Ulusal Şebeke (Büyük Britanya) - National Grid (Great Britain)

Cheshire'da 400 kV elektrik hattı

In İngiltere'deki elektrik sektörünün Ulusal Grid yüksek voltajlı olan elektrik enerji nakil şebekesi hizmet veren Büyük Britanya , bağlantı gücü istasyonları ve büyük trafo ve başka yerlerde talebi karşılamak için kullanılabilecek herhangi bir yere üzerinde oluşturduğu elektrik sağlanması. Ağ, Büyük Britanya'nın büyük çoğunluğunu ve çevresindeki adaların birçoğunu kapsamaktadır. İrlanda Cumhuriyeti ile tek bir elektrik piyasasının parçası olan Kuzey İrlanda'yı kapsamamaktadır .

GB şebekesi, nominal olarak 50 hertz'de çalışan geniş alanlı senkron bir şebeke olarak bağlanır . Man Adası , Kuzey İrlanda, İrlanda Cumhuriyeti, Fransa, Belçika, Hollanda ve Norveç'teki diğer şebekelere denizaltı bağlantıları da vardır .

1990 yılında Central Electricity Generating Board'un dağılmasıyla, İngiltere ve Galler'deki National Grid'in mülkiyeti ve işletimi National Grid Company plc'ye, daha sonra National Grid Transco ve şimdi National Grid plc'ye geçti . İskoçya'da şebeke, biri güney ve orta İskoçya için, diğeri ise ara bağlantılarla birlikte kuzey İskoçya için olmak üzere iki ayrı varlığa bölünmüştü. İlki, Scottish Power'ın bir yan kuruluşu olan SP Energy Networks'e, diğeri ise SSE'ye aittir ve onun tarafından sürdürülür . Ancak National Grid plc , tüm GB şebekesi için iletim sistemi operatörü olmaya devam ediyor .

Tarih

Kentsel bir bölgede elektrik direkleri Pudsey , Batı Yorkshire .

19. yüzyılın sonunda Nikola Tesla , Amerika Birleşik Devletleri'nde Westinghouse için çalışırken üç fazlı yüksek voltajlı elektrik dağıtım ilkelerini oluşturdu . Birleşik Krallık'ta bu sistemi kullanan ilk oldu Charles Merz arasında Merz & McLellan onun en danışmanlık ortaklık Neptün Bankası Güç İstasyonu yakınında Newcastle upon Tyne . Bu, 1901'de açıldı ve 1912'de Avrupa'nın en büyük entegre güç sistemi haline geldi. Bununla birlikte, ülkenin geri kalanı, küçük tedarik ağlarından oluşan bir patchwork kullanmaya devam etti.

1925'te İngiliz hükümeti , Glasgow'lu bir sanayici olan Lord Weir'den Britanya'nın verimsiz ve parçalanmış elektrik tedarik endüstrisi sorununu çözmesini istedi . Weir Merz danıştı ve sonuç bir "ulusal tavsiye Elektrik (Arz) Yasası 1926 idi futbol sahası " besleme sistemi oluşturulabilir. 1926 Yasası , İngiltere'nin 132 kV, 50 Hz'de çalışan ilk senkronize, ülke çapında AC şebekesini kuran Merkezi Elektrik Kurulu'nu oluşturdu .

National Grid helikopteri Greater Manchester'da havai kabloları teftiş ediyor

Şebeke, en verimli 122 elektrik santralini birbirine bağlayan, çoğunlukla havai kablolar olmak üzere 6.400 kilometre (4.000 mil) kablo ile oluşturuldu . İlk "ızgara kulesi" 14 Temmuz 1928'de Edinburgh yakınlarında dikildi ve çalışma, planlanandan önce ve bütçe dahilinde Eylül 1933'te tamamlandı. 1933'te acil kullanım için yardımcı ara bağlantılara sahip bir dizi bölgesel şebeke olarak çalışmaya başladı. 29 Ekim 1937'de gece mühendisleri tarafından tüm bölgesel şebekelerin yetkisiz ancak başarılı kısa süreli paralelleştirilmesinin ardından, 1938'de şebeke ulusal bir sistem olarak çalışmaya başladı. O zamana kadar elektrik kullanıcılarının sayısındaki artış, 1920'de bir milyonun dörtte üçünden 1938'de dokuz milyona yükselerek dünyadaki en hızlı artıştı . Güney Galler'in Battersea'den gelen kayıp çıktıyı değiştirmek için güç sağladığı Blitz sırasında değerini kanıtladı. ve Fulham elektrik santralleri. Şebeke, İngiliz Elektrik Kurumu'nu da oluşturan 1947 Elektrik Yasası ile kamulaştırıldı . 1949'da İngiliz Elektrik Kurumu, 275 kV bağlantılar ekleyerek şebekeyi yükseltmeye karar verdi.

1950'deki başlangıcında, 275 kV İletim Sistemi, 1970 yılına kadar 30.000 MW'lık bir tahmini toplam talep ile ulusal bir tedarik sisteminin bir parçasını oluşturmak üzere tasarlandı. Öngörülen talep, 1960 yılına kadar çoktan aşılmıştı. Hızlı yük artışı, Merkezi Elektrik Üretimini yönlendirdi. Kurul , 1960 yılında gelecekteki iletim ihtiyaçları için bir çalışma yürütecek. Rapor Eylül 1960'ta tamamlandı ve çalışması, ES Booth, D. Clark, JL Egginton ve JS Forrest tarafından 1962'de Elektrik Mühendisleri Enstitüsü'ne sunulan bir makalede anlatıldı .

Artan taleple birlikte, jeneratör tasarımındaki hızlı ilerlemelerin iletim sistemine etkisi ve bunun sonucunda 2.000–3.000 MW kurulu güce sahip santraller öngörülüyor. Bu yeni istasyonlar çoğunlukla, ucuz düşük kaliteli yakıt ve yeterli soğutma suyu stoğunun avantajından yararlanılabilecek yerlere yerleştirilecekti, ancak bu durumlar yük merkezleriyle örtüşmüyordu. Trent Nehri yakınında Nottinghamshire kömür sahasında bulunan 4 x 500 MW makineli West Burton tipik bir örnektir. Bu gelişmeler, bazı 6.000 MW 1970 beklenen transfer olarak yükleme merkezlerine üretim alanları, dökme güç transferi birincil işlevine enterkonneksiyondan, iletim sistemi ağırlık kaydırılmış Midlands için ana iller .

Mevcut 275 kV'luk sistemlerin sürekli güçlendirilmesi ve genişletilmesi olası bir çözüm olarak incelenmiştir. Ancak, çok yüksek arıza seviyelerinin teknik problemine ek olarak, 275 kV'da tahmini transferleri elde etmek için daha birçok hat gerekli olacaktır. Bu, Merkezi Elektrik Üretim Kurulu'nun tesislerin korunması politikasına uygun olmadığı için başka bir çözüm arandı. Alternatifler olarak hem 400 kV hem de 500 kV'luk bir şema düşünüldü ve her ikisi de gelecekteki genişleme için yeterli bir marj sağladı. 400 kV'luk bir sistem lehine karar iki ana nedenden dolayı verildi. İlk olarak, 275 kV'luk hatların çoğunluğu 400 kV'a yükseltilebildi ve ikinci olarak, 1968'de 500 kV'luk bir şemaya kıyasla 400 kV'da çalışmanın 1965'te başlayabileceği öngörülmüştü. Tasarım çalışmalarına başlandı ve 1965 programını karşılamak için ilk projelerin tasarımla eş zamanlı olarak taahhüdü mühendisliğinin yapılması gerekiyordu. Bu projelerden biri , ilk bölümü Haziran 1965'te işletmeye alınan West Burton 400 kV Kapalı Trafo Merkeziydi . 1965'ten itibaren, Sundon'dan 150 millik (241 km) hat ile başlayan şebeke, 1965'ten itibaren kısmen 400 kV'a yükseltildi . West Burton , süper ızgara olmak için .

İngiliz Şebekesini yöneten kodun 2010 sayısında, Şebeke Kodu , Supergrid, İngiliz elektrik iletim sisteminin 200 kV'u aşan voltajlarda bağlanan bölümlerine atıfta bulunarak tanımlanır. İngiliz güç sistemi planlayıcıları ve operasyon personeli bu nedenle her zaman Supergrid'den bu bağlamda bahseder.

2013'te İskoçya'dan Kuzey Galler'e 2,2 GW'lık denizaltı Batı HVDC Bağlantısının inşaatı başladı ve 2018'de tamamlandı. Bu, yabancı şebekelere ara bağlantılarda HVDC kullanılmasına rağmen, GB içindeki ilk büyük alternatif olmayan akım şebekesi bağlantısıdır .

2021'de, elektrik direğinin ilk kafes olmayan tasarımı olan T-pilon , yeni 35 millik Hinkley Point C - Avonmouth bağlantısı için Somerset, East Huntspill yakınlarında inşa edildi .

Izgara açıklaması

kaynağa göre Birleşik Krallık elektrik üretimi 1985-2020
Sağlanan elektrik (net) 1948'den 2008'e
Dış görüntüler
resim simgesi Mevcut şebeke durumu, çizelgeler
resim simgesi Mevcut şebeke durumu, aramalar

Bitişik senkronize ızgara İngiltere ( Wight Adası dahil ), İskoçya ( Orkney , Skye ve sınırlı bağlantıya sahip Batı Adaları gibi bazı İskoç adaları dahil ), Galler ve Man Adası'nı kapsar .

Ağ boyutu

Aşağıdaki rakamlar 2005 Yedi Yıllık Beyannamesi'nden (SYS) alınmıştır.

  • Maksimum talep (2005/6): 63  GW (yaklaşık) (kapasitenin %81,39'u)
  • Minimum talep (2020 Mayıs): 15,3 GW
  • İngiltere'de kullanılan yıllık elektrik enerjisi 360 TWh (1.3 EJ) civarındadır.
  • Kapasite (2005/6): 79,9 GW (veya 2008 Yedi Yıllık Beyanına göre 80 GW)
  • Kendisine bağlı büyük elektrik santrali sayısı : 181
  • 400 kV şebeke uzunluğu: 11.500 km (devre)
  • 275 kV şebeke uzunluğu: 9.800 km (devre)
  • 132 kV (veya daha düşük) şebeke uzunluğu; 5.250 km (devre)

Toplam üretim kapasitesi, yenilenebilir , gaz yakıtlı, nükleer , kömür yakıtlı elektrik santrallerinden kabaca eşit olarak sağlanmaktadır . Yıllık iletilen enerji , UK ızgara% 72 (yani, 3.6 x 10 arasında bir ortalama yük faktörüne sahip olup, yaklaşık 300-360 TWs (1.1-1.3 EJ) olduğunu 11 / (8.760 × 57 x 10 6 ).

karbonsuzlaştırma

Ulusal şebekenin, 2033 yılına kadar karbon nötr veya negatif olmak gibi geniş bir hedefi var ve bu , Birleşik Krallık'ın 2050 yılına kadar elde edeceği ulusal hedefin çok ötesinde. Ayrıca , 2025 gibi erken bir tarihte sıfır karbon olma kapasitesine sahip olmayı hedefliyor ; 'sıfır karbon', enerji tedarikçileri yeterli yeşil enerji üretebilirse, şebekenin teorik olarak herhangi bir sera gazı emisyonu olmadan çalışabileceği anlamına gelir (yani , 'net sıfır' durumunda olduğu gibi hiçbir karbon yakalama veya denkleştirmeye ihtiyaç duyulmaz). 2020'de şebeke enerjisinin yaklaşık %40'ı doğal gazın yakılmasından elde edildi ve belki de en rüzgarlı günler dışında, 2025'te şebekeyi sıfır karbonla çalıştırmak için yeterli yeşil güce yakın herhangi bir yerin mevcut olması beklenmiyor. Hartree Solutions gibi analistler , 2050'ye kadar 'net sıfır'a ulaşmanın bile zor olacağını, hatta 2033'e kadar 'net sıfır'a ulaşmanın daha da zor olacağını düşünüyorlar. Bununla birlikte , karbon nötrlüğüne yönelik sürekli ilerleme kaydedilmiştir , karbon yoğunluğunun 2015'te %53 oranında düşmesiyle. 2020'ye kadar beş yıl . 2015'teki yaklaşık %25'e kıyasla, 2020'de Birleşik Krallık'ın elektriğinin yalnızca %1.6'sı kömürden gelirken, kömürden çıkış aşaması hızla ilerliyor. 2020, Birleşik Krallık'ın herhangi bir kömür yakmaya gerek duymadan iki aydan fazla zaman geçirdiğini gördü. elektrik için, sanayi devriminden bu yana en uzun süre .

kayıplar

Rakamlar yine 2005 SYS'den.

  • Kablolarda Joule ısıtma : 857,8 MW
  • Sabit kayıplar: 266 MW ( korona ve demir kaybından oluşur ; olumsuz havalarda 100 MW daha yüksek olabilir)
  • Trafo merkezi ısıtma kayıpları: 142,4 MW
  • Jeneratör trafo ısıtma kayıpları: 157,3 MW
  • Toplam kayıplar: 1,423,5 MW (pik talebin %2,29'u)

Ulusal şebekedeki genel kayıplar düşük olmasına rağmen , tüketiciye yapılan elektrik dağıtımında önemli ilave kayıplar vardır ve bu da yaklaşık %7,7'lik bir toplam dağıtım kaybına neden olur. Ancak kayıplar, farklı voltajlarda bağlanan müşteriler için önemli ölçüde farklılık gösterir; yüksek gerilimde toplam kayıplar yaklaşık %2,6, orta gerilimde %6,4 ve düşük gerilimde %12.2'dir.

Şebekeye giren üretilen güç, jeneratör trafosunun yüksek voltaj tarafında ölçülür. Jeneratör trafosundaki herhangi bir güç kaybı, bu nedenle, şebeke sistemine değil, üretici şirkete muhasebeleştirilir. Jeneratör trafosundaki güç kaybı, şebeke kayıplarına katkıda bulunmaz.

Güç akışı

2009-10'da, Birleşik Krallık'ın kuzeyinden, özellikle İskoçya ve kuzey İngiltere'den, şebeke boyunca Birleşik Krallık'ın güneyine yaklaşık 11 GW'lık bir ortalama güç akışı vardı. Bu akışın 2014 yılına kadar yaklaşık 12 GW'a çıkması bekleniyordu. 2018'de Western HVDC Link'in tamamlanması, Batı İskoçya ve Kuzey Galler arasında 2,2 GW'lık bir akış için kapasite ekledi.

Bu kuzeyden güneye akışla ilişkili güç kaybı nedeniyle, yeni üretim kapasitesinin etkinliği ve verimliliği konumundan önemli ölçüde etkilenir. Örneğin, güney kıyısındaki yeni üretim kapasitesi, iletim sistemi güç kayıplarının azalması nedeniyle kuzey İngiltere'deki yeni üretim kapasitesine kıyasla yaklaşık %12 ve kuzey İskoçya'ya göre yaklaşık %20 daha fazla etkinliğe sahiptir.

ara bağlayıcılar

  Mevcut bağlantılar
  Yapım halinde
  Önerilen
Bu HVDC hatlarından bazıları, gücü hidro ve rüzgar gibi yenilenebilir kaynaklardan aktarır. Adlar için ayrıca açıklamalı sürüme bakın.

Man Adası'na, Man Adası'ndan İngiltere Ara Bağlantısına 40 MW'lık bir AC kablosu vardır .

Birleşik Krallık şebekesi, 2014 itibariyle %6 olan bir elektrik ara bağlantı seviyesinde (üretim kapasitesine göre iletim kapasitesi) denizaltı güç kabloları ile komşu Avrupa elektrik şebekelerine bağlıdır . Bağlantılar yaklaşık 6,7 GW'dir ve kuzeye doğru akım kablolarını içerir. Fransa (2 GW HVDC Çapraz Kanal ve 1 GW HVDC IFA-2 ), Hollanda (1 GW HVDC BritNed ), Kuzey İrlanda (500 MW HVDC Moyle Interconnector ), İrlanda Cumhuriyeti (500 MW HVDC Doğu-Batı Ara Bağlantısı ), Belçika (1 GW HVDC Nemo Bağlantısı ) ve Norveç (1.4 GW HDVC Kuzey Denizi Bağlantısı ).

: Fransa'ya üçüncü HVDC bağlantı 2017 yılından beri yapımı devam eden ElecLink aracılığıyla, 1 GW Manş Tüneli 2022 A linkinde tamamlanması bekleniyor, Danimarka (1.4 GW için yapım aşamasındadır Viking Bağlantı tamamlanacak nedeniyle) 2023. 2024 için İrlanda Cumhuriyeti (Greenlink) ile 500 MW'lık bir bağlantı daha planlanıyor.

Diğer potansiyel planlar arasında İzlanda ( Icelink , yaklaşık 1 GW) ve Fas (pil destekli yeni güneş enerjisi üretiminden 3,6 GW) ile bağlantılar yer alıyor.

ızgara depolama

Birleşik Krallık şebekesi, özellikle 5-6 saat boyunca 1,7 GW sağlayabilen Dinorwig Elektrik Santrali ve daha küçük Cruachan ve Ffestiniog olmak üzere bazı büyük pompalı depolama sistemlerine erişime sahiptir .

Bazı ızgara piller de vardır . Şubat 2021 itibariyle, Birleşik Krallık'ta 0,6 GW'lık yapım aşamasında olan 1,1 GW'lık operasyonel pil santrali vardır ve ilave 8,3 GW için planlama onayı verilmiştir. Minety , Wiltshire'da Çin tarafından finanse edilen 100 MW'lık bir tesisin Temmuz 2021'de açıldığında Avrupa'nın en büyüğü olduğu bildirildi; 50 MW'lık bir genişleme tamamlandığında sitenin depolama kapasitesi 150 MWh olacaktır.

Rezerv hizmetleri ve frekans yanıtı

National Grid, elektrik santrallerindeki talep tahmin hatalarını ve ani arızaları kapsayacak şekilde kısa vadeli üretim provizyonu sözleşmesinden sorumludur. Bu, daha uzun vadeli dengelemeyi kapsayacak şekilde oluşturulacak piyasa sözleşmelerine zaman tanıyan birkaç saatlik çalışmayı kapsar.

Frekans yanıtı rezervleri , istisnai durumlar dışında , sistemin AC frekansını 50 Hz'nin ±%1'i içinde  tutacak şekilde hareket eder . Bunlar, talebi azaltmak veya ekstra üretim sağlamak için saniye saniye kullanılır.

Yedek hizmetler, her biri farklı yanıt süreleri içinde hareket eden bir grup hizmettir:

  • Hızlı Rezerv: Artan üretimin veya azalan talebin hızlı teslimatı (iki dakika içinde), minimum 15 dakika sürdürülebilir.
  • Hızlı Başlatma: Duruştan başlayan ve otomatik olarak beş dakika içinde veya manuel bir talimatın ardından yedi dakika içinde güç sağlayan ve üretim en az dört saat sürdürülen üretim birimleri.
  • Talep Yönetimi: En az bir saat boyunca büyük güç kullanıcılarından gelen talepte en az 25 MW azalma.
  • Kısa Vadeli İşletme Rezervi (STOR): Eğitimden sonraki dört saat içinde tek bir sahadan veya siteler kümesinden en az 3 MW'lık üretim ve en az iki saat sürdürülür.
  • BM Start-Up: enerjiye hazır veya sıcak bekleme durumunda tutulan ana ana üretim birimleri .

Bu rezervler üç faktöre göre boyutlandırılır:

  • Şu anda Sizewell B nükleer güç istasyonu (1.260 MW) veya HVDC Çapraz Kanal ara bağlantısının bir kablosu (1.000 MW) olan en büyük güvenilir tek nesil arıza olayı
  • Tüm üretim tesislerinin genel olarak beklenen kullanılabilirliği
  • Beklenen talep tahmin hataları

Şebekenin kontrolü

National Grid'in İngilizce ve Galce bölümleri, Berkshire'daki St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham'da bulunan National Grid Control Center'dan kontrol edilir . Bazen 'gizli' bir yer olarak tanımlanır. 2015 itibariyle sistem sürekli siber saldırı altındadır .

İskoçya'daki iletim ağının ayrı şirketlere ait olmasına rağmen - güneyde SP Transmission plc ( Scottish Power'ın bir parçası ) ve kuzeyde Scottish Hydro Electric Transmission plc ( Scottish ve Southern Electricity Networks'ün bir parçası ) - genel kontrol Ulusal Şebeke'ye aittir. Elektrik Sistem Operatörü.

İletim maliyetleri

Ulusal Şebeke Sisteminin işletim maliyetleri, Ulusal Şebeke Elektrik Sistemi İşletmecisi (NGESO) tarafından sistem kullanıcılarından İletim Şebekesi Kullanımı (TNUoS) ücretleri alınarak telafi edilir. Maliyetler, jeneratörler ve elektrik kullanıcıları arasında bölünür.

Tarifeler NGET tarafından yıllık olarak belirlenir ve doğası gereği bölgeseldir; yani ülke, her biri farklı üretim ve tüketim tarifesine sahip bölgelere ayrılmıştır. Genel olarak, tarifeler kuzeydeki üreticiler ve güneydeki tüketiciler için daha yüksektir. Bu, şu anda kuzey-güney yönünde bir elektrik akışının olduğu gerçeğini ve sistem üzerindeki ek streslerin, halihazırda yüksek talebin olduğu bölgelerde artan talebin neden olduğunu temsil etmektedir.

üçlü talep

'Üçlü talep', her kış Kasım ve Şubat (dahil) arasındaki en yüksek talep hakkında geriye dönük olarak üç sayı rapor eden bir talep ölçüsüdür. Ulusal Şebeke kullanımının daha az 'tepeli' olmasını teşvik etmek için, kullanıcılar (lisanslı elektrik tedarikçileri) tarafından Ulusal Şebekeye ödenen ek ücretler için üçlü esas olarak kullanılır: kullanıcılar, şebekelerini yönetebilirlerse daha az öderler. Daha az pik yapmak için kullanım .

Her yılın hesaplaması için, yüksek ortalama talebin üç yarım saatlik dönemini belirlemek için geçmiş sistem talep metrikleri analiz edilir; üç dönem triad olarak bilinir. Dönemler, (a) en yüksek sistem talebi dönemi ve (b) en yüksek sistem talebinden ve birbirinden en az on gün ayrılan diğer iki en yüksek talep dönemidir.

Elektrik santralleri için ücrete tabi talep yalnızca net saha talebidir (CUSC kuralı 14.17.10 uyarınca), bu nedenle saha net ihracat yaptığında (yani, o sahadaki toplam ölçülen üretim, ayrı olarak ölçülen toplam istasyon talebini aşıyor), bu ayrı olarak ölçülen istasyon talebi, triaddaki istasyon talebine ilişkin talep TNUoS ücretlerinden sorumlu değildir.

Son yıllardaki üçlü tarihleri:

Yıl üçlü 1 üçlü 2 üçlü
2015/16 25 Kasım 2015 Çarşamba, 17:00 – 17:30 19 Ocak 2016 Salı, 17:00–17:30 15 Şubat 2016 Pazartesi, 18:00–18:30
2016/17 5 Aralık 2016 Pazartesi, 17:00 – 17:30 5 Ocak 2017 Perşembe, 17:00 – 17:30 23 Ocak 2017 Pazartesi, 17:00 – 17:30
2017/18 11 Aralık 2017 Pazartesi, 17:30 – 18:00 26 Şubat 2018 Pazartesi, 18:30–19:00 5 Şubat 2018 Pazartesi, 18:00–18:30
2018/19
2019/20
2020/21 7 Aralık 2020 Pazartesi, 17:00 - 17:30 7 Ocak 2021 Perşembe, 17:30 - 18:00 10 Şubat 2021 Çarşamba, 18:00 - 18:30

Her yılın Nisan ayında, her lisanslı elektrik tedarikçisinden ( Centrica , BGB vb.) bir önceki kışın bu üç yarım saatinde şebekeye yüklediği yük için yıllık bir ücret alınır. Kesin ücretler, ağın merkezine olan uzaklığa bağlı olarak değişir, ancak Güney Batı'da 21.000 £/MW'dir. Tüm ülke için ortalama, yaklaşık 15.000 £/MW'dir. Bu, Ulusal Şebeke'nin ücretlerini geri alması ve kullanıcılara en yüksek tüketimi en aza indirmeleri için bir teşvik dayatması ve böylece sisteme yatırım ihtiyacını kolaylaştırması için bir araçtır. Bu ücretlerin tepe yükü 57 GW'dan yaklaşık 1 GW azalttığı tahmin edilmektedir.

Bu, National Grid'in yüksek voltajlı uzun mesafe iletim maliyetlerini karşılamak için kullandığı ana gelir kaynağıdır (düşük voltaj dağıtımı ayrıca ücretlendirilir). Şebeke ayrıca jeneratörlerin, dağıtım ağlarının ve bağlanan büyük endüstriyel kullanıcıların maliyetini karşılamak için yıllık bir ücret alıyor.

Triad ücretleri, kullanıcıları yoğun dönemlerde yükü azaltmaya teşvik eder; bu genellikle dizel jeneratörler kullanılarak elde edilir. Bu tür jeneratörler ayrıca National Grid tarafından rutin olarak kullanılmaktadır.

kW⋅h iletim başına maliyetlerin tahmin edilmesi

Toplam TNUoS veya Triad gelirleri (örneğin 15.000 £/MW·yıl × 50.000 MW = 750 milyon £/yıl), Birleşik Krallık üretim sistemi tarafından bir yılda teslim edilen toplam birim sayısına bölünürse (satılan toplam birim sayısı – 360 terawatt-saat (1.3 EJ) diyelim, o zaman iletim maliyetleri için kaba bir tahmin yapılabilir ve yaklaşık 0,2p/kW⋅h rakamı elde edilir. Diğer tahminler de 0,2p/kW⋅h bir rakam verir.

Ancak Bernard Quigg şunları belirtiyor: "NGC UK iletiminin 06/07 yıllık hesaplarına göre, NGC 2007'de 2012 milyon sterlinlik bir gelir için 350TW⋅h taşıdı, yani NGC kW saat başına 0,66p aldı. 2008 yılına kadar iki yıllık enflasyonla/ 9, kWh başına 0,71p diyelim.", ancak bu aynı zamanda jeneratörlerin bağlantı ücretlerini de içerir.

Üretim ücretleri

İletim sistemine elektrik tedarikine izin verilebilmesi için, jeneratörlerin BEIS tarafından lisanslanması ve NGET ile İletim Giriş Kapasitesi (TEC) de veren bir bağlantı anlaşması imzalaması gerekir. Jeneratörler, NGET tarafından belirlenen üretim TNUoS tarifelerinde TEC için ödeme yaparak sistemi çalıştırma maliyetlerine katkıda bulunur. Bu, maksimum kapasite bazında ücretlendirilir. Başka bir deyişle, 100 MW TEC'ye sahip ve yıl boyunca yalnızca maksimum 75 MW'lık bir oranda üretim yapan bir jeneratör, 100 MW TEC'nin tamamı için yine de ücretlendirilecektir.

Bazı durumlarda, negatif TNUoS tarifeleri vardır. Bu üreticilere , yıl boyunca kanıtlanmış üç çalışma boyunca en yüksek net arzlarına göre bir miktar ödenir . Bu, ülkenin talep merkezine bu kadar yakın bir jeneratöre sahip olmanın neden olduğu maliyetlerdeki düşüşü temsil ediyor.

talep ücretleri

Elektrik tüketicileri iki kategoriye ayrılır: yarım saatlik ölçülü (HH) ve yarım saatlik ölçülü olmayan (NHH). Pik talebi yeterince yüksek olan müşteriler, aslında her 30 dakikada bir sayaç okuması yapan bir HH sayacına sahip olmak zorundadır. Bu müşterilerin elektrik tedarikçilerinden alınan ücretlerin oranları bu nedenle (artık olmayan) yılda 17.520 kez değişir.

HH ölçümlü bir müşteri için TNUoS ücretleri, Triad olarak bilinen Kasım ve Şubat ayları arasında en fazla talebin olduğu üç yarım saatlik dönemdeki taleplerine dayalıdır. Birleşik Krallık'taki elektrik talebinin doğası gereği, üç Üçlü dönem her zaman akşamın erken saatlerine denk gelir ve en az on açık iş günü ile ayrılmalıdır. Bir HH müşterisi için TNUoS ücretleri, bölgelerinin tarifesi ile çarpılan üçlü dönemlerdeki ortalama talebidir. Bu nedenle, (2007 itibariyle) üç üçlü dönem boyunca ortalama 1 MW talebi olan Londra'daki bir müşteri, TNUoS ücretlerinde 19.430 £ ödeyecektir.

NHH ile ölçülen müşterilere uygulanan TNUoS ücretleri çok daha basittir. Tedarikçi bir yıl boyunca her gün saat 16:00 ile 19:00 arasındaki toplam tüketim tutarının ilgili tarife ile çarpımı kadar ücretlendirilir.

Kısıtlama ödemeleri

Kısıtlama ödemeleri, belirli bir büyüklüğün üzerindeki üreticilere yapılan ödemelerdir; burada Ulusal Şebeke onlara, jeneratörlerin normalde sağlayacağı elektriği alamayacaklarına dair sevk talimatları verir. Bunun nedeni iletim kapasitesi eksikliği, talep eksikliği veya beklenmeyen üretim fazlası olabilir. Üretimdeki azalma için bir kısıtlama ödemesi yapılır.

önemli olaylar

Süper şebekenin altyapısındaki sorunlardan (Şebeke Kodunda İngiltere ve Galler'de 275.000 volt ve 400.000 voltta enerji verilen hatlardan oluşan Ulusal Şebeke tarafından işletilen iletim sistemi olarak tanımlanır) veya üretim eksikliği nedeniyle elektrik kesintileri Zamanın her noktasında ona yeterli enerji sağlamak son derece nadirdir. Nominal arz güvenliği standardı, yüzde dokuz kış mevsiminde meydana gelen üretim eksikliği nedeniyle elektrik kesintileri içindir.

Elektrik iletimi için genel performans ölçütü NGET'in web sitesinde yayınlanır ve iletim mevcudiyeti ve arz güvenilirliği hakkında basit bir üst düzey rakam içerir. 2008-9 için bu %99,99979 idi. Ulusal Şebeke'nin sorumlu olmadığı alçak gerilim dağıtım sistemlerini etkileyen sorunlar, ev içi elektrik kesintilerinin yıllık ortalama 60 dakikasının neredeyse tamamına neden olur. Bu düşük voltajlı dağıtım kesintilerinin çoğu, sokak ana (veya yeraltı yüksek voltajlı) kablolarında sondaj yapan işçiler gibi üçüncü şahısların hatasıdır; bu, çoğunlukla direkler üzerinde bulunan ana iletim hatlarına olmaz. Süper şebeke kullanılabilirliği ile karşılaştırma yapmak için, elektrik düzenleyicisi Ofgem, 14 elektrik dağıtımcısının performansına ilişkin rakamlar yayınladı.

1990'dan bu yana, ikisi üretim sorunları nedeniyle Ulusal Şebekeye bağlı, ulusal öneme sahip üç elektrik kesintisi yaşandı.

Ağustos 2003

İlk vaka 2003 yılındaydı ve National Grid'in varlıklarının durumuyla ilgiliydi. National Grid, Ağustos ayında Londra'nın yüzde 10'unu etkileyen bir elektrik kesintisine karıştı – bkz. 2003 Londra elektrik kesintisi . Bazı haberler, Grid'i o sırada yeni varlıklara yetersiz yatırım yapmakla suçladı; bir transformatör yağ sızıntısının, uygun bir düzeltme için aylarca, doldurma işlemleri dışında tedavi edilmediği ortaya çıktı. Ayrıca, koruma rölesi ayarında önemli bir hata olduğu ortaya çıktı ve bu hata ancak ilk arıza olan yağ sızıntısı gerçek bir etkiye sahip olduğunda elektrik kesintisine neden oldu. National Grid'in olayın bu yönlerini kabul etmesi biraz zaman aldı.

Mayıs 2008

İkinci vaka Mayıs 2008'deydi ve National Grid'in sorumlu olmadığı üretim sorunlarıyla ilgiliydi. Bir elektrik kesintisi meydana geldi ve sistem frekansında ciddi bir düşüşe neden olan ani bir üretim kapasitesi kaybı nedeniyle dağıtım şebekesi operatörleri tarafından önceden belirlenmiş kurallar çerçevesinde şebekenin bölümlerinin koruyucu bir şekilde kapatılması gerçekleşti. İlk olarak, İngiltere'nin en büyük iki elektrik santrali, Fife'daki Longannet ve Suffolk'taki Sizewell B , beş dakika arayla beklenmedik bir şekilde kapatıldı (' açıldı '). İki yolculuk arasında hiçbir ilişki yoktu: ilki ikinciye neden olmadı. Böyle bir kayıp çok sıra dışıdır; O zaman, Grid yalnızca 1320 MW'lık - "seyrek olmayan besleme kaybı sınırı" (2014'ten 1800 MW'a yükselen) kayba karşı güvence altına alındı. İki kesinti, süper şebekede üretim ve talep dengesinde 1.510 MW'lık ani bir olumsuz değişikliğe neden oldu ve frekans 49.2 Hz'e düştü. Frekans 49.2 Hz'e düşerken veya bu noktaya ulaştıktan hemen sonra, 40 MW'lık rüzgar santralleri ve 92 MW'tan fazla diğer gömülü üretim (yani, doğrudan süper şebekeye bağlı olmak yerine dağıtım sistemine bağlı), bu tür düzenli depolama tesisi olarak, G 59/2 bağlantı kurallarında olması gerektiği gibi, frekans değişim hızının ('ROCOF') yüksek olması nedeniyle devreye girmiştir.

Frekans kısa bir süre için 49.2 Hz'de sabitlendi. Bu, 49.5 Hz'lik olağan alt sınırın altında olmasına rağmen kabul edilebilir bir frekans kayması olurdu ve kurtarma sorunlu olmazdı. Tasarıma dayalı olmayan bir olaya rağmen frekansın bu seviyede sabitlenmesi gerçeği, güven verici olarak görülebilir. Daha küçük bir sistem olan İrlanda, daha mizaçlı (ve dolayısıyla daha az kararlı) bir şebekeye sahiptir, yılda 49,5 Hz'nin altında yaklaşık 10 frekans değişimi görür – Hedef frekansı, tıpkı İngiltere'de olduğu gibi 50 Hz'dir. Tüketiciler, sistem frekansındaki küçük düşüşü fark etmeyeceklerdi; beslemelerinin voltaj gibi diğer yönleri mükemmel kaldı. Bu nedenle, hiçbir tüketici zararı olmazdı; daha fazla istenmeyen bir şey olmasaydı, bu noktada her şey yolunda gidecekti.

Bununla birlikte, frekansın birkaç saniyeden fazla 49.5 Hz'nin altında kalması ve bazı jeneratörlerin kontrol ayarlarının yanlış olması nedeniyle daha küçük jeneratörleri etkileyen başka sorunlar ortaya çıktı. Gömülü üretim için bağlantı standardı G 59/2, sürekli düşük frekansın bir sonucu olarak, frekans 47 Hz'in altına düşene kadar açma yapmamaları (üretimi durdurmamaları) gerektiğini belirtir. Bununla birlikte, bazı gömülü jeneratörler, hatalı bir şekilde onları tetiklediği için (tasarlanıp belirtildiğinde yürürlükte olan önceki standart G/59'a göre) G59/2 ile uyumlu olmayan güncel olmayan kontrol yazılımı kullandı. frekans birkaç saniye için 49.5 Hz'nin altına düşer. Bu nedenle, 49.2 Hz'deyken düşük frekans nedeniyle 279 MW'lık bir gömülü nesil daha devreye girdi. Bu, Grid'de hızlı hareket eden üretim veya talep-tepki rezerv marjları kalmadığından bir sorundu. Frekans 48.792 Hz'e düştü.

Şebeke kuralları, frekansın 48,8 Hz'in altına düşmesi durumunda dağıtım şebekesi operatörlerinin zorunlu talep kontrolü uygulaması gerektiğini belirtir. Bu, zaman izin verirse, gerilimin düşürülmesiyle başlamalı, ardından kademeli olarak, dağıtıma bağlı tüm müşterilerin nihai toplamının yüzde 60'ına kadar zorunlu bağlantının kesilmesiyle başlamalıdır (çok az sayıda çok büyük müşteri doğrudan şebekeye bağlıdır). süper şebeke; onlar için başka önlemler geçerlidir). Voltaj düşürmeyi kullanmak için zaman yoktu (bu, müşterileri tedarikte tutar, ancak voltajı biraz azaltarak taleplerini ustaca azaltır); bunun sonucunda dağıtım şebekesi operatörleri tarafından 546 MW'lık talep otomatik olarak kesildi. Doğrudan süper şebekeye bağlı müşterilerin hiçbiri kesilmedi. National Grid şimdiye kadar diğer üretim tesislerinde üretimi artırmak için başka önlemler almıştı (ve müşterinin Ulusal Şebeke ile talep tarafı yanıt sözleşmeleri kapsamında geri ödeme karşılığında bunun gerçekleşmesi için gönüllü olduğu müşteri tesislerinde talep azaltılmıştı, veya tedarikçisiyle birlikte). National Grid daha sonra sistem frekansını geri yükleyebildi. Etkilenen, çoğunlukla düşük voltaj bağlantılı (örn. iç) talebin 546 MW'lık arz kaybının ortalama süresi 20 dakikaydı.

National Grid, en ciddi uyarısı olan "talep bağlantı kesilmesi uyarısından" bir adım ötede olan, süper şebekenin tüm kullanıcılarına "talep kontrolü yaklaşıyor" uyarısı vermek için zamana sahipti. Bu olaylar sırasında, sistem, frekansın zorunlu sınırlar içinde tutulmasını sağlamak için düşük frekans korumasının çalışmasıyla ağın bazı bölümlerinin otomatik olarak bağlantısının kesilmesiyle sonuçlanabilecek daha fazla üretim kaybı riski altındaydı.

Ağustos 2019

Üçüncü olay, 9 Ağustos 2019'da, Büyük Britanya genelinde yaklaşık bir milyon müşterinin kendilerini elektriksiz bulduğu zaman meydana geldi. Yıldırım, 16:52'de bir iletim hattına çarptı ve 500 MW gömülü (çoğunlukla güneş enerjisi) üretim kaybına neden oldu. Hemen hemen, Little Barford Elektrik Santrali ve Hornsea Rüzgar Çiftliği, saniyeler içinde birbirlerini tetikleyerek, operatörün elinde bulundurduğu 1 GW'lık yedek gücü aşan 1.378 GW'lık üretimi ortadan kaldırdı. Otomatik yük atma yerel dağıtım ağlarının %5'ini kapatmadan önce şebeke frekansı 48,8 Hz'e düştü (15 ila 20 dakika için 1,1 milyon müşteri); bu eylem, sistemin kalan %95'ini stabilize etti ve daha büyük bir kesintiyi önledi. Demiryolu ağına (ancak sinyalizasyon sistemine değil) her zaman güç sağlansa da, frekanstaki azalma 60 Thameslink Class 700 ve 717 treninin arızalanmasına neden oldu. Yarısı sürücüler tarafından yeniden başlatıldı, ancak diğerleri, yeniden başlatmak için bir teknisyenin trene inmesini istedi. Bu, East Coast Ana Hattı ve Thameslink hizmetlerinde birkaç saat boyunca önemli seyahat kesintilerine yol açtı . Newcastle Havalimanı'na yapılan tedarik de kesintiye uğradı ve Ipswich Hastanesi'ndeki yedek güç düzenlemelerinde bir zayıflık ortaya çıktı .

Ofgem tarafından yapılan bir soruşturma Ocak 2020'de sonuçlandı. Little Barford ve Hornsea One'ın yıldırım çarpmasının ardından şebekeye bağlı kalamadığı ve operatörleri - sırasıyla RWE ve Ørsted - her birinin Ofgem'in tazminat fonuna 4,5 milyon sterlin ödemeyi kabul ettiğini tespit etti. . Ek olarak, Ofgem, dağıtım şebekesi operatörü UK Power Networks'ü , izin verilmeden önce müşterileri yeniden bağlamaya başladığı için 1,5 milyon sterlin para cezasına çarptırdı , ancak bu prosedür ihlali sistemin kurtarılmasını etkilemedi.

küçük olaylar

Kasım 2015

4 Kasım 2015'te Ulusal Şebeke, "çoklu santral arızaları" nedeniyle gönüllü elektrik kesintileri talep eden bir acil durum bildirimi yayınladı. Elektrik kesintisi olmadı, ancak toptan elektrik fiyatları, şebekenin megavat saat başına 2.500 £ 'a kadar ödeme yapmasıyla önemli ölçüde arttı.

Ayrıca bakınız

Referanslar

daha fazla okuma

Dış bağlantılar