WPŁYW NA GOSPODARKĘ I RYNEKStabilna praca systemu elektroenergetycznego

System elektroenergetyczny należy do szczególnego rodzaju infrastruktury krytycznej, gdyż stanowi o bezpieczeństwie społeczeństwa, gospodarki i państwa. System ten sterowany jest centralnie. Za pracę polskiego systemu elektroenergetycznego odpowiada Krajowa Dyspozycja Mocy, tzw. służba dyspozytorska PSE.

Rys. Połączenia transgraniczne

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.

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 dysponujemy szeregiem narzędzi:

• mocą dostępną w jednostkach wytwórczych, niebędących jednostkami centralnie dysponowanymi,
• dodatkową mocą w elektrowniach w przeciążeniu, czyli z mocą wyższą niż nominalna (w ramach usług systemowych),
• interwencyjną dostawą mocy z elektrowni szczytowo-pompowych, które w okresie krótkim (2-4 godziny) pozwalają na bilansowanie zapotrzebowania na moc (w ramach usług systemowych),
• dyspozytorską wymianą energii z sąsiednimi OSP,
• usługą redukcji zapotrzebowania odbiorców na polecenie OSP, czyli usługi DSR (z ang. Demand Side Response).

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.

5 kwietnia 2021 r., w związku z koniecznością zapewnienia możliwości zbilansowania KSE, niezbędne było użycie środka zaradczego w postaci nierynkowej redukcji generacji źródeł wiatrowych, w wielkości ok. 1000 MW, w okresie od godziny 10 do godziny 14. Konieczność zredukowania generacji źródeł wiatrowych została wywołana dużą nadwyżką podaży energii elektrycznej nad zapotrzebowaniem na nią, ze względu na kumulację w tym dniu wysokiej generacji źródeł wiatrowych oraz źródeł PV, przy niskim zapotrzebowaniu na energię elektryczną.

Redukcję zastosowano jako środek ostateczny, po wyczerpaniu innych dostępnych dla OSP środków zaradczych. Nierynkowa redukcja generacji została wykonana na poleconym poziomie. Pozwoliła na zbilansowanie KSE, a w szczególności - na uzyskanie niezbędnej regulacyjności w zakresie ujemnej rezerwy mocy.

Podstawę formalną do dokonania przez OSP nierynkowej redukcji generacji stanowiły postanowienia Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943, Rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485, a także ustawy Prawo energetyczne oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.

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.

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 i 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 latach 2021-2020 i 2018 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.

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. Wyłączenia w przypadku przerw planowanych PSE realizują 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

Dla określenia ciągłości dostaw energii elektrycznej kalkulowany jest tzw. wskaźnik WCD.

WCD
Wskaźnik został skalkulowany jako iloraz całkowitej ilości energii elektrycznej dostarczonej do odbiorców usług przesyłania (OSD i odbiorców końcowych) i sumy ilości energii elektrycznej niedostarczonej i dostarczonej tym obiorcom 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 zarówno planowych, jak i nieplanowych przerw w dostawach energii 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.

Proces przesyłu energii elektrycznej nierozerwalnie związany jest ze stratami energii. Wynikają one ze strat technicznych, które spowodowane są zjawiskami fizycznymi zachodzącymi w sieci elektroenergetycznej (straty napięciowe i straty prądowe). Wielkość strat zależna jest od wielu czynników z czego najważniejsze to wielkość przepływu energii elektrycznej w sieci – wielkość generacji i zapotrzebowania oraz warunki pogodowe.

W sieciach należących do OSP udało się w ostatnich latach utrzymać niski udział strat. Porównując z latami ubiegłymi wskaźnik ten został znacznie zredukowany względem przepływów w sieciach OSP. Najlepiej przedstawia to wykres energii wprowadzonej i oddanej do sieci OSP.

Rok 2021 był rekordowy dla PSE pod względem przepływów energii w sieci – wzrost energii wprowadzonej r/r wyniósł aż 12 proc. Dzięki odpowiednim inwestycjom w infrastrukturę sieciową, rekordowe przepływy nie wpłynęły znacząco na wskaźnik strat. W 2021 r. straty wyniosły 1 712 542 MWh, co stanowiło 1,47 proc. całkowitej energii wprowadzonej do systemu.

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.

Jako operator infrastruktury krytycznej PSE są zobowiązane do zapewnienia ochrony należących do spółki obiektów¹⁵. Zgodnie z Narodowym Programem Ochrony Infrastruktury Krytycznej obowiązek ten rozumiany jest bardzo szeroko i obejmuje działania mające na celu zapewnienie bezpieczeństwa fizycznego, technicznego, osobowego, teleinformatycznego oraz prawnego, a także zapewnienie ciągłości działania i możliwości odtwarzania infrastruktury krytycznej. 

¹⁵ Takie obowiązki nakładają na PSE: ustawa z 26 kwietnia 2007 r. o zarządzaniu kryzysowym, ustawa z 10 czerwca 2016 r. o działaniach antyterrorystycznych, ustawa z 18 marca 2010 r. o szczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ich wykonywaniu w niektórych spółkach kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność w sektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych, a także ustawa z 22 sierpnia 1997 r. o ochronie osób i mienia.

Standard ogrodzeń stacji elektroenergetycznych naszej spółki redukuje ryzyka wynikające z analizy potencjalnych zagrożeń, jakie mogą wystąpić w odniesieniu do obiektów PSE. Jako podstawę specyfikacji technicznej przyjęto zasady zapewniające bezpieczeństwo i ochronę wszystkich zasobów PSE tj. pracowników, wyposażenia oraz informacji wrażliwych. W 2021 r. PSE na bieżąco kontrolowały stan techniczny stacji elektroenergetycznych wg. Instrukcji organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN. Dodatkowo Wydział Ochrony Technicznej zakończył realizację przeglądów zerowych SOT na poszczególnych stacjach NN, po których wykonaniu których na bieżąco monitoruje sprawność ww. systemów. Stan techniczny SOT jest bezpośrednio powiązany z zastosowaniem odpowiednich form i metod stosowania bądź wzmocnienia istniejącej ochrony fizycznej na poszczególnych obiektach.