[ Pobierz całość w formacie PDF ]
Blackout w rejonie Szczecina. Uwagi i wnioski
Autorzy: prof. dr hab. in
Ŝ
. Gerhard Bartodziej, dr in
Ŝ
. Michał Tomaszewski -
Politechnika Opolska
(„Energetyka” – pa
ź
dziernik 2008)
Zdarzenie blackout z dnia 8 kwietnia 2008, obejmujące duŜe miasto Szczecin i sąsiadujące
powiaty, wymagają przeprowadzenia przez elektroenergetyków szczegółowej analizy
przyczyn, a takŜe skutków bezpośrednich i pośrednich. Wnioski z takiej analizy powinny
odpowiedzieć na pytanie, co naleŜy zmienić, aby zmniejszyć zakres skutków - zarówno w
wymiarze technicznym, jak równieŜ ekonomicznym.
NaleŜy przypuszczać, Ŝe w związku z obserwowanymi zmianami klimatycznymi będziemy
częściej konfrontowani z ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi (tzw.
Big Storm Event
- BSE), powodującymi rozległe awarie sieci elektroenergetycznych (przesyłowych i
dystrybucyjnych). Zdarzenia podobne do szczecińskiego blackoutu mogą wystąpić w wielu
rejonach Polski. Jak wynika z doświadczeń francuskich [1], są to zdarzenia przewidywalne w
krótkim odstępie czasu (24-12 h).
Przyczyny i przebieg awarii
Awarię systemu elektroenergetycznego w rejonie aglomeracji szczecińskiej spowodowały
ekstremalne opady w szczególnych warunkach powodujących osadzanie się mokrego śniegu
na przewodach linii i innych elementach. Takie zjawiska występują na ograniczonym
obszarze kilkudziesięciu - kilkuset km
2
. Zasięg wywołanego zakłócenia w dostawie energii
elektrycznej, wynikający ze struktury sieci, moŜe dotyczyć znacznego obszaru (o powierzchni
tysięcy km
2
).
Wartość strat bezpośrednich (zniszczona infrastruktura) i pośrednich (wskutek
niedostarczonej energii) zaleŜy od charakteru obszaru dotkniętego tym zjawiskiem. W
przypadku aglomeracji szczecińskiej zjawisko dotknęło obszaru, na którym występuje
intensywna gospodarka (duŜe miasto, liczne duŜe zakłady przemysłowe, duŜy zbiór linii 110
kV i linii SN, linie 220 kV i 400 kV).
Na rysunku 1 przedstawiono obszar występowania największych uszkodzeń sieci. Obszar
występowania awarii podzielono na trzy strefy przestrzenno-czasowe uwzględniające
kolejność wyłączania linii oraz zakres zmienności kierunków wiatru.
Strefa I obejmuje zdarzenia, które zaszły między godziną 21:35 - gdy nastąpiło wyłączenie
pierwszej linii 110 kV, a godziną 00:34 - gdy nastąpiło wyłączenie czwartej linii 110 kV.
Zakłócenie objęło strefę wyznaczoną na północy przechodzącą poprzez stację
Recław,
a na
południu przez miejscowość Nowogard.
Strefa II obejmuje zdarzenia pomiędzy godziną 0:02 i godziną 02:00 decydujące o zasięgu
skutków, w tym
• wyłączenie pierwszej linii 220 kV
(Morzyczyn - Police),
• wyłączenie 2 linii 110 kV łączących
EC Szczecin
ze stacją
D
ę
bie
oraz
EC Pomorzany
ze
stacją
Morzyczyn.
W III strefie czasowej pomiędzy godzinami 02:00 i godziną 04:43 (3:34 wyłączenie drugiej
linii 220 kV
Krajnik
-
Glinki,
wyłączenie ostatniej linii 110 kV) zdarzenia objęły obszar
ograniczony liniami równoleŜnikowymi przechodzącym przez miejscowość Morzyczyn na
północy i Pyrzyce na południu.
Analiza czasu występowania wyłączeń poszczególnych linii prowadzi do wniosku, Ŝe miejsca
awarii linii byty związane z kierunkiem wiatru i przesuwały się w pierwszej strefie z północy
na południe. W II i III strefie wskutek zmiany kierunku wiatru miejsca awarii przesuwały się
w kierunku południowo-wschodnim. Prędkości przesuwania się miejsc uszkodzeń były
zbliŜone do występujących prędkości wiatru. Odległość między miejscem uszkodzenia
pierwszej linii 110 kV na północy I strefy a miejscem uszkodzenia ostatniej linii 110 kV na
południu III strefy wynosi (szacunkowo) ok. 80 km, róŜnice czasu ok. 7 godzin. Zatem
średnia, szacunkowa prędkość przesuwania się strefy awarii wynosiła ok. 12 km/h, czyli ok.
3,3 m/s.
Do
ś
wiadczenia innych operatorów sieci
W przekonaniu, Ŝe katastrofy podobne do szczecińskiej mogą zdarzyć się w innych rejonach
kraju, choćby wskutek zmian dynamiki róŜnych zjawisk atmosferycznych oddziałujących na
linie elektroenergetyczne, widzimy potrzebę wykorzystania doświadczeń krajów, które były
wielokrotnie dotykane podobnymi zjawiskami. W wielu rejonach świata doszło do rozległych
uszkodzeń sieci przesyłowych i pozbawienia zasilania znacznych obszarów w dłuŜszym
okresie (liczonym w dniach). Celowe jest przeanalizowanie działań podejmowanych przez
zagranicznych operatorów sieci przesyłowych, w tym w szczególności Niemiec i Francji, w
związku z wystąpieniem duŜych awarii systemu elektroenergetycznego, spowodowanych
ekstremalnymi zjawiskami atmosferycznymi. Czynniki determinujące skupienie się na
wymienionych operatorach sieci, to:
• zbliŜone, specyficzne otoczenie społeczne (gęstość zaludnienia, infrastruktura
przemysłowa, itp.),
• podobne rozwiązania techniczne sieci, t ten sam obszar klimatyczny,
• obecność w UCTE.
Zwłaszcza Francja jest bardzo zaawansowana w analizie zjawisk typu BSE, dodatkowo
charakteryzuje się wraŜliwym otoczeniem społecznym - pełni wiodącą rolę w pracach CIGRE
związanych tematycznie z tego typu zdarzeniami (RTE).
Zjawiska zniszczenia linii napowietrznych wskutek obciąŜenia śniegiem, szadzią lub lodem są
znane od dawna. Francuskie opisy oddziaływania śniegu, szadzi lub lodu na linie
napowietrzne rozpoczynają się juŜ w 1934 r., a sama fizyka zjawiska była opisana juŜ w 1902
r. [1].
Intensywne badania teoretyczne, laboratoryjne, a takŜe poligonowe były prowadzone w latach
1982-1989 przez Dyrekcję Studiów i Badań EDF we współpracy z badaczami z Japonii i
Kanady. NajwaŜniejsze wyniki były publikowane w materiałach dwóch spotkań
międzynarodowych w Vancouver w 1986 r. [2] i w ParyŜu w 1988 r. [3] oraz materiałach
CIGRE [5].
Opracowano podstawy teoretyczne dla modelowania zjawisk, przewidywania ich
występowania oraz sposoby pasywnego i aktywnego ograniczania skutków oddziaływania na
linie napowietrzne, a takŜe wymagania i procedury dopuszczania do stosowania róŜnych
elementów linii napowietrznych.
W latach 1988-2001 zbierano w
EDF
doświadczenia ze stosowania opracowanych metod i
procedur. W roku 2002 dokonano zmian organizacyjnych i metodycznych systemu
zarządzania ryzykiem GERIKO, obejmującym równieŜ zagroŜenie linii napowietrznych
analizowanymi zjawiskami. System ten pozwala równieŜ na przewidywanie skutków
określonych zjawisk atmosferycznych.
W październiku 2006 r. ukazała się monografia trzech autorów, pracowników
EDF:
P.P.
Admirata, B. Dalie i J. L. Lapeyre [1] zawierająca syntezę prac teoretycznych, badań
laboratoryjnych, doświadczeń poligonowych oraz obserwacji zdarzeń związanych z
osadzaniem śniegu, szadzi i lodu na konstrukcjach linii napowietrznych. W toku ostatnich
dziesięcioleci opracowano i wdroŜono we Francji oprogramowanie CARTO-Neige i
CARTO--Civre umoŜliwiające rejestrację i przewidywanie obszarów linii zagroŜonych
opadami śniegu i szadzi.
Bazy danych stworzone przy pomocy tego oprogramowania pozwoliły na wyznaczenie
parametrów obciąŜeń:
• dziesięcioletnich,
• pięćdziesięcioletnich,
• stuletnich,
• maksymalnych oczekiwanych,
i podzielenie terytorium państwa na 4 strefy wg wyznaczonych obciąŜeń maksymalnych:
• strefa I obciąŜenie do 1 kg/m,
• strefa II obciąŜenie do 3 kg/m,
• strefa III obciąŜenie do 5 kg/m,
• strefa IV obciąŜenie do 8 kg/m.
Baza danych o obciąŜeniach linii prowadzona przez
EDF
obejmuje 5 grup zjawisk:
• śnieg klejący,
• szadź,
• ekstremalne dobowe opady deszczu,
• maksymalną chwilową prędkość wiatru,
• liczbę uderzeń pioruna.
Zbudowano system GERIKO pozwalający na wyliczenie wartości ryzyka dobowego
wymienionych zjawisk dla kaŜdej strefy. System ten umoŜliwia wyznaczenie (z
wyprzedzeniem 24 h) miejsca występowania zagroŜenia na dwóch poziomach: ostrzeŜenia
(ALERTE) i alarmu (ALARM) wraz z przewidywanymi parametrami oczekiwanego
zdarzenia.
Propozycja działa
ń
W przekonaniu, Ŝe
EDF
opanował w maksymalnym moŜliwym stopniu problem
ekstremalnych obciąŜeń linii elektroenergetycznych proponujemy w związku z blackoutem w
rejonie Szczecina:
♦ przetłumaczenie na język polski monografii [1] dotyczącej wpływu śniegu, szadzi i lodu
na linie napowietrzne,
♦ opracowanie nowej szczegółowej mapy obciąŜeń linii napowietrznych w Polsce na
podstawie istniejących zapisów historycznych w polskich stacjach meteorologicznych i
analizy histogramów,
♦ uzyskanie dostępu do oprogramowania CARTO i GERIKO lub pilne stworzenie
własnego oprogramowania realizującego te same funkcje,
♦ wyznaczenie aktualnych kryteriów mechanicznego wymiarowania linii napowietrznych,
uwzględniającego aktualne oczekiwane na terenie Polski wartości maksymalne obciąŜeń,
♦ upowszechnienie wiedzy dotyczącej pasywnych i aktywnych sposobów przeciwdziałania
skutkom obciąŜeń mechanicznych linii napowietrznych zjawiskami atmosferycznymi
(objętość dopuszczalna tekstu uniemoŜliwia omówienie tego aspektu).
NaleŜy oczekiwać, Ŝe awaria w rejonie Szczecina spowoduje przeprowadzenie analizy
niezawodności zasilania co najmniej węzłów sieci przesyłowych, uwzględniającej topologię
sieci i rodzaje linii, a takŜe analizę celowości budowy lokalnych źródeł energii. Blackout w
rejonie Szczecina moŜe stać się istotnym impulsem dla prac nad lokalnym i regionalnym
bezpieczeństwem elektroenergetycznym.
Bardzo waŜne jest dobre współdziałanie OSP i OSD oraz operatorów lokalnych źródeł energii
(elektrociepłownie, generacja rozproszona). Ostatecznie energię dostarcza odbiorcom OSD.
W wielu przypadkach działania OSP mogą ograniczyć się do przełączeń (działania
dyspozytorów), jeśli konsekwentnie zachowana jest w całej sieci przesyłowej zasada
n-1
(utrzymania normalnej pracy sieci przy wypadnięciu 1 elementu).
W sieciach przesyłowych wielokrotnie zamkniętych moŜliwe jest utrzymanie zasilania OSD
przy
n-2
i ograniczenie zasięgu BSE. Celowa jest identyfikacja stanu KSP
on-line
z krótkim
interwałem czasu (np. co 15 minut) i dodatkowo doraźnie przed kaŜdym łączeniem (zmianą
topologii) ze sprawdzeniem zachowania
n-1.
Konieczne jest posiadanie oprogramowania umoŜliwiającego identyfikację w warunkach
wystąpienia awarii (wyłączeń linii) i wspomagającego decyzje operatorów SP i SD.
Konieczne są symulacje postępowania w przypadku wystąpienia sytuacji
n-1 oraz n-2
dla
kaŜdego węzła SP i SD przeprowadzane z udziałem dyspozytorów.
NaleŜy takŜe wyznaczyć linie strategiczne i linie szczególnie wraŜliwe, których wyłączenie
n-2
moŜe pociągać dalsze wyłączenia poprzez systemy zabezpieczeń.
Podsumowanie
Zwiększenie odporności linii elektroenergetycznych na ekstremalne zdarzenia moŜe być
osiągnięte w procesie projektowania nowych linii, a takŜe poprzez dostosowanie niektórych
istniejących linii do zwiększonych wymagań [4].
Zakres ewentualnych modyfikacji musi wynikać z poszczególnych analiz
techniczno-ekonomicznych dla rejonów szczególnie zagroŜonych. Koszt działań
prewencyjnych musi być w skali kraju i regionu niŜszy niŜ koszty prawdopodobnych awarii,
przy obliczeniach obejmujących cykl Ŝycia linii i innych urządzeń sieciowych, a takŜe
uwzględniających reguły rynkowe.
Działania zapobiegawcze powinny objąć zarówno sieci w gestii
PSE Operator
(w ramach
troski o bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju), jak równieŜ sieci 110 kV i SN
wpływające na regionalne i lokalne bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Występuje
sprzeczność pomiędzy dąŜeniem do skrócenia maksymalnego czasu przerwy w zasilaniu
odbiorców a rozległością szkód i potencjałem operatora w zakresie kompensowania,
odbudowy zniszczeń i rekonstrukcji sieci (usuwania skutków awarii). Sprzeczność ta jest
nierozwiązywalna w normalnych strukturach przedsiębiorstwa.
Awarie spowodowane zjawiskami atmosferycznymi występują często lokalnie i mogą być
opanowane przez słuŜby operatora. Jeśli jednak przyczyna występuje na znacznym obszarze
(BSE), powstają uszkodzenia duŜej liczby elementów i pozbawienie zasilania znacznego
obszaru. Występuje wtedy konieczność pomocy zewnętrznej, podjęcie działań kryzysowych
[6] (powołanie sztabu kryzysowego, pomoc humanitarna dla ludności, itp.). Konieczne jest
zdefiniowanie struktur doraźnych dla opanowania awarii typu BSE (opracowanie planów
działań dla BSE, opracowanie planów współdziałania z władzami, instytucjami publicznymi i
mediami, powołanie zespołów odbudowy awaryjnej, stworzenie zaplecza logistycznego - w
tym linii zapasowych).
[ Pobierz całość w formacie PDF ]