Microsoft PowerPoint - final-blackout-polski

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

100

120

140

160

180

200

-W
.C

W
.A

-N

l T

W
.A

-P

t V

lle

-W
.A

-N

-T

-C

-W
.A

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.

14 sierpień 2003

765kV

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

Koszty blackout’u 14 sierpnia 2003

min

max

14.08 - 16:00

14.08 - 20:00

61 800

247 200

1,8

2,8

14.08 - 20:00

15.08 - 6:00

30 900

309 000

2,3

3,4

15.08 - 6:00

15.08 - 10:00

15 450

61 800

0,5

0,7

15.08 - 10:00

16.08 - 0:00

13 200

184 800

1,4

2,1

16.08 - 0:00

16.08 - 10:00

6 600

66 000

0,5

0,7

16.08 - 10:00

17.08 - 6:00

2 000

40 000

0,3

0,4

17.08 - 6:00

17.08 - 16:00

1 000

10 000

0,1

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

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

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.

Zdarzenia te uzmysłowiły, że długotrwałe pozbawienie zasilania w energię
elektryczną jest realnym niebezpieczeństwem i może się zdarzyć praktycznie w
każdym systemie elektroenergetycznym.

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

tra

ią

ła