bezpieczeństwa dla wytrzymałości mechanicznej linii 400 kV, 110 kV, Sn i nn sprawia, że zasięg zniszczeń spowodowanych na określonym obszarze przez wystąpienie ekstremalnego obciążenia pochodzenia atmosferycznego jest zróżnicowany, najmniejszy dla napięcia 400 kV, największy w sieciach nn (Rys. 4). Jednoczesne uszkodzenie setek elementów sprawia, że czas do przywrócenia zasilania (stan N-2) osiąga wartości do 5 dni, nawet u dobrze zorganizowanych i wyposażonych operatorów. Taka przerwa w zasilaniu powoduje skutki społeczne (stan kryzysu) i wymaga uruchomienia systemu zarządzania kryzysowego.

Rys. 4. Ilustracja zasięgu zniszczeń i awarii wywołanych oddziaływaniem ekstremalnych zjawisk atmosferycznych na sieci elektroenergetyczne

W opracowaniach CIGRE ^[Cig08] zajmujących się problemami występującymi wskutek ekstremalnych obciążeń linii napowietrznych, przyjęto określenie takich zdarzeń jako „Big Storm Events” (BSE – „Wielkie Burze”), jeśli ich przyczyną są zjawiska atmosferyczne. Nie podejmujemy dyskusji, czy znacznie zwiększone prawdopodobieństwo występowania ekstremalnych zjawisk atmosferycznych, stwierdzane także w Polsce, jest wynikiem procesu globalnego ocieplania spowodowanego przez człowieka, czy też wynika z naturalnych fluktuacji klimatu w skali wieków. Przyjmujemy jako fakt, że operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych są również w Polsce zagrożeni:

• występowaniem silnych wiatrów o charakterze tornada, powodujących strefę zniszczeń, szerokości setek metrów o znacznej długości (kilkunastu- kilkudziesięciu km). Takie zdarzenia występują corocznie latem, ostatnio w sierpniu 2008 w województwach: opolskim, śląskim i łódzkim i innych,
• występowaniem opadów mokrego śniegu, marznącego deszczu, możliwym na przełomie zimy wiosny oraz jesieni i zimy powodujących zniszczenie w sieciach o znacznym zasięgu.

Zdarzenia typu „Wielka Burza” wywołują reakcję opinii publicznej, mediów, a w konsekwencji również administracji i sił politycznych. Powstają pytania co robić, aby uniknąć lub zredukować skutki takich zdarzeń przede wszystkim dla odbiorców, a także operatorów sieci przesyłowych i dystrybucyjnych.

Działania przy dużych awariach

Każdy operator sieci definiuje zbiór stanów awaryjnych, które są nieuniknione i wynikają z procesów starzeniowych, wpływu zjawisk atmosferycznych często występujących, błędów ludzi i innych przyczyn losowych. Takie awarie są przedmiotem działań służb eksploatacyjnych, które zajmują się:

• usuwaniem skutków (odbudowa),
• zmianami rozwiązań technicznych i organizacyjnych (np. sposobu obsługi),
• działaniami prewencyjnymi zmniejszającymi prawdopodobieństwo wystąpienia awarii lub/i zakres skutków awarii.

Zbiór zwykłych awarii powoduje straty w postaci niedostarczonej energii i kosztów usuwania ich skutków. Występowanie takich awarii i ich skutków ekonomicznych ujmowane jest w statystykach i podlega przewidywaniu według reguł rachunku prawdopodobieństwa.

Działania prewencyjne odniesione do zwykłych awarii, winny podlegać ocenie ekonomicznej. Prewencja winna kosztować mniej niż koszt szkód unikniętych wskutek działań prewencyjnych. To wymaganie z pozoru proste może być realizowane tylko w oparciu o dobre bazy danych i analizy przeprowadzane dla dłuższych okresów czasu.

Rys. 5. Główne działania przy zwykłych i dużych awariach w systemie elektroenergetycznyme

Rys. 5 przedstawia schemat działań w przypadku zwykłej awarii (uszkodzenie jednego lub kilku elementów) pozbawiającej zasilanie znacznej liczby ludności na krótki okres oraz działań koniecznych dla opanowania skutków dużej awarii. Zasięg uszkodzeń, zakres prac jakie należy wykonać dla przywrócenia zasilania po rozległej awarii znacznie przekraczają zdolności służb eksploatacyjnych każdego operatora. Operatorzy sieci elektroenergetycznych mogą podejmować działania bezpośrednie dla ograniczania czasu trwania przerwy w dopływie energii i zmniejszania obszaru pozbawionego zasilania. Skutki społeczne braku zasilania w okresach dłuższych od 1 doby wymagają podjęcia działań administracyjnych w zakresie zarządzania kryzysowego.

Z doświadczeń zachodnich operatorów wynika celowość powołania dobrze zorganizowanych i odpowiednio wyposażonych struktur dla szybkiego opanowania dużych awarii:

• sztabu kryzysowego w przedsiębiorstwie,
• operacyjnego zespołu odbudowy (OZO) złożonego z pracowników operatora i pracowników przedsiębiorstw współpracujących z operatorem,
• magazynów sprzętu i części niezbędnych dla opanowania dużych awarii. Szczególne znaczenie przypisuje się posiadaniu przeróżnych, nadających się do szybkiego montażu odcinków linii napowietrznych, które mogą zastąpić uszkodzone przęsła. Długość linii i ich wykonanie są zróżnicowane w zależności od poziomu napięcia. Przy każdej dużej awarii ważne jest możliwe dokładne zidentyfikowanie i opisanie stanu sieci oraz podejmowanych działań.

Operatorzy francuskich sieci elektroenergetycznych np. RTE ściśle współpracują ze służbami meteorologicznymi, które są zobowiązane do ostrzeżenia operatora o możliwości wystąpienia zagrożenia dla sieci przesyłowych ^[Rte04]. Umożliwia to skrócenie czasu dla zorganizowania działań na rzecz:

• kompensowanie skutków poprzez działanie dyspozytorów,
• napraw zniszczonych elementów,
• budowy linii awaryjnych (obejść), uruchomienie lokalnych awaryjnych źródeł energii,
• zapewnienie bezpieczeństwa publicznego.

W zakresie identyfikacji zakresu uszkodzeń i ich przyczyn istotne jest:

• wykonanie zdjęć uszkodzonych elementów, przęseł linii, dla określenia odległości przewodów od powierzchni terenów. Celowe byłoby umieszczenie na zdjęciach łaty geodezyjnej, aby możliwe było skalowanie zdjęcia,
• w przypadku oblodzenia przewodów konieczne jest pobranie próbek (zdjęcie lodu) z odcinka przewodu (1m) i dokonanie pomiaru masy (zważenie),
• wykonanie pomiaru grubości pokrywy śnieżnej, zebranie śniegu z określonej powierzchni np. 1 m2 i określenie jego masy.

Od momentu ogłoszenia stanu alarmu konieczne jest rejestrowanie wszelkiej komunikacji dotyczącej zdarzenia zarówno w obrębie struktur operatora, jak i również z instytucjami zewnętrznymi. Powyższe działania umożliwią rzetelny opis przyczyn i przebiegu zdarzeń oraz wyznaczenie parametrów zjawisk atmosferycznych (bardzo ważne dla ewentualnego korygowania mapy obciążeń i założeń do projektowania linii).

Podsumowanie:

1. W aspekcie ekstremalnych oddziaływań atmosferycznych na linie przesyłowe należy zwrócić szczególną uwagę na zagrożenia bezpieczeństwa publicznego powodowane poprzez:
• brak zasilania infrastruktury publicznej ważnej dla bezpieczeństwa publicznego, w szczególności:
• sieci teleinformatycznych,
• instytucji zajmujących się ochroną zdrowia i mienia (służby medyczne, policja, straż pożarna, itp.),
• bezpośrednie zagrożenie osób w przypadku:
• zniszczenia izolatora i oddzielenia przewodu,
• zwiększenie zwisu przewodu pod ekstremalnym obciążeniem od oblodzenia,
• zerwanie przewodu wskutek procesów skręcania materiału pod wpływem drgań, lub zerwania złącza przewodów, wskutek procesów starzeniowych różnego rodzaju.
2. Plan działań operatora winien uwzględniać:
• rezerwowanie źródeł zasilania dla określonych obiektów, w ramach umowy,
• budowę prowizorycznych linii zasilających (na wszystkich poziomach napięć), w przypadku awarii typu BSE,
• szczególną troskę o przyszłe linie przebiegające nad miejscami publicznymi, w których może przebywać zbiór osób (rozwiązania techniczne, system inspekcji i diagnostyki, obsługa prewencyjna),
• organizację systemu powiadamiania władz publicznych o zagrożeniu ze strony linii elektroenergetycznych,
• wyznaczenie personelu odpowiedzialnego za zapewnienie bezpieczeństwa publicznego w przypadku awarii i współpracę z instytucjami i służbami publicznymi.
3. Konieczne jest powołanie odpowiednich, dobrze zorganizowanych i wyposażonych struktur przygotowanych do działania dla szybkiego opanowania dużych awarii. W obrębie tych struktur winna znajdować się grupa (brygada) zajmująca się bezzwłocznie działaniami koniecznymi dla zmniejszenia zagrożenia bezpieczeństwa publicznego.
4. Operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, w przypadku dużych awarii typu BSE, nie mogą zapewnić ciągłości zasilania na poziomie lokalnym (gminy, miasta). Bezpieczeństwo energetyczne mogą zapewnić lokalne, rozproszone źródła energii, współpracujące ze źródłami zapasowymi (agregaty prądotwórcze) oraz oddzielną siecią awaryjną.

Literatura:

[BaT08a] Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne, Wydawnictwo Federacji Stowarzyszeń Naukowo-Technicznych „Energetyka i Środowisko”, Warszawa, 2008.

[BaT08b] Bartodziej G., Tomaszewski M., Dangers to domestic power system safety, XI Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna Forum Energetyków GRE 2008, Zeszyty Naukowe Politechniki Opolskiej, seria Elektryka z. 60, Nr kol. 323/2008.

[BaT08c] Bartodziej G., Tomaszewski M., 2008, Blackout w rejonie Szczecina. Uwagi i wnioski, Energetyka nr 10/2008.

[Cig08] CIGRE TB No 344 – WG B2.06, Big Storm Events – What we have learned, 2008.

[Ipc07] Intergovernmental Panel on Climate Change, 2007, Fourth Assessment Report Climate Change 2007: Synthesis Report.

[Rte04] Réseau de Transport d'Electricité, 2004, Mémento de la sureté du systeme électrique, Paryż.