System elektroenergetyczny sterowany jest centralnie. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy, tzw. służba dyspozytorska PSE.
WPŁYW NA GOSPODARKĘ I RYNEKStabilna praca systemu elektroenergetycznego
Kluczowe liczby z tego rozdziału(wg stanu na koniec 2022 r.)
System elektroenergetyczny w Polsce
Warunkiem zapewnienia dostępu do energii elektrycznej jest sprawnie działający układ umożliwiający jej wytwarzanie, przetwarzanie, przesyłanie i rozdział. Wszystkie urządzenia podłączone do tego układu, wraz z instalacjami odbiorców, tworzą krajowy system elektroenergetyczny.
Połączenia transgraniczne
Krajowy system przesyłowy pracuje:
- synchronicznie z systemami krajów Europy kontynentalnej ENTSO-E,
- z wydzielonymi blokami elektrowni Dobrotwór systemu ukraińskiego,
- niesynchronicznie z systemem szwedzkim poprzez kabel podmorski prądu stałego,
- niesynchronicznie z systemem litewskim poprzez wstawkę prądu stałego.
Rys. Połączenia transgraniczne
Zarządzanie systemem przesyłowym w KSE
Prowadzenie ruchu w sieci przesyłowej uwzględnia potrzeby odbiorców energii elektrycznej w skali całego kraju.
Bieżące bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznej zapewniają działające w układzie hierarchicznym służby dyspozytorskie OSP i OSD oraz służby ruchowe wytwórców i odbiorców.
W krajowym systemie elektroenergetycznym obowiązuje następująca hierarchia służb dyspozytorskich:
- Krajowa Dyspozycja Mocy (KDM) – kieruje pracą sieci przesyłowej 400, 220 kV, a także wybranymi liniami 110 kV o znaczeniu systemowym,
- Obszarowa Dyspozycja Mocy (ODM) – kieruje pracą sieci przesyłowej i operacjami łączeniowymi sieci przesyłowej 400, 220 i 110 kV,
- Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie (CDM, OCD) – kierują pracą sieci dystrybucyjnej 110 kV oraz operacjami łączeniowymi w sieci dystrybucyjnej o napięciu 110 kV i niższym.
Służby dyspozytorskie OSP współpracują bezpośrednio ze służbami dyspozytorskimi OSD (Centralne Dyspozycje Mocy, Oddziałowe Centra Dyspozytorskie) oraz służbami ruchowymi przedsiębiorstw zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej (Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni – DIRE). Współpraca ta prowadzona jest zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Rys. Organizacja służb dyspozytorskich w kraju
Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w kodeksach sieciowych ENTSO-E/UCTE oraz warunkami określonymi w umowach dwustronnych.
Bilansowanie zapotrzebowania na moc
W celu zapewnienia zdolności wytwórczych niezbędnych do pokrycia zapotrzebowania jako operator systemu przesyłowego realizujemy proces planowania koordynacyjnego dla różnych horyzontów czasowych. Proces ten obejmuje plany koordynacyjne: roczne, miesięczne oraz dobowe.
Harmonogram działań związanych z opracowaniem planów oraz zakres prognozowanych i publikowanych danych określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Plany koordynacyjne mają za zadanie umożliwić dotrzymanie wymaganych w założonym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie. Jest to osiągalne poprzez koordynację planów remontów jednostek wytwórczych i wyłączeń elementów sieci zamkniętej, uwzględniającą ograniczenia elektrowni i sieci oraz planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej.
Aby zapewnić ciągłość dostaw energii i zbilansować system nawet w niekorzystnych warunkach, w okresach największego zapotrzebowania na energię elektryczną, Operator dysponuje szeregiem narzędzi:
- Przywołanie dostępnych jednostek wytwórczych do pracy przez wydanie polecenia uruchomienia dostępnych i sprawnych technicznie jednostek wytwórczych, z puli jednostek dysponowanych przez Operatora.
- Zmiana terminów prac remontowych dotyczących elementów sieci i jednostek wytwórczych – w przypadku, gdy jest taka możliwość, Operator uzgadnia z operatorami jednostek wytwórczych przesunięcia planowych remontów jednostek.
- Skorzystanie z elektrowni szczytowo-pompowych – zdolnych do przepompowania wody do wyżej położonego zbiornika a następnie jej zrzutu do niżej położonego zbiornika wytwarzając w ten sposób energię elektryczną. Praca takich elektrowni jest analogiczna do pracy magazynów energii – pozwalając na zmagazynowanie nadmiaru energii w chwilach jej nadpodaży i wykorzystaniu jej w momentach zmniejszonej podaży.
- Skorzystanie z usługi „praca w przeciążeniu” – skorzystanie z możliwości dodatkowego dociążenia tych jednostek wytwórczych, które są w stanie zwiększyć poziom wytwarzanej mocy ponad moc znamionową. Dotyczy wybranych jednostek i jest ograniczone w czasie.
- Skorzystanie z usług generacji wymuszonej – skorzystanie z możliwości zwiększenia poziomu generacji mocy przez elektrociepłownie (możliwe w określonych warunkach).
- Skorzystanie z usługi zarządzania popytem – odbiorcy gotowi do obniżenia swojego zapotrzebowania składają odpowiednie oferty redukcji mocy na rynek bilansujący.
- Ogłoszenie okresu przywołania na rynku mocy – w przypadku ryzyka niedotrzymania wymaganej nadwyżki mocy ogłaszany jest tzw. okres przywołania. W takiej sytuacji posiadacze kontraktów mocowych są zobowiązani dostarczyć zakontraktowaną moc do systemu i przedstawić ją do dyspozycji Operatora, składając odpowiednie plany pracy lub oferty bilansujące.
- Zakup interwencyjny mocy za granicą w ramach międzyoperatorskiej pomocy awaryjnej – w sytuacji zaistnienia takiej potrzeby Operator może zwrócić się o wsparcie do swojego odpowiednika z innego kraju.
W przypadku, gdy powyższe działania nie umożliwią zbilansowania systemu, Operator jest zobowiązany do przeciwdziałania zagrożeniu bezpieczeństwa pracy systemu poprzez jego zbilansowanie za pomocą działań nadzwyczajnych przewidzianych w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, tj. dokonując ingerencji w zapotrzebowanie odbiorców poprzez:
- wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, czyli ogłoszenie tzw. stopni zasilania. Podmioty zobowiązane do redukcji poboru energii oraz wymagana skala redukcji opisane są w aktualizowanym corocznie Planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej zatwierdzanym przez Prezesa URE. Operator ma możliwość ogłoszenia takich ograniczeń na okres nie dłuższy niż 72 godziny. Dłuższe obowiązywanie ograniczeń wymaga rozporządzenia Rady Ministrów. Ograniczenia w postaci „stopni zasilania” dotyczą odbiorców dużych, których moc umowna wynosi powyżej 300 kW;
- zmniejszenie zapotrzebowania przez awaryjne wyłączenia odbiorców, w trybie planowym w sposób rotacyjny lub w trybie awaryjnym w reakcji na bieżącą sytuację w systemie. Wyłączenia odbiorców we wskazanych trybach są realizowane przez Operatora (zleca ich uruchomienie) przy współpracy z operatorami systemów dystrybucyjnych (fizycznie realizują wyłączenia odbiorców).
Działania na rzecz niezawodnej pracy systemu przesyłowego, w tym wskaźniki niezawodności
PSE dokonują zakupu usług systemowych, aby zapewnić bezpieczną i ekonomiczną pracę systemu elektroenergetycznego, a w szczególności osiągnięcie wymaganych parametrów niezawodnościowo-jakościowych.
Usługi systemowe:
- Regulacyjne usługi systemowe (RUS):
- udział w regulacji pierwotnej,
- udział w regulacji wtórnej,
- praca z zaniżeniem lub z przeciążeniem,
- udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej. - Usługa uruchamiania jednostek wytwórczych (usługa uruchamiania).
- Regulacyjne usługi systemowe reprezentujące jednostki wytwórcze elektrowni szczytowo-pompowych:
- udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej (ARNE),
- praca kompensatorowa. - Regulacyjne usługi systemowe w zakresie rezerwy interwencyjnej:
- Interwencyjna ofertowa redukcja poboru mocy przez odbiorców (IRP). - Udział w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej jednostek wytwórczych nieuczestniczących aktywnie w rynku bilansującym.
- Usługa dyspozycyjności jednostek wytwórczych nJWCD (usługa GWS).
- Usługa odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego.
Wskaźniki niezawodności pracy systemu (ENS, AIT)
Wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania i czas trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej (ENS i AIT) skalkulowano dla grupy miejsc dostarczania, do której zalicza się odbiorców końcowych oraz OSD elektroenergetycznych posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Wyłączenie miejsca dostarczania tych odbiorców skutkuje przerwą w realizacji dostaw energii z sieci przesyłowej.
Dla określenia niezawodności pracy sieci, zgodnie z obowiązującymi regulacjami prawnymi, kalkulowane są wskaźniki ENS i AIT dla wyłączeń awaryjnych.
Warto wiedzieć
Wskaźniki niezawodności pracy systemu
ENS – wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny. Wyrażony jest w MWh na rok i stanowi sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy oraz czasu jej trwania. Wskaźnik ten obejmuje przerwy krótkie, długie oraz bardzo długie z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw.
AIT – wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym. Wyrażany w minutach na rok, stanowi iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczoną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW.
W roku 2022 zarejestrowano jedną przerwę awaryjną, która spowodowała brak napięcia u odbiorcy. Jej przyczyną było doziemienie na linii zasilającej odbiorcę spowodowane wyładowaniem atmosferycznym podczas burzy. Całkowity czas trwania przerwy wyniósł 4 godz. 41 minut.
W latach 2018, 2020 i 2021 nie odnotowano zdarzeń skutkujących awaryjnymi przerwami w dostawach energii do odbiorców w miejscach dostarczania z sieci przesyłowej określonych jak wyżej. Wskaźniki skalkulowane dla lat 2017 i 2019 odzwierciedlają przerwy awaryjne, których przyczyny opisano poniżej.
W 2019 r. odnotowano jedną przerwę awaryjną skutkującą brakiem zasilania odbiorcy. Przerwa trwała ok. 36 godzin i była spowodowana samoczynnym wyłączeniem linii 110 kV, z której zasilany jest odbiorca pobierający energię z sieci przesyłowej. Bezpośrednią przyczyną przerwy było doziemienie spowodowane zbliżeniem drzewa na odcinku przebiegu linii.
W 2017 r. wystąpiła jedna przerwa awaryjna, która skutkowała ok. 3-godzinną przerwą w dostawie energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej. Przerwa była spowodowana awaryjnym, manualnym wyłączeniem linii zasilających. Przyczyną wyłączenia zasilania odbiorcy było wejście postronnej osoby na słup linii 220 kV. Wyłączenie pozostałych urządzeń, linii oraz transformatorów powiązanych z miejscem zdarzenia było podyktowane względami bezpieczeństwa.
Niskie poziomy wskaźników ENS i AIT świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy sieci przesyłowej, którą zarządzają PSE, a także o pewności zasilania odbiorców przyłączonych do tej sieci.
Wskaźniki ENS i AIT dla wszystkich wyłączeń (planowanych i awaryjnych)
W roku 2022 wartości wskaźników ENS i AIT powróciły do poziomu obserwowanego w latach sprzed 2021 r. Było to związane z mniejszym zakresem prac prowadzonych w ramach wyłączeń planowych.
W 2021 r. nastąpił wzrost wartości wskaźników ENS i AIT – kalkulowanych dla wszystkich wyłączeń – w stosunku do lat poprzednich. Wynikał on przede wszystkim z planowanej, znacznie dłuższej niż w poprzednich latach przerwy dla jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej spowodowanej szerokim zakresem prac realizowanych przez OSP na majątku zasilającym odbiorcę (rozbudowa i modernizacja pola autotransformatora w rozdzielni 110 kV). Termin wystąpienia przerwy został wcześniej uzgodniony z odbiorcą.
Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT na niskim poziomie wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczenie liczby i długości planowanych przerw w dostawach energii elektrycznej do odbiorców wynika m.in. z wdrożenia systemu optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców. PSE realizują wyłączenia w przypadku przerw planowanych w terminach uzgadnianych z odbiorcami – przeważnie w okresach braku poboru energii deklarowanego przez odbiorców. Dzięki temu w okresach wyłączeń odbiorcy dostosowują swoje zapotrzebowanie lub korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci OSD).
Wskaźnik ciągłości dostaw energii elektrycznej – WCD
Warto wiedzieć
WCD
Wskaźnik skalkulowany jako iloraz całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej do odbiorców usług przesyłania (OSD i odbiorcy końcowi) oraz sumy ilości energii elektrycznej niedostarczonej i dostarczonej tym odbiorcom w ciągu roku.
Utrzymanie wskaźników ciągłości dostaw na wysokim poziomie jest efektem realizowanej przez OSP polityki eksploatacyjno-remontowej majątku przesyłowego.
Ilość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców usług przesyłania w ciągu roku została wyznaczona z uwzględnieniem przerw w dostawach energii – zarówno planowych, jak i nieplanowych – do odbiorców. Wykorzystany w kalkulacji wskaźnik całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej z sieci przesyłowej w ciągu roku stanowi wolumen energii elektrycznej pobranej z sieci przesyłowej we wszystkich miejscach dostarczania przez odbiorców końcowych i OSD przyłączonych do sieci przesyłowej.
Działania PSE na rzecz utrzymania ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców:
Planowanie koordynacyjne pracy sieci długo- i krótkookresowe. Harmonogramy prac – zarówno eksploatacyjnych, jak i remontowych elementów sieciowych oraz jednostek wytwórczych – są ustalane w taki sposób, aby zapewnić dotrzymanie wymaganych w danym okresie poziomów nadwyżek mocy dostępnej ponad prognozowane zapotrzebowanie oraz spełnić wymagane kryteria bezpiecznej pracy sieci, w tym kryterium niezawodnościowe (n-1).
- Opracowanie i wdrożenie jednolitego modelu eksploatacji pozwala w sposób cykliczny, ustandaryzowany i mierzalny oceniać stan techniczny urządzeń oraz środowiska ich pracy, dzięki czemu najbardziej wyeksploatowane i najstarsze elementy majątku sieciowego – potencjalne źródło stanów awaryjnych i zakłóceniowych – są prewencyjnie wymieniane.
- Realizacja programu rozwoju służb eksploatacyjnych pozwala na ciągłe zwiększanie kompetencji własnych służb eksploatacyjnych, w tym wykonujących prace w terenie.
- Działania inwestycyjne. Podejmowanie działań inwestycyjnych optymalizuje obciążenie linii przesyłowych i eliminuje stany przeciążeniowe elementów systemu przesyłowego.
- Systematyczna standaryzacja wyposażenia sieci i tworzenie bazy magazynowej pozwala na szybkie i optymalne finansowo dokonywanie niezbędnych wymian.
- Bliska współpraca i dokonywanie uzgodnień z odbiorcami usług przesyłania na każdym etapie – od planowania do realizacji.
Wskaźnik strat energii elektrycznej w procesie przesyłania
Przesyłaniu energii elektrycznej siecią elektroenergetyczną do odbiorców towarzyszą straty energii. Są to straty techniczne wywołane zjawiskami fizycznymi zachodzącymi w sieci elektroenergetycznej. Do tych strat technicznych zalicza się straty napięciowe i prądowe. Ich wielkość jest zależna od wielu czynników, przede wszystkim od wielkości i zmienności generacji oraz zapotrzebowania podmiotów przyłączonych do sieci, ale też od wielkości wymiany transgranicznej. Na ilość strat wpływają również czynniki pogodowe.
W sieciach należących do OSP w ostatnich latach, tj. do roku 2020 włącznie, współczynnik strat był niski i z każdym rokiem malał. W roku 2022 ilość strat wzrosła, a tym samym zwiększył się również ich współczynnik. Głównym powodem wzrostu była olbrzymia zmienność przepływów energii spowodowana głównie zmiennymi (zarówno wielkości, jak i kierunki) przepływami transgranicznymi. Powyższe zjawisko było skutkiem rozwijających się mechanizmów europejskiego jednolitego rynku energii elektrycznej oraz nietypowych warunków na rynku energii w 2022 roku.
PSE są – zgodnie z regulacjami prawnymi – sygnatariuszem umowy ITC pomiędzy europejskimi OSP. W ramach umowy dodatkowe koszty tranzytów (przepływy) energii przez daną sieć przesyłową są operatorom kompensowane.
Rys. Zależność wskaźnika strat w stosunku do wprowadzonej oraz oddanej energii elektrycznej w sieciach OSP.
Lata 2021-2022 charakteryzowały się rekordowymi wolumenami przesyłanej energii elektrycznej w sieci OSP. Przeprowadzenie odpowiednich inwestycji w infrastrukturze sieciowej spowodowało, że rekordowe wartości przesyłanej energii elektrycznej nie wywołały dużej zmiany wskaźnika strat. Wielkość wskaźnika strat z roku 2017 jest porównywalna ze wskaźnikiem strat z 2022 r. przy jednoczesnym wzroście wprowadzonej energii elektrycznej do sieci OSP o 11,19 proc. W 2022 r. straty wyniosły 1 835 091 MWh, co stanowiło 1,56 proc. całkowitej energii wprowadzonej do systemu.
Zapewnienie bezpieczeństwa infrastruktury krytycznej
Jesteśmy przedsiębiorstwem o strategicznym znaczeniu dla bezpieczeństwa państwa. Nasza spółka jest:
- operatorem infrastruktury krytycznej,
- właścicielem obiektów podlegających obowiązkowej ochronie,
- właścicielem obiektów szczególnie ważnych dla bezpieczeństwa i obronności państwa,
- przedsiębiorcą o szczególnym znaczeniu gospodarczo-obronnym.
W związku z pełnieniem powyższych funkcji na PSE zostały nałożone określone zadania i obowiązki.
W 2022 r., w celu zapewnienia ochrony obiektów infrastruktury krytycznej znajdujących się w dyspozycji PSE, realizowaliśmy następujące działania:
- Monitoring zagrożenia infrastruktury krytycznej. W zależności od poziomu zagrożenia danego obiektu zastosowano odpowiednią formę zabezpieczenia fizycznego;
- Aktualizacja:
- porozumień z wojewodami w sprawie zasad współpracy i zakresu wymiany informacji w przypadku wystąpienia awarii energetycznych,
- planów ochrony infrastruktury krytycznej PSE;
- Powołanie – z dniem 21 lutego 2022 r. – Zespołu Kryzysowego w związku z sytuacją na Ukrainie. W ramach prac Zespołu powołanego przez Prezesa PSE m.in.:
- zapewniono zabezpieczenie logistyczne w zakresie dostępności paliw zarówno dla pojazdów służbowych, jak i obiektów, poprzez:
- zawarcie umowy na sprzedaż wraz z dostawą produktów paliwowych (PSE jako odbiorca hurtowy),
- podjęcie działań zmierzających do zapewnienia paliwa na obiektach PSE w przypadku wprowadzenia ograniczeń na podstawie ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym;
- Realizacja działań określonych w Procedurze powoływania zespołów kryzysowych, informowania o sytuacji kryzysowej oraz postępowania w sytuacji zagrożeń aktami terrorystycznymi w PSE, obejmujących m.in.:
- testy urządzeń i systemów obiektowych,
- działania wynikające z wprowadzonych stopni alarmowych;
- Zakup dodatkowych telefonów satelitarnych;
- Wdrożenie – w porozumieniu z Rządowym Centrum Bezpieczeństwa oraz Urzędem Lotnictwa Cywilnego – długotrwałej strefy geograficznej DRA-RL o niskim prawdopodobieństwie uzyskania zgody na loty systemów BSP nad obiektami PSE;
- Współpraca z administracją państwową polegająca na cyklicznym raportowaniu bieżącej sytuacji oraz utrzymywanie stałego kontaktu.
- Współpraca z innymi podmiotami zewnętrznymi w zakresie ochrony infrastruktury.
- zapewniono zabezpieczenie logistyczne w zakresie dostępności paliw zarówno dla pojazdów służbowych, jak i obiektów, poprzez: