PROBLEMY
BEZPIECZEŃSTWA
ENERGETYCZNEGO
Obrona i odbudowa systemu elektroenergetycznego
w warunkach awarii katastrofalnej
Bezpieczeństwem określana jest zdolność systemu
elektroenergetycznego do przetrzymania nagłych awarii,
takich jak zwarcia lub nieprzewidziana utrata elementów
systemu, włączając w to ograniczenia ruchowe oraz
zdolność systemu do utrzymania pracy połączonych
synchronicznie obszarów regulacyjnych i uniknięcia
wystąpienia niekontrolowanego podziału obszaru
synchronicznego w wyniku awarii systemowej
Przykłady awarii systemowych
Największe na świecie awarie systemów
elektroenergetycznych w ostatnich 40 latach (1)
930 MW
6 000 MW
20 000 MW
Moc
wyłączona
Energii pozbawionych 11 milionów
mieszkańców
Indie – Bombaj
1,5 h
Maj
1987 r.
W wyniku silnych mrozów i usterek
technicznych uszkodzonych
zostało kilkadziesiąt linii
Polska – województwa
północno-wschodnie
14 h
Luty
1987 r.
skutki dotknęły 2,5 miliona
mieszkańców
Singapur
8 h
Luty
1983 r.
Francja - Paryż
25
minut
Styczeń
1983 r.
Przyczyną była uszkodzona linia
wysokiego napięcia; skutki odczuło
ponad 12 milionów osób.
USA: cały Nowy Jork
wraz z przedmieściami
26 h
13-14
sierpnia
1977 r.
Pierwsza o takim zasięgu wielka
awaria systemów
elektroenergetycznych; skutki
odczuło około 30 milionów osób.
Błędne zadziałanie zabezpieczenia
rezerwowego na otwarcie linii
230 kV zasilającej obszar Toronto
USA: Nowy Jork, New
Jersey, Pensylwania,
w Kanadzie: Nowa
Anglia
i część Ontario
13 h
9-10
listopada
1965 r.
Skutki awarii, liczba
mieszkańców dotkniętych awarią
Obszar dotknięty
Czas
trwania
Data
awarii
Największe na świecie awarie systemów
elektroenergetycznych w ostatnich 40 latach (2)
Skutki dotknęły 2 miliony klientów.
Początkiem było wyłączenie linii na
skutek zwarcia linii 345 kV do
drzew. Cały system zachodni
(Western Interconnections) rozpadł
się na pięć wysp.
USA: zachodnie stany
11 850 MW
kilka
godzin
2 lipca
1996 r.
28 000 MW
Moc
wyłączona
awaria dotknęła 26 milionów osób
Brazylia –
Rio de Janeiro
2 h
Marzec
1999 r.
Burza śnieżna uszkodziła ponad
100 linii wysokiego napięcia,
pozbawionych prądu 1,4 miliona
odbiorców; usuwanie awarii trwało
miesiąc
Kanada – Ontario,
Quebec i Nowa Anglia
kilka-
naście
godzin
5 – 7
stycznia
1998 r.
Skutki odczuło ponad 7,5 miliona
osób
USA: Kalifornia i Oregon
kilka
godzin
10 sierpnia
1996 r.
Skutki dotknęły 4 miliony
mieszkańców
Grecja - Ateny
kilka
godzin
Listopad
1993 r.
Skutki awarii, liczba
mieszkańców dotkniętych awarią
Obszar dotknięty
Czas
trwania
Data
awarii
Największe na świecie awarie systemów
elektroenergetycznych w ostatnich 40 latach (3)
skutki dotknęły 50 miliony osób
USA i Kanada
62 000 MW
30 – 70
godzin
14 sierpnia
2003 r.
Nieznani sprawcy ostrzelali izolatory na
słupie linii między elektrownią wodną a
stacją, co doprowadziło do awarii
totalnej. Jako przyczynę blackout’u
uznano akt sabotażu.
Gruzja
doba
18 sierpnia
2003r.
awaria dotknęła 2 miliony osób
Rosja
12 000 MW
Kilka
godzin
24 maja
2005 r.
Awaria systemu 275 kV; prądu nie miało
0,5 miliona osób
Wielka Brytania –
Londyn i część
Kentu
800 MW
0,5 h
28 sierpnia
2003 r.
24 000 MW
Moc
wyłączona
Skutki dotknęły 410 000 klientów; 20 %
dostaw energii dla Londynu
Wielka Brytania –
Londyn
kilka-
naście
godzin
28 września
2003 r.
Awarią dotknięci wszyscy mieszkańcy
Włoch
Włochy
1,5 – 19
godzin
28 września
2003 r.
skutki odczuło ponad 2 miliony osób
Szwecja i Dania
1,5 –
6,5 h
23 września
2003 r.
Skutki awarii, liczba mieszkańców
dotkniętych awarią
Obszar dotknięty
Czas
trwania
Data awarii
Blackout
w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie
14 sierpnia 2003
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wydarzyło się 14 sierpnia (1)?
13:31 – wyłączenie
elektrowni Eastlake 5,
ważnego źródła mocy
biernej dla obszaru
Cleveland-Akron
15:05 – wypadają trzy
linie 345 kV na skutek
zwarcia do drzew
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wydarzyło się w Ohio (2)?
Dlaczego nastąpiły zwarcia linii energetycznych do drzew?
Drzewa pod liniami były zbyt wysokie (oczywiste
zaniedbania eksploatacyjne)
W lecie przy wysokiej temperaturze i bezwietrznej
pogodzie linie zwisały nisko a duże obciążenia pogłębiły
tą sytuację
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wydarzyło się w Ohio (3)?
Po wypadnięciu linii
345 kV, od 15:39
zaczęły przeciążać
się i wypadać linie
138 kV wokół
Akron; automatyka
zabezpieczeniowa
wyłączyła 16 linii
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
%
o
f
N
o
rm
a
l
R
a
ti
n
g
s
D
a
le
-W
.C
a
n
to
n
W
.A
k
ro
n
B
re
a
k
e
r
E
.L
im
a
-N
.F
in
la
y
C
a
n
to
n
C
e
n
tr
a
l T
ra
n
s
fo
rm
e
r
W
.A
k
ro
n
-P
le
a
s
a
n
t V
a
lle
y
B
a
b
b
-W
.A
k
ro
n
E
.L
im
a
-N
e
w
L
ib
e
rt
y
C
lo
v
e
rd
a
le
-T
o
rr
e
y
S
ta
r-
S
.C
a
n
to
n
3
4
5
k
V
H
a
n
n
a
-
J
u
n
ip
e
r
3
4
5
k
V
H
a
rd
in
g
-C
h
a
m
b
e
rl
in
3
4
5
k
V
C
h
a
m
b
e
rl
in
-W
.A
k
ro
n
1
5
:0
5
:4
1
E
D
T
1
5
:3
2
:0
3
E
D
T
1
5
:4
1
:3
5
E
D
T
1
5
:5
1
:4
1
E
D
T
1
6
:0
5
:5
5
E
D
T
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wydarzyło się w Ohio (4)?
O 16:05, wyłączona
została linia 345 kV
Sammis-Star na
skutek przeciążenia
(zabezpieczenie
impedancyjne)
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Kaskada zdarzeń (5)
Przed wyłączeniem linii Sammis-Star, blackout był
tylko lokalnym problemem w Ohio
Ten lokalny problem stał się regionalnym
problemem, ponieważ operator (FE – First Energy)
nie informował swoich sąsiadów o zaistniałym
problemie
Po wyłączeniu linii Sammis-Star o 16:05:57,
rozpoczęła się kaskada zdarzeń polegających na
nagłych wzrostach przepływów mocy na północny
wschód, z przeciążeniem wielu linii i wyłączaniem
ich przez automatykę zabezpieczeniową.
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Kaskada zdarzeń (6)
1) 16:06
2) 16:09
3) 16:10
4) 16:10
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Kaskada zdarzeń (7)
5) 16:10:39
6) 16:10:44
7) 16:10:45
8) 16:13
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Stan elektrowni
Blackout spowodował
awaryjne wyłączenie
263 elektrowni (531
jednostek
wytwórczych) w
USA i Kanadzie,
większość w czasie
kaskady po 16:10:44
– ale żadna z nich nie
uległa uszkodzeniu
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Zakres awarii
Gdy kaskadowe wyłączenia zakończyły się o 16:13, ponad
50 milionów ludzi w północno wschodnich Stanach i w
prowincji Ontario było pozbawionych zasilania.
W czasie wyłączeń powstało kilka izolowanych wysp
pracujących bezprzerwowo (np. wyspa 5700 MW
obejmująca zachodnią część Nowego Jorku i część
Ontario, Niagarę oraz Cornwalię).
1:31:34 p.m.
1:31:34 p.m.
14 sierpień 2003
765kV
DC
Napięcia
Montreal
Ottawa
Toronto
Detroit
Cleveland
Akron
Canton
Buffalo
New York
Pittsburg
Toledo
2:02 p.m.
3:05:41 to 3:41:33 p.m.
3:45:33 to 4:08:58 p.m.
4:08:58 to 4:10:27 p.m.
4:10:00 to 4:10:38 p.m.
4:10:40 to 4:10:44 p.m.
16:10:44 to 16:13:00
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Koszty blackout’u 14 sierpnia 2003
min
max
14.08 - 16:00
14.08 - 20:00
61 800
4
247 200
1,8
2,8
14.08 - 20:00
15.08 - 6:00
30 900
10
309 000
2,3
3,4
15.08 - 6:00
15.08 - 10:00
15 450
4
61 800
0,5
0,7
15.08 - 10:00
16.08 - 0:00
13 200
14
184 800
1,4
2,1
16.08 - 0:00
16.08 - 10:00
6 600
10
66 000
0,5
0,7
16.08 - 10:00
17.08 - 6:00
2 000
20
40 000
0,3
0,4
17.08 - 6:00
17.08 - 16:00
1 000
10
10 000
0,1
0,1
72
918 800
6,8
10,3
Ko s zt blacko utu
[miliardy $]
Kos z t c ałkowity
Po c z ąte k
o kre s u
Ko nie c
okre s u
De fic yt
moc y
[MW]
Okre s
[h]
S trata e ne rg ii
[MWh]
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wywołało blackout ? (1)
O godzinie 14:14 nastąpiło uszkodzenie
rejestratora zakłóceń – operator FE (First
Energy nie zauważył tego (od tej pory brak
sygnałów alarmowych).
O 14:20 uszkodzeniu uległo kilka układów
sterowania a o 14:54 uszkodzenie serwera
rezerwowego FE.
Po 15:05, FE stracił trzy linie 345 kV na
skutek zwarcia do drzew, ale nie wiedział o ich
wyłączeniu.
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wywołało blackout ? (2)
Wyłączenie linii spowodowało wzrost obciążeń
innych linii i doprowadziło do kolejnych wyłączeń.
FE stracił 16 linii 138kV między 15:39 i 16:06, ale
był nieświadomy tych problemów aż do 15:42.
FE nie podjął nadzwyczajnych działań stabilizujących
system przesyłowy i nie informował sąsiednich
operatorów o zaistniałych problemach.
Strata linii Sammis-Star 345 kV o 16:05:57 była
początkiem kaskady poza obszarem Ohio.
Blackout w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie 14.08.03
Co wywołało blackout ? (3)
FirstEnergy nie reagował poprawnie na
pierwsze zdarzenia, ponieważ nie posiadał
zdolności do analizy zdarzeń.
FE nie sprawdzał wysokości drzew pod
liniami.
Procedury sąsiadujących operatorów były
nieefektywne i nie wystarczały do
skoordynowania działań wobec problemów
powstających na granicy ich obszarów.
Blackout we Włoszech
28 września 2003
Przed zdarzeniem o 3:00
obciążenie we Włoszech
wynosiło 27 702 MW a około
25% całkowitego zużycia energii
we Włoszech (6651 MW)
importowane było przez
piętnaście linii przesyłowych
z Francji, Szwajcarii, Słowenii
i Austrii:
Szwajcaria
Austria
Francja
Słowenia
na granicy francusko-włoskiej
2 212 MW;
na granicy szwajcarsko-włoskiej
3 610 MW;
na granicy austriacko-włoskiej
191 MW;
na granicy słoweńsko-włoskiej
638 MW.
Blackout we Włoszech 28.09.03
Blackout we Włoszech 28.09.03
Sekwencja zdarzeń
03:00
Włochy importują 6951 MW
03:01:21
Zwarcie linii Mettlen-Lavorgo (Szwajcaria) do drzew
Nieudane ponowne załączenie linii
03:10:47
ETRANS prosi GRTN o zmniejszenie importu (o około 300 MW)
03:25:21
Zwarcie linii Sils-Soazza (Szwajcaria) do drzew
03:25:25 – 03:25:35 Kaskadowe wypadanie linii: Włochy wyizolowane z systemu
europejskiego.
03:25:35 – 3:28:00 Wolny spadek częstotliwości we Włoszech
03:28
Blackout we Włoszech
03:28 – 08:00
Odbudowa systemu w północnych Włoszech
08:00 – 21:40
Dalsza odbudowa z północy na południe
Blackout we Włoszech 28.09.03
Przebieg częstotliwości we Włoszech
Definitywny
blackout
Odłączenie od systemu
europejskiego
Wyłączenia elektrowni
w systemie dystrybucyjnym
- 1 700 MW
Wyłączenie linii
Soazza - Sils
Automatyczne
wyłączenie
pomp
- 1 500 MW
Strata 21 z 50 głównych elektrowni
przed uzyskaniem krytycznego progu - 3 700 MW
Blackout we Włoszech 28.09.03
Widok z satelity
Blackout we Włoszech 28.09.03
Proces odbudowy systemu włoskiego
Godzina
El. wodne
El. cieplne
Impo rt
Import ze Szwajcarii
45 %
bezpoś rednio
z Francji
45 %
przez Szwajcarię
10 % przez Austrię
i Słowenię
Blackout we Włoszech 28.09.03
Częstotliwość w sieci UCTE
Blackout we Włoszech 28.09.03
Główne przyczyny blackout’u
według Komisji Dochodzeniowej UCTE
nieudana próba ponownego załączenia pierwszej wyłączonej linii,
spowodowana zbyt wielką różnicą kąta fazowego,
zlekceważenie zagrożenia wywołanego przeciążeniem linii, w wyniku
czego doszło do wyłączenia drugiej linii, a następnie nie podjęcie
odpowiednich działań we Włoszech,
kołysania i niestabilność napięciowa, prowadząca do załamania się
napięcia we Włoszech i do całkowitego zaniku napięcia w wyizolowanym
systemie elektroenergetycznym,
niewłaściwa eksploatacja i kontrola tras linii.
Blackout w Szwecji i Danii
23 września 2003
Blackout w Szwecji i Danii 23.09.03
Sieć przesyłowa Skandynawii
Sieć energetyczna na południu Szwecji jest
rozbudowywana jako linie 400 kV łączące stacje.
Obszar generacji jądrowej jest podłączony do
systemu energetycznego Szwecji z trzech stron
z jednostkami od 500 do 1200 MW. Trzy linie
wysyłające energię ze Szwecji do Niemiec i
Polski (po 600 MW każda) są również włączone
do sieci 400 kV. Sieć wschodniej Danii (Zelandia)
stanowi stabilne połączenie ze Szwecją dwoma
kablami podmorskimi 400 kV.
W dniu 23 września 2003 r. obciążenie systemu
szwedzkiego wynosiło wtedy 15 000 MW - było
dosyć umiarkowane z powodu nietypowej ciepłej
pogody w tym sezonie. Ograniczone były
możliwości generacji z elektrowni jądrowych na
południu Szwecji z uwagi na realizację rocznego
planu remontów. Eksport energii elektrycznej z
Dani do Szwecji, zgodnie z ustaleniami rynku
NordPool, wynosił 400 MW. Dwie linie 400 kV na
obszarze południowej Szwecji zgodnie z planem
remontów były odstawione. Podobnie kable prądu
stałego do Niemiec i Polski zostały wyłączone do
rocznych przeglądów i innych drobnych zabiegów
eksploatacyjnych.
Blackout w Szwecji i Danii 23.09.03
Sekwencja zdarzeń w szwedzkim systemie 400 kV
12:30
awaryjne wyłączenie elektrowni jądrowej Oskarsham
o mocy 1 135 MW w południowo-wschodniej części Szwecji
12:31
automatyczne uruchomienie rezerw w elektrowniach wodnych
(głównie w Norwegii) rozpoczęło proces stabilizacji częstotliwości
12:35
podwójne zwarcie szyn zbiorczych w stacji Horred,
wyprowadzającej moc z elektrowni jądrowej Ringhals, spowodowane
mechanicznym uszkodzeniem odłącznika; w trakcie zwarcia wypadły
dwa bloki jądrowe o mocy łącznej 1 750 MW i dwie linie przesyłowe
12:35 – 12:37
zwiększone przepływy na pozostałych liniach oraz nastąpił
spadek napięcia i częstotliwości w systemie; w następnych 90
sekundach od zwarcia w stacji, zaczęły wypadać kolejne linie
przesyłowe oraz nastąpiło oddzielenie systemu południowego Szwecji,
w którym wystąpił znaczny niedobór mocy skutkujący blackout’em
12:37
odbudowę systemu rozpoczęto natychmiast; napięcie w sieci 400 kV
przywrócono w ciągu 1 godziny, natomiast zasilanie odbiorców
przywrócono o 19:00.
Blackout w Szwecji i Danii 23.09.03
Sekwencja zdarzeń w szwedzkim systemie 400 kV
Awaria
w stacji Horred
Wyłączenie części
s ys temu- blackout
Sekundy
Awaria
w s tacji Horred
Za łama nie napięcia
- blackout
Zapis napięcia , mocy P/Q, i częstotliwości
w podstacji na północy Sztokholmu
Przepływ mocy z Zelandii do Szwecji
Blackout w Szwecji i Danii 23.09.03
Zakres blackout’u 23 września 2003
Blackout w Szwecji i Danii 23.09.03
Skutki awarii 23 września 2003 r.
W Szwecji:
•
4 700 MW
•
Ponad 1.6 miliona ludzi dotkniętych awarią
• 10 GWh
•
Główne miasta prowincji
W Danii:
•
1 850 MW
•
Około 2.4 miliona ludzi dotkniętych awarią
• 8 GWh
•
Stolica - Kopenhaga
Przyczyna blackout’u:
wystąpienie dwóch niezależnych, poważnych awarii
w systemie w krótkim odstępie czasu.
W odniesieniu do normalnie stosowanych standardów bezpieczeństwa n-1, zaistniała
kombinacja uszkodzeń w systemie to poziom n-3.
Symulacje pokazały, że system powinien dać sobie radę z przypadkowymi kombinacjami
zakłóceń na poziomie n-2.
Duże zakłócenia w większości przypadków mają swoje źródło w sekwencji powiązanych ze
sobą błędów, które mogą być bez znaczenia, jeśli zdarzą się pojedynczo.
Blackout w północno-zachodniej części Polski (Szczecin)
7/8 kwietnia 2008r
Zakres zniszczeń w trakcie awarii
Blackout w północno-zachodniej części Polski (Szczecin)
7/8 kwietnia 2008r
Obszar największych uszkodzeń sieci SN
Podsumowanie
1.
Awarie systemowe tylko w 2003 roku dotknęły ponad 100 mln odbiorców energii
elektrycznej. Spowodowały powstanie ogromnych strat materialnych i stanowiły
poważne zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi.
2.
Zdarzenia te uzmysłowiły, że długotrwałe pozbawienie zasilania w energię
elektryczną jest realnym niebezpieczeństwem i może się zdarzyć praktycznie w
każdym systemie elektroenergetycznym.
3.
W okresie poprzedzającym black-out występują najczęściej dwie fazy. Pierwsza
obejmuje powolne narastanie zagrożenia jako skutek kolejno występujących awarii
lub zmian pogodowych. W tym okresie możliwe jest jeszcze podejmowanie
ograniczonych działań operatorskich. Faza druga występuje po przekroczeniu
parametrów krytycznych pracy systemu i ma przebieg lawinowy (często nazywana
jest kaskadą zdarzeń lub efektem domina), wykluczający jakiekolwiek działania
operatorskie. W tej fazie działają jedynie układy automatyki chroniące urządzenia
przed uszkodzeniem.
Podsumowanie (2)
Ryzyko wystąpienia awarii systemowej można ograniczyć, poprzez przyjęcie
odpowiednio wysokich kryteriów bezpieczeństwa na poziomie planowania i
eksploatacji systemu. Największe efekty, jednak bardzo kosztowne, są możliwe do
uzyskania na poziomie podejmowania decyzji rozwojowych, między innymi przy:
utrzymywaniu dużej nadwyżki mocy zainstalowanej w elektrowniach nad
zapotrzebowaniem,
stawianiu wysokich wymagań bezpieczeństwa podczas planowania rozwoju sieci
elektroenergetycznych,
zapewnieniu zróżnicowania struktury wytwarzania,
ograniczeniu koncentracji mocy w elektrowniach,
stosowaniu wysokich standardów w zakresie doboru urządzeń energetycznych,
budowie silnych połączeń sieciowych z sąsiednimi systemami,
zapewnieniu bezpieczeństwa oraz niezawodności działania centrów sterowania
pracą systemu elektroenergetycznego (w tym również środków łączności).
Problem dyskusyjny:
Czy istnieje związek przyczynowy pomiędzy liberalizacją sektora a serią
blackout’ów oraz jaki jest stopień ścisłości tego związku ?
Standardowy podział awarii, stosowany w systemach UCTE:
-
typ 1
– awaria lokalna, pozbawienie zasilania nie więcej niż 10%
odbiorców, linie przesyłowe pracują normalnie, produkcja energii jest
wystarczająca,
-
typ 2
- awaria średnia, pozbawionych jest zasilania od 10- -30 %
odbiorców, sieć przesyłowa działa względnie poprawnie, linie połączeń
międzysystemowych pracują, zauważalny deficyt w produkcji energii,
-
typ 3
– zanik napięcia w podsystemie, co najmniej 50% odbiorców
pozbawionych jest zasilania, ewentualnie utrzymują się lokalne wyspy, linie
międzysystemowe wyłączone, istnieje możliwość podania napięcia z sąsiednich
podsystemów,
-
typ 4
– zanik napięcia w podsystemie, co najmniej 50% odbiorców
pozbawionych jest zasilania, ewentualnie utrzymują się lokalne wyspy, linie
międzysystemowe wyłączone, nie istnieje możliwość podania napięcia z
sąsiednich podsystemów,
W stanie awarii systemowej, poprzedzającej stan
odbudowy wyróżnia się:
• stan in extremis – pracują tylko niektóre fragmenty systemu,
• stan black’out-u - całkowity zanik napięcia w SE.
PODSTAWOWE PRZYCZYNY WYSTĄPIENIA BLACK-OUTU
Ekstremalne warunki atmosferyczne
Zagrożenie działaniami wojennymi lub atakami terrorystycznymi
Duża koncentracja mocy w elektrowniach i brak zróżnicowania
surowców energetycznych w produkcji energii elektrycznej
Rozległość terytorialna systemu i przesyły dużych mocy na duże
odległości
Niski poziom wystarczalności systemu (brak rezerw mocy
wytwórczych lub zdolności przesyłowych)
Brak lub ograniczone możliwości korzystania z pomocy awaryjnej z
sąsiednich systemów i nieefektywna współpraca pomiędzy
operatorami
Zły stan techniczny urządzeń elektroenergetycznych
Niewłaściwa koordynacja automatyk systemowych i zabezpieczeń
Zawodność systemów informatycznych, telekomunikacyjnych,
monitorowania i sterowania
Awaria systemowa w podsystemie ODM
KATASTROFALNA typu 3 lub 4
Postępowanie operatywne wg instrukcji
dyspozytorskiej odbudowy podsystemu ODM
LOKALNA typu 1 lub 2:
Postępowanie operatywne
wg bieżących wytycznych
prowadzenia ruchu
Identyfikacja stanu podsystemu, sprawdzenie poprawności
pracy systemów łączności ruchowej – telefonicznej i
teledacyjnej
Podział sieci NN
400 i 220 kV wg
przyjętych zasad
Podział sieci 110 kV na
wyspy obciążeniowe
wg opracowanych
schematów
Identyfikacja stanu elektrowni systemowych
Praca z obciążeniem
potrzebami własnymi
(PPW)
Postój wszystkich
bloków
elektrowni
Tworzenie
ciągów
rozruchowych
Odbudowa elektrowni systemowych
podsystemu z pracy na PPW lub z
zewnętrznego źródła rozruchowego
Odłączenie obciążeń stacji
110 kV/SN w celu
zapewnienia odpowiednich
warunków dociążania
bloków
Stopniowe dociążanie bloków elektrowni systemowych
odbiorami tworzonych wysp obciążeniowych
Równoległe tworzenie obszarów zasilania elektrowni systemowych
Synchronizacja utworzonych obszarów zasilania elektrowni
systemowych, synchronizacja z sąsiednimi podsystemami
Przygotowanie sieci elektroenergetycznej do odbudowy
P
ro
c
e
s
o
d
b
u
d
o
w
y
z
g
o
d
n
y
z
o
p
ra
c
o
w
a
n
ą
s
tra
te
g
ią
D
z
ia
ła
n
ia
p
rz
y
g
o
to
w
a
w
c
z
e
p
rz
e
d
o
d
b
u
d
o
w
ą