7 Stabilna praca systemu

Źródła energii w krajowym systemie elektroenergetycznym

Energia elektryczna dostarczana do naszych domów wytwarzana jest głównie w elektrowniach i elektrociepłowniach. W Polsce podstawowymi źródłami wytwórczymi energii są elektrownie cieplne, w których energię otrzymuje się w wyniku spalania – najczęściej węgla kamiennego lub brunatnego. Największym skupiskiem tych elektrowni jest południowa część kraju. W większych miastach pracują elektrociepłownie opalane w przeważającej większości węglem, ale też gazem ziemnym. Rozwijają się również odnawialne źródła energii (OZE): wiatrowe, wodne, oparte na biomasie, a także fotowoltaiczne.

Przejdź do szczegółowego opisu

Przesyłanie energii i jej dystrybucja

Przesyłanie energii z elektrowni do odbiorców jest możliwe dzięki rozległej sieci linii i stacji elektroenergetycznych. W zależności od odległości, na jaką przesyłana jest energia elektryczna, dla optymalizacji kosztów stosuje się różne poziomy napięcia.

W Polsce przyjęto poniższe standardy napięcia stosowanego dla przesyłu energii elektrycznej

• 220, 400, 750 kV (tzw. najwyższe napięcia) – w przypadku przesyłania na duże odległości,
• 110 kV (tzw. wysokie napięcie) – w przypadku przesyłania na odległości nieprzekraczające kilkudziesięciu kilometrów,
• 6, 10, 15, 20 lub 30 kV (tzw. średnie napięcia) – stosowane w lokalnych sieciach rozdzielczych,
• 400/230 V (tzw. niskie napięcie) – stosowane podstawowo do zasilania odbiorców końcowych.

Przejdź do szczegółowego opisu

Służby dyspozytorskie OSP

Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w ENTSO-E/UCTE Operation Handbook i warunkami określonymi w umowach dwustronnych.

Wypełniając swoją podstawową rolę – zapewnienia bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego – prowadzimy prace mające na celu rozwój i wdrożenie mechanizmów umożliwiających zwiększenie bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.

Jednym z takich mechanizmów jest opracowanie i wdrożenie zasad redukcji zapotrzebowania na moc w KSE w czasie braku zbilansowania podaży i popytu w KSE, na przykład w okresach bardzo wysokiego zapotrzebowania KSE, przy jednoczesnym braku możliwości zapewnienia jego pokrycia wraz z zapewnieniem odpowiedniej rezerwy mocy wytwórczej.

Kontynuujemy prace nad stworzeniem warunków do pozyskania dodatkowego wolumenu mocy usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie operatora systemu przesyłowego – nazywanej usługą DSR.

Usługa DSR polega na zmniejszeniu (redukcji) poboru energii przez odbiorców w szczycie zapotrzebowania krajowego systemu elektroenergetycznego i stanowi jedno z narzędzi służących zapewnieniu bezpieczeństwa działania KSE. Opracowaliśmy nowe Interwencyjne Programy DSR (ang. Demand Side Response – odpowiedź strony popytowej).

Nasze działania podjęte w 2017 roku

Na podstawie koncepcji DSR III została opracowana i wdrożona karta aktualizacji IRIESP nr CB/17/2017 regulująca zasady:

• certyfikowania obiektów redukcji ORed,
• korzystania z usługi DSR w okresie obowiązywania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.

Niezwłocznie po wejściu w życie karty aktualizacji IRIESP nr CB/17/2017 rozpoczęliśmy proces certyfikowania ORed przyłączonych do sieci przesyłowej oraz skoordynowaliśmy proces certyfikowania ORed przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
Równolegle do wyżej opisanych działań wdrożyliśmy systemy informatyczne wspierające zarządzanie usługą DSR oraz procesem certyfikowania i pozyskiwania danych pomiarowo-rozliczeniowych.

W I połowie 2017 roku przeprowadziliśmy postępowania przetargowe na usługę redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP. W rezultacie pozyskaliśmy dziewięciu wykonawców usługi DSR w programie gwarantowanym (o łącznej mocy redukcji 361 MW latem i 315 MW zimą) oraz pięciu wykonawców w programie bieżącym. Co najważniejsze, podpisaliśmy umowy ze wszystkimi wykonawcami wyłonionymi w przetargu o świadczenie usługi redukcji zapotrzebowania na polecenie OSP.

Wskaźniki niezawodności pracy systemu

GRI EU28, GRI EU29 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 operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych posiadających jedno miejsce dostarczania z sieci przesyłowej. Wyłączenie tego miejsca dostarczania skutkuje w praktyce przerwą w realizacji dostaw energii z sieci przesyłowej do odbiorców zasilanych z tej sieci.

Wskaźniki ENS i AIT dla wyłączeń awaryjnych

*Przedstawione na wykresie wartości wskaźników ENS i AIT zostały skalkulowane dla przerw nieplanowanych (awaryjnych) i nie obejmują przerw planowanych.

Niskie poziomy wskaźników ENS i AIT świadczą o wysokim poziomie niezawodności pracy sieci przesyłowej, którą zarządzamy, oraz pewności zasilania odbiorców przyłączonych do tej sieci. W 2016 roku nie wystąpiły przerwy awaryjne, zaś w 2015 roku wystąpiła tylko jedna taka przerwa, która skutkowała krótką, trwającą zaledwie trzy minuty przerwą w dostawie energii do jednego z odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej.

Wskaźniki ENS i AIT dla wszystkich wyłączeń (planowanych i awaryjnych)

*Przedstawione na wykresie wartości wskaźników ENS i AIT zostały obliczone dla przerw awaryjnych oraz planowanych wynikających z realizowania planowych niezbędnych prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców.

W przypadku przerw planowanych wyłączenia są realizowane w terminach uzgadnianych z odbiorcami, przeważnie w okresach deklarowanego braku poboru energii przez odbiorców, przez co dostosowują oni swoje zapotrzebowanie w okresach wyłączeń, bądź korzystają z innych metod zaopatrzenia w energię elektryczną (np. z sieci OSD).

Utrzymywanie się wartości wskaźników ENS i AIT na stałym niskim poziomie (wartości w roku 2016 były zbliżone do roku poprzedniego) wpływa pozytywnie na zaufanie odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej. Ograniczamy liczbę i długość przerw planowanych w dostawach energii elektrycznej, wdrażając systemy optymalizacji harmonogramu prac remontowo-eksploatacyjnych elementów sieci przesyłowej zasilających odbiorców.

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. Wykorzystanie w kalkulacji wskaźnika 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 operatorów systemów dystrybucyjnych przyłączonych do sieci przesyłowej.

GRI 103 Podstawą zrównoważonego rozwoju krajowej gospodarki jest zapewnienie niezbędnej ilości energii elektrycznej wszystkim odbiorcom. Dążymy do tego, żeby system przesyłowy zapewniał niezawodność dostaw energii elektrycznej zarówno teraz, jak i w przyszłości. To nasza odpowiedzialność.

Nasze plany inwestycyjne

Planujemy rozwój systemu przesyłowego w perspektywie długo-, średnio- i krótkoterminowej.

W tym celu opracowujemy, wdrażamy, a także udoskonalamy plany:

• rozwoju sieci przesyłowej – plan długoterminowy, 
• zamierzeń inwestycyjnych, 
• inwestycji rzeczowych.

Plan zamierzeń inwestycyjnych (dalej: PZI) jest planem średnioterminowym, który podlega corocznej aktualizacji według zasad planowania kroczącego na kolejne 5 lat. Stanowi on uszczegółowienie Planu rozwoju sieci przesyłowej (dalej: PRSP). Celem PZI jest skoordynowanie inwestycji sieciowych w zakresie rzeczowym, czasowym i finansowym, zgodnie z kierunkami długoterminowymi określonymi w PRSP. Pierwszy rok planistyczny PZI stanowi Plan inwestycji rzeczowych (PIR), który jest podstawą do operacyjnego monitorowania i raportowania wykonania nakładów inwestycyjnych w zakresie pierwszego roku planistycznego (n+1).

Zgodnie z wdrożonym w PSE nowym Modelem realizacji inwestycji, wprowadziliśmy narzędzie do zarządzania procesem realizacji inwestycji sieciowych – Portfel inwestycji sieciowych. Pierwszy portfel jest budowany na bazie aktualizacji Planu Zamierzeń Inwestycyjnych PSE na lata 2017-2021 zatwierdzonej przez RN PSE. Wprowadzane do niego projekty podlegają grupowaniu, kategoryzacji, nadaniu priorytetów i kolejności realizacji uwzględniających szczególnie uwarunkowania systemowe związane z możliwością wymaganych wyłączeń elementów sieci przesyłowej. Portfel podlega aktualizacjom kwartalnym i każdorazowo jest akceptowany przez Komitet Inwestycyjny. Następnie stanowi on produkt wejściowy do opracowywania PZI na kolejny okres planistyczny.

W skład Portfela inwestycji sieciowych wchodzą inwestycje z zakresu budowy, rozbudowy i modernizacji obiektów sieci przesyłowej, dla których:

• podpisane zostały umowy z wykonawcami,
• ogłoszone zostało postępowanie o udzielenie zamówienia,
• podjęta została decyzja o kontraktacji.

Ze względu na wzajemne powiązanie funkcjonalne oraz wspólny łączny cel niektórych zadań inwestycyjnych, projekty inwestycyjne ujęte w Portfelu inwestycji sieciowych zostały pogrupowane w programy inwestycyjne w sposób umożliwiający przyporządkowanie każdemu programowi odrębnego znaczenia ze względu na rolę w systemie oraz spodziewany efekt. Podział projektów na programy został dokonany z uwzględnieniem wyników analiz systemowych przeprowadzonych na etapie analizy scoringowej zamierzeń i zadań inwestycyjnych ujętych w Planie Zamierzeń Inwestycyjnych PSE S.A. na lata 2017-2021. W ten sposób utworzono 5 programów strategicznych oraz 3 obszarowe.

GRI 203-2 Najistotniejsze wartościowo nakłady poniesione zostały m.in. na poniższe zadania inwestycyjne.

• Budowa linii 400 kV Kozienice-Siedlce Ujrzanów
• Budowa linii 400 kV Ostrołęka-Olsztyn Mątki
• Budowa linii 400 kV Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław
• Rozbudowa i modernizacja stacji Byczyna wraz z wprowadzeniem linii 400 kV Tucznawa-Tarnów
• Budowa stacji 400(220)/110 kV Pelplin wraz z instalacją transformatora 220/110 kV
• Instalacja przesuwników fazowych na linii 400 kV Mikułowa-Hagenwerder
• Budowa linii 400 kV Gdańsk Przyjaźń-Żydowo Kierzkowo
• Rozbudowa stacji 400/110 kV Dobrzeń
• Rozbudowa stacji 400/110 kV Płock
• Modernizacja populacji transformatorów - etap V
• Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Kozienice w zakresie rozdzielni 400 kV
• Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220/110 kV Mikułowa
• Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV
• Rozbudowa i modernizacja stacji 400/220 kV Krajnik
• Rozbudowa stacji 220/110 kV Kielce Piaski
• Budowa stacji 400/110 kV Żydowo Kierzkowo wraz z instalacją transformatora 220/110 kV
• Modernizacja istniejących i instalacja nowych przewodów odgromowych OPGW na wybranych liniach 220 i 400 kV

Najistotniejsze wartościowo środki trwałe oraz wartości niematerialne i prawne przekazane na majątek dotyczyły m.in. poniższych zadań inwestycyjnych.

• Budowa linii 400 kV Dobrzeń-nacięcie linii Pasikurowice-Wrocław
• Instalacja przesuwników fazowych na linii 400 kV Mikułowa-Hagenwerder
• Rozbudowa stacji 220/110 kV Skawina o rozdzielnię 400 kV i 110 kV
• Budowa linii 220 kV Stalowa Wola - punkt nacięcia linii Chmielów-Abramowice
• Kompleksowa modernizacja linii 220 kV na terenie Oddziału w Katowicach

Proces utrzymania naszej infrastruktury sieciowej realizujemy w oparciu o Model eksploatacji majątku Sieciowego. Model ten jest zbiorem nadrzędnych zasad regulujących proces utrzymania majątku sieciowego w obszarze organizacji, planowania, wykonywania, dokumentowania i rozliczania prac eksploatacyjnych.

Określa on zakresy prac i zasady ich wykonywania w odniesieniu do regulacji prawnych oraz obowiązków ustawowych nałożonych na operatora systemu przesyłowego. Stwarza tym samym warunki do realizacji systematycznego procesu optymalizacji w zakresie eksploatacji majątku sieciowego. 

Z modelu eksploatacji wynikają bezpośrednio szczegółowe zasady eksploatacji urządzeń, zebrane w Instrukcji organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN, oraz wytyczne do oceny stanu technicznego i Model kwalifikacji do remontów.

Model eksploatacji majątku zaktualizowaliśmy, bazując na dotychczasowych doświadczeniach. Postanowiliśmy odejść od praktykowanego dotychczas modelu eksploatacji TBM (time based maintenance), opartego na stałych cyklach prac wynikających bezpośrednio z dokumentacji techniczno-ruchowych poszczególnych urządzeń. Oparliśmy eksploatację urządzeń na ich mierzonym regularnie stanie technicznym z uwzględnieniem oczekiwanych wyników jakościowych ich pracy (wyniki diagnostyki), co wpisuje się w model RCM (reliability centered maintenance). W modelu główny nacisk położyliśmy na realizację prac diagnostycznych stanowiących podstawę do uzyskania mierzalnego wyniku oceny stanu technicznego poszczególnych urządzeń sieciowych.

Wyniki przedmiotowych prac w korelacji z doświadczeniem zebranym na drodze wieloletniej eksploatacji poszczególnych urządzeń pozwalają na ocenę stanu technicznego poszczególnych urządzeń i prognozowanie tempa ich degradacji, a tym samym określanie wpływu prac eksploatacyjnych (przeglądy, zabiegi konserwacyjne) na stan poszczególnych urządzeń w przyszłości. Jednocześnie model eksploatacji pozwala na prognozowanie kosztów utrzymania poszczególnych urządzeń w całym okresie życia technicznego.

Zarządzając procesem eksploatacji sieci, wykorzystujemy system informatyczny Asset Management. System ten obejmuje cały proces eksploatacji, tj. : kompleksową bazę danych składników majątkowych, rejestrację zdarzeń, planowanie i realizację prac, zarządzanie kontraktami oraz gospodarkę magazynową.

Systemy wspomagające proces eksploatacji sieci

• System zdalnego nadzoru i sterowania SSiN dostarczający dane o parametrach pracy i stanie technicznym poszczególnych elementów sieci.
• System Informacji Przestrzennej.
  
  

Korzyści płynące ze stosowania systemów

• Możliwość sprawowania kontroli nad cyklem życia poszczególnych elementów sieci.
• Bieżąca informacja o ich lokalizacji oraz otoczeniu infrastrukturalnym i własnościowym.
• Dostosowywanie organizacji zarządzania majątkiem sieciowym na szczeblu strategicznym i operacyjnym do kompletnego, w pełni funkcjonalnego systemu zdalnego monitorowania, nadzoru i sterowania pracą systemu przesyłowego bez stałej obsługi ruchowej stacji.

Wdrażając nowe metody diagnostyczne, sukcesywną cyfryzację procesu utrzymania majątku sieciowego oraz wysoki i stale rozwijany poziom kompetencji kadry technicznej realizującej zadania eksploatacyjne, dążymy – zgodnie z koncepcją lean management – do osiągnięcia jeszcze większej niezawodności pracy elementów sieciowych.