National Grid (Storbritannien)

Den här artikeln handlar om elnätet i Storbritannien. För UK Ordnance Survey National Grid för kartläggning av koordinater i Storbritannien, se Ordnance Survey National Grid . För företaget, se National Grid plc .
Karta över det nationella nätet

Inom elsektorn i Storbritannien är National Grid det högspänningsnät för elkraftöverföring som betjänar Storbritannien , som förbinder kraftstationer och större transformatorstationer och säkerställer att el som genereras var som helst på det kan användas för att tillfredsställa efterfrågan någon annanstans . Nätverket täcker den stora majoriteten av Storbritannien och flera av de omgivande öarna. Det täcker inte Nordirland , som är en del av en inre elmarknad med Republiken Irland .

GB-nätet är anslutet som ett stort synkront nät som nominellt går på 50 hertz. Det finns också undervattensanslutningar till andra nät på Isle of Man , Nordirland, Irland, Frankrike, Belgien, Nederländerna och Norge.

Vid upplösningen av Central Electricity Generating Board 1990 övergick ägandet och driften av National Grid i England och Wales till National Grid Company plc, senare för att bli National Grid Transco, och nu National Grid plc . I Skottland var nätet redan uppdelat i två separata enheter, en för södra och centrala Skottland och den andra för norra Skottland, med sammankopplingar. Det första ägs och underhålls av SP Energy Networks, ett dotterbolag till Scottish Power , och det andra av SSE . National Grid plc fortsätter dock att vara överföringssystemoperatör för hela GB-nätet.

Historia

Elmaster i ett förortsområde i Pudsey , West Yorkshire

I slutet av 1800-talet etablerade Nikola Tesla principerna för trefas högspänningsfördelning av elkraft medan han arbetade för Westinghouse i USA. Den första användningen av detta system i Storbritannien var av Charles Merz , från Merz & McLellan konsultpartnerskap, vid hans Neptune Bank Power Station nära Newcastle upon Tyne . Detta öppnade 1901 och hade 1912 utvecklats till det största integrerade kraftsystemet i Europa. Resten av landet fortsatte dock att använda ett lapptäcke av små försörjningsnätverk.

1925 bad den brittiska regeringen Lord Weir , en industriman från Glasgow , att lösa problemet med Storbritanniens ineffektiva och fragmenterade elförsörjningsindustri. Weir rådfrågade Merz, och resultatet blev Electricity (Supply) Act 1926, som rekommenderade att ett "nationellt nät " försörjningssystem skulle skapas. 1926 års lag skapade Central Electricity Board , som satte upp Storbritanniens första synkroniserade, rikstäckande AC-nät, som körs på 132 kV, 50 Hz.

National Grid-helikopter inspekterar luftkablar i Greater Manchester

Nätet skapades med 6 400 kilometer (4 000 mi) kablar – mestadels overhead – som länkar samman de 122 mest effektiva kraftverken. Det första "gridtornet" restes nära Edinburgh den 14 juli 1928, och arbetet slutfördes i september 1933, före schemat och enligt budget. Det började fungera 1933 som en serie regionala nät med extra sammankopplingar för nödsituationer. Efter den otillåtna men framgångsrika kortsiktiga parallelliseringen av alla regionala nät av nattingenjörerna den 29 oktober 1937, fungerade nätet 1938 som ett nationellt system. Tillväxten då i antalet elanvändare var den snabbaste i världen, och steg från tre kvarts miljon 1920 till nio miljoner 1938. Nätet visade sitt värde under Blitz, när södra Wales gav ström för att ersätta förlorad produktion från Battersea och Fulham kraftverk. Nätet förstatligades genom Electricity Act 1947 , som också skapade British Electricity Authority . 1949 beslutade British Electricity Authority att uppgradera nätet genom att lägga till 275 kV-länkar.

Vid starten 1950 utformades 275 kV transmissionssystemet för att utgöra en del av ett nationellt försörjningssystem med en förväntad total efterfrågan på 30 000 MW år 1970. Den förutsedda efterfrågan överträffades redan 1960. Denna snabba tillväxt ledde Central Electricity Generating Board (skapad 1958) för att 1960 genomföra en undersökning av framtida överföringsbehov.

I studien beaktades, tillsammans med den ökade efterfrågan, effekten på transmissionssystemet av de snabba framstegen inom generatorkonstruktionen som resulterade i projekterade kraftverk med 2 000–3 000 MW installerad effekt. Dessa nya stationer skulle för det mesta placeras där man kunde dra fördel av ett överskott av billigt lågvärdigt bränsle och tillräcklig tillgång på kylvatten, men dessa platser sammanföll inte med lastcentralerna. West Burtons 4 × 500 MW-maskiner, i Nottinghamshire- kolfältet nära floden Trent , är ett exempel. Denna utveckling flyttade tyngdpunkten på transmissionssystemet från sammankoppling till bulkkraftöverföringar från produktionsområdena till lastcentralerna, såsom den förväntade överföringen 1970 av cirka 6 000 MW från Midlands till hemlänen .

Fortsatt förstärkning och utbyggnad av 275 kV-systemen undersöktes som en möjlig lösning. Utöver det tekniska problemet med höga felnivåer skulle det dock ha krävts många fler ledningar för att få de beräknade överföringarna på 275 kV. Eftersom detta inte stämde överens med Centrala elverkets policy för bevarande av bekvämligheter söktes en bättre lösning. Överväganden togs till 400 kV och 500 kV system: båda gav en tillräcklig marginal för framtida expansion. Beslutet till förmån för ett 400 kV-system fattades av två huvudsakliga skäl. För det första kunde majoriteten av 275 kV-ledningarna uppgraderas till 400 kV, och för det andra var det tänkt att driften vid 400 kV skulle kunna påbörjas 1965 jämfört med 1968 för ett 500 kV-system. Projektering påbörjades och för att klara programmet för 1965 var det nödvändigt att entreprenadtekniken för de första projekten löpte samtidigt med projekteringen. Ett av dessa projekt var West Burton 400 kV inomhustransformatorstation, vars första sektion togs i drift i juni 1965. Från 1965 uppgraderades nätet delvis till 400 kV, med början med en 150 mil (240 km) linje från Sundon till West Burton , för att bli Supergrid .

I 2010 års nummer av koden som styr National Grid, Grid Code , definieras Supergrid som de delar av det brittiska elöverföringssystemet som är anslutna till spänningar över 200 kV.

västra HVDC-länken under havet på 2,2 GW från Skottland till norra Wales byggdes 2013–2018. Detta var den första större icke- växelströmsnätslänken inom Storbritannien, även om sammankopplingar till utländska nät redan använde HVDC .

År 2021 byggdes en ny konstruktion utan galler av elmaster, T-pylonen, nära East Huntspill , Somerset för den nya 35 mil långa Hinkley Point C till Avonmouth -förbindelsen.

Kännetecken för nätet

Storbritanniens elproduktion per källa 1985–2020
Eltillförd (netto) 1920–2014
Externa bilder
image icon Aktuell rutnätsstatus, diagram
image icon Aktuell rutnätsstatus, rattar

Det sammanhängande synkrona nätet täcker England (inklusive Isle of Wight ), Skottland (inklusive några av de skotska öarna som Orkney , Skye och de västra öarna som har begränsad anslutning), Wales och Isle of Man .

Nätverksstorlek

Följande siffror är hämtade från 2005 års sjuårsrapport.

  • Maximal efterfrågan (2005/6): 63 GW (ungefär) (81,39 % av kapaciteten)
  • Minsta behov (maj 2020): 15,3 GW
  • Den årliga elenergin som används i Storbritannien är cirka 360 TWh (1,3 EJ)
  • Kapacitet (2005/6): 79,9 GW (eller 80 GW enligt 2008 års sjuårsrapport)
  • Antal stora kraftverk anslutna till den: 181
  • Längd på 400 kV nät: 11 500 km (krets)
  • Längd på 275 kV-nät: 9 800 km (krets)
  • Längd på 132 kV (eller lägre) nät; 5 250 km (krets)

Den totala produktionskapaciteten tillförs ungefär lika mycket av förnybara , gaseldade , kärnkrafts- och koleldade kraftverk . Den årliga energi som överförs i det brittiska nätet är cirka 300–360 TWh (1,1–1,3 EJ), med en genomsnittlig belastningsfaktor på 72 % (dvs. 3,6×10 11 /(8 760 × 57×10 6 ). [ behöver uppdateras ]

Dekarbonisering

Det nationella nätet har ett sträckmål att vara koldioxidneutralt eller negativt till 2033, långt över Storbritanniens nationella mål att uppnå detta till 2050. Det syftar också till att ha förmågan att vara "noll koldioxid" så tidigt som 2025, vilket innebär att om energileverantörer kan producera tillräckligt med grön kraft, nätet skulle teoretiskt kunna fungera utan några utsläpp av växthusgaser alls (dvs ingen koldioxidavskiljning eller -kompensation skulle behövas som är fallet med "netto noll"). År 2020 kom cirka 40 % av nätets energi från förbränning av naturgas, och det förväntas inte att någonstans i närheten av tillräckligt med grön kraft kommer att finnas tillgänglig för att driva nätet på noll kol 2025, utom kanske under de allra blåsigaste dagarna. Analytiker som Hartree Solutions ansåg 2020 att det skulle vara en utmaning att nå "netto noll" år 2050, i ännu högre grad att nå "netto noll" år 2033. Det har dock skett varaktiga framsteg mot koldioxidneutralitet, där koldioxidintensiteten har sjunkit med 53 % under de fem åren fram till 2020. Utfasningen av kol går snabbt framåt med endast 1,6 % av Storbritanniens el som kommer från kol 2020, jämfört med cirka 25 % 2015. 2020 gick Storbritannien över två månader utan att behöva att bränna något kol för elektricitet, den längsta perioden sedan den industriella revolutionen .

Förluster

Siffrorna är återigen från 2005 års sjuårsrapport.

  • Joulevärme i kablar: 857,8 MW
  • Fasta förluster: 266 MW (består av corona- och järnförluster ; kan vara 100 MW högre vid ogynnsamt väder)
  • Transformatorns värmeförluster: 142,4 MW
  • Generatortransformator värmeförluster: 157,3 MW
  • Totala förluster: 1 423,5 MW (2,29 % av toppefterfrågan)

Även om de totala förlusterna i stamnätet är låga, finns det betydande ytterligare förluster i vidare eldistribution till konsumenten, vilket orsakar en total distributionsförlust på cirka 7,7 %. [ citat behövs ] Förlusterna skiljer sig markant för kunder som är anslutna till olika spänningar; ansluten vid högspänning är de totala förlusterna ca 2,6%, vid mellanspänning 6,4% och vid lågspänning 12,2%.

Genererad kraft som kommer in i nätet mäts på högspänningssidan av generatortransformatorn. Eventuella effektförluster i generatortransformatorn redovisas därför till det elproducerande företaget, inte till nätsystemet. Effektförlusten i generatortransformatorn bidrar inte till nätförlusterna.

Kraftflöde

Under 2009–10 fanns det ett genomsnittligt kraftflöde på cirka 11 GW från norra Storbritannien, särskilt från Skottland och norra England, till södra Storbritannien över nätet. Detta flöde förväntades växa till cirka 12 GW år 2014. Slutförandet av den västra HVDC-länken 2018 ökade kapaciteten för ett flöde på 2,2 GW mellan västra Skottland och norra Wales.

På grund av den effektförlust som är förknippad med detta flöde från norr till söder, påverkas effektiviteten och effektiviteten av ny produktionskapacitet avsevärt av dess läge. Till exempel har ny produktionskapacitet på sydkusten cirka 12 % större effektivitet på grund av minskade kraftförluster i transmissionssystemen jämfört med ny produktionskapacitet i norra England, och cirka 20 % större effektivitet än i norra Skottland.

Sammankopplingar

 Befintliga länkar
 Under konstruktion
 Föreslagen
Vissa av dessa HVDC-ledningar överför kraft från förnybara källor som vattenkraft och vindkraft. För namn, se även den kommenterade versionen. [ behöver uppdateras ]

Det finns en 40 MW växelströmskabel till Isle of Man, mellan Isle of Man och England .

Det brittiska nätet är anslutet till angränsande europeiska elnät med undervattenskablar på en sammankopplingsnivå för el (överföringskapacitet i förhållande till produktionskapacitet) som var 6 % från och med 2014.

Från och med 2022 är den totala kapaciteten för dessa kontakter cirka 7,7 GW. [ Behövd hänvisning ] De inkluderar likströmskablar till norra Frankrike (2 GW HVDC Cross-Channel , 1 GW HVDC IFA-2 , 1 GW ElecLink via kanaltunneln ); Belgien (1 GW HVDC Nemo Link ); Nederländerna (1 GW HVDC BritNed ); Norge (1,4 GW HDVC North Sea Link ); Nordirland (500 MW HVDC Moyle Interconnector ); och Republiken Irland (500 MW HVDC East–West Interconnector ).

En länk är under uppbyggnad till Danmark (1,4 GW Viking Link ) som ska vara färdig 2023. Ytterligare 500 MW länk med Republiken Irland ( Greenlink ) är planerad till 2024. Ytterligare potentiella system inkluderar förbindelser med Tyskland ( NeuConnect , 1,4 GW); Island ( Icelink , cirka 1 GW) och Marocko (3,6 GW från ny batteridriven solgeneration).

Gridlagring

Det brittiska nätet har tillgång till stora pumpade lagringssystem, särskilt Dinorwig Power Station som kan ge 1,7 GW i 5–6 timmar, och de mindre Cruachan och Ffestiniog .

Det finns också några nätbatterier . Från och med maj 2021 fanns 1,3 GW batterilagring i drift i Storbritannien, med 16 GW projekt i pipeline som potentiellt skulle kunna implementeras under de närmaste åren. En kinesiskt finansierad anläggning på 100 MW vid Minety , Wiltshire, rapporterades vara den största i Europa när den öppnade i juli 2021; när en utbyggnad på 50 MW är klar kommer platsens lagringskapacitet att vara 266 MWh.

Reservtjänster och frekvenssvar

Huvudartikel: National Grid Reserve Service

National Grid ansvarar för att kontraktera kortsiktiga genererande leveranser för att täcka efterfrågeförutsägelsefel och plötsliga fel vid kraftverk. Detta omfattar några timmars drift som ger tid för marknadskontrakt att upprättas för att täcka långsiktig balansering.

Frekvenssvarsreserver verkar för att hålla systemets växelströmsfrekvens inom ±1 % av 50 Hz , utom under exceptionella omständigheter. Dessa används sekundvis för att antingen sänka efterfrågan eller för att ge extra generation.

Reservtjänster är en grupp tjänster som var och en agerar inom olika svarstider:

  • Snabb reserv: snabb leverans (inom två minuter) av ökad produktion eller minskad efterfrågan, hållbar i minst 15 minuter.
  • Snabbstart: Generationsenheter som startar från stillastående och levererar ström inom fem minuter automatiskt, eller inom sju minuter efter en manuell instruktion, med genereringen bibehållen i minst fyra timmar.
  • Efterfrågehantering: minskning av efterfrågan med minst 25 MW från stora energianvändare, under minst en timme.
  • Short Term Operating Reserve (STOR): generering av minst 3 MW, från en enstaka eller en samling av platser, inom fyra timmar efter instruktion och upprätthålls i minst två timmar.
  • BM Start-Up: mainstream stora produktionsenheter hålls i antingen energiberedskap eller varmt standbyläge .

Dessa reserver är dimensionerade enligt tre faktorer:

  • Den största trovärdiga engenerationsfelhändelsen, som för närvarande är antingen Sizewell B kärnkraftverk (1 260 MW) eller en kabel av HVDC Cross-Channel- kopplingen (1 000 MW)
  • Den allmänna förväntade tillgängligheten för alla generationsanläggningar
  • Förväntade efterfrågeförutsägelsefel

Kontroll av nätet

De engelska och walesiska delarna av National Grid kontrolleras från National Grid Control Center som ligger i St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham i Berkshire. Det beskrivs ibland som en "hemlig" plats. Från och med 2015 är systemet under konsekvent cyberangrepp .

Även om transmissionsnätet i Skottland ägs av separata företag – SP Transmission plc (del av Scottish Power ) i söder och Scottish Hydro Electric Transmission plc (del av Scottish and Southern Electricity Networks ) i norr – åvilar den övergripande kontrollen National Grid Elsystemoperatör.

Överföringskostnader

400 kV kraftledning i Cheshire

Kostnaderna för att driva det nationella nätsystemet ersätts av den nationella elnätsoperatören (NGESO) genom att ta ut avgifter för transmissionsnätanvändning av systemet (TNUoS) på användarna av systemet. Kostnaderna fördelas mellan producenterna och användarna av el.

Tarifferna fastställs årligen av NGESO, och landet är indelat i zoner, var och en med olika tariff för produktion och konsumtion. Generellt är tarifferna högre för generatorer i norr och konsumenter i söder eftersom det generellt finns ett nord–sydflöde av el.

Triad efterfrågan

"Triad efterfrågan" är ett mått på efterfrågan som i efterhand rapporterar tre siffror om toppefterfrågan mellan november och februari (inklusive) varje vinter. För att uppmuntra användningen av det nationella nätet att vara mindre "peaky", används triaden som grund för extra avgifter som betalas av användarna (de licensierade elleverantörerna) till det nationella nätet: användarna betalar mindre om de kan hantera sina användning så att den blir mindre toppig.

För varje års beräkning analyseras historiska systemefterfrågan för att fastställa tre halvtimmesperioder med hög genomsnittlig efterfrågan; de tre perioderna kallas triader. Perioderna är (a) perioden med hög efterfrågan på systemet, och (b) två andra perioder med högsta efterfrågan som är åtskilda från hög efterfrågan på systemet och från varandra med minst tio dagar.

För kraftverk är den avgiftspliktiga efterfrågan endast nettoefterfrågan på anläggningen (enligt CUSC-regel 14.17.10), så när anläggningen är nettoexporterande (dvs. den totala uppmätta produktionen på den platsen överstiger den totala efterfrågan på separat uppmätta stationer), den separat uppmätta stationsefterfrågan är inte ansvarig för efterfrågan TNUoS-avgifter i förhållande till stationsefterfrågan vid triad.

Triaddatum under de senaste åren var:

År Triad 1 Triad 2 Triad 3
2015/16 Onsdag 25 november 2015, 17:00 – 17:30 Tisdagen den 19 januari 2016, 17:00–17:30 Måndag 15 februari 2016, 18:00–18:30
2016/17 Måndag 5 december 2016, kl. 17.00 – 17.30 Torsdag 5 januari 2017, 17:00 – 17:30 Måndag 23 januari 2017, 17:00 – 17:30
2017/18 Måndag 11 december 2017, kl. 17.30 – 18.00 Måndag 26 februari 2018, 18:30–19:00 Måndag 5 februari 2018, 18:00–18:30
2018/19
2019/20
2020/21 Måndag 7 december 2020, kl. 17.00–17.30 Torsdag 7 januari 2021, 17:30 - 18:00 Onsdag 10 februari 2021, 18:00 - 18:30

debiteras varje licensierad elleverantör (som Centrica , BGB, etc.) en årlig avgift för den belastning den påfört nätet under dessa tre halvtimmar föregående vinter. Exakta avgifter varierar beroende på avståndet från nätverkets centrum, men i sydväst är det £21 000/MW. [ citat behövs ] Genomsnittet för hela landet är cirka £15 000/MW. Detta är ett sätt för National Grid att få tillbaka en del av sina kostnader och att påtvinga användarna ett incitament att minimera förbrukningen på topp, och därigenom underlätta behovet av investeringar i systemet. Det uppskattas att dessa avgifter minskade toppbelastningen med cirka 1 GW av säg 57 GW. [ citat behövs ]

Detta är den huvudsakliga inkomstkällan som National Grid använder för att täcka sina kostnader för långdistansöverföring av högspänning (lägre spänningsdistribution debiteras separat). Nätet tar också ut en årlig avgift för att täcka kostnaden för att generatorer, distributionsnät och stora industrianvändare ansluter.

Triadavgifter uppmuntrar användare att minska belastningen under högtrafik; detta uppnås ofta genom att använda dieselgeneratorer. Sådana generatorer används också rutinmässigt av National Grid.

Uppskattning av kostnader per kW⋅h överföring

Om de totala kvittonen för TNUoS eller Triad (säg £15 000/MW·år × 50 000 MW = £750 miljoner/år) divideras med det totala antalet enheter som levererats av det brittiska produktionssystemet under ett år (det totala antalet sålda enheter – säg 360 terawatt-timmar (1,3 EJ).), då kan man göra en grov uppskattning av överföringskostnaderna, och man får siffran runt 0,2p/kW⋅h. Andra uppskattningar ger också en siffra på 0,2p/kW⋅h.

Men Bernard Quigg noterar: "Enligt årsbokslutet 6/07 för NGC UK-överföring, bar NGC 350TW⋅h för en inkomst på £2012m 2007, dvs. NGC får 0,66p per kW-timme. Med två års inflation till 2008/ 9, säg 0,71p per kW⋅h.", men detta inkluderar även generatorernas anslutningsavgifter.

Generationsavgifter

För att få leverera el till transmissionssystemet måste generatorer vara licensierade (av BEIS) och ingå ett anslutningsavtal med NGET som även ger Transmission Entry Capacity (TEC). Generatorer bidrar till kostnaderna för att driva systemet genom att betala för TEC, till generationens TNUoS-tariffer som fastställts av NGET. Detta debiteras på basis av maximal kapacitet. Med andra ord skulle en generator med 100 MW TEC som endast genererade med en maximal hastighet på 75 MW under året fortfarande debiteras för hela 100 MW TEC. [ citat behövs ]

I vissa fall finns det negativa TNUoS-tariffer. Dessa generatorer betalas ett belopp baserat på deras maximala nettotillförsel under tre provkörningar under året. Detta representerar den kostnadsminskning som orsakas av att ha en generator nära landets centrum för efterfrågan. [ citat behövs ]

National Grid använder en nättjänstmarknad . "Dynamic Containment" startade i oktober 2020, initialt prissatt till £17 per MW per timme, och Dynamic Regulation (DR) startade i april 2022.

Kräv avgifter

Elkonsumenter delas in i två kategorier: halvtimmesmätare (HH) och icke-halvtimmesmätare (NHH). Kunder vars toppbehov är tillräckligt högt är skyldiga att ha en HH-mätare, som i praktiken tar mätarställning var 30:e minut. Avgifterna för dessa kunders elleverantörer varierar därför 17 520 gånger per år (ej skott).

TNUoS-avgifterna för en HH-uppmätt kund baseras på deras efterfrågan under tre halvtimmesperioder med störst efterfrågan mellan november och februari, känd som triaden. På grund av efterfrågan på el i Storbritannien infaller de tre triadperioderna alltid tidigt på kvällen och måste vara åtskilda av minst tio klara arbetsdagar. TNUoS-avgifterna för en HH-kund är helt enkelt deras genomsnittliga efterfrågan under triadperioderna multiplicerat med tariffen för deras zon. Därför (från 2007) skulle en kund i London med en genomsnittlig efterfrågan på 1 MW under de tre triadperioderna betala £19 430 i TNUoS-avgifter.

TNUoS-avgifter som tas ut på NHH-kunder är mycket enklare. En leverantör debiteras för summan av sin totala förbrukning mellan kl. 16.00 och 19.00 varje dag under ett år, multiplicerat med aktuell taxa.

Begränsade betalningar

Tvångsbetalningar är betalningar till generatorer över en viss storlek, där riksnätet ger dem leveransinstruktioner om att de inte kan ta den el som generatorerna normalt skulle tillhandahålla. Detta kan bero på bristande överföringskapacitet, bristande efterfrågan eller oväntad överproduktion. En tvångsbetalning är ersättning för produktionsminskningen.

Stora incidenter

Strömavbrott på grund av fel i stamnätet, eller brist på produktion för att förse det med tillräckligt med ström, är mycket sällsynta. Systemets övergripande prestanda publiceras på National Grids hemsida och inkluderar en enkel högnivåsiffra för transmissionssystemets tillgänglighet. För 2021–22 var detta 99,999612 %.

Under 2020–21 orsakade frågor som berörde lågspänningsdistributionsnäten – som National Grid inte ansvarar för – nästan alla de 60 minuter eller så per år, i genomsnitt, av oplanerade inhemska strömavbrott.

Sedan 1990 har det varit ett litet antal framträdande strömavbrott som var kopplade till National Grid:

augusti 2003

Huvudartikel: London blackout 2003

Tidigt på kvällen den 28 augusti 2003 drabbade ett strömavbrott 476 000 kunder i södra London-området, såväl som Londons tunnelbana och vissa järnvägstjänster, under cirka 40 minuter. Totalt gick 724 MW last bort.

En oljeläcka hade lämnats obehandlad, förutom påfyllning, i många månader i väntan på en ordentlig åtgärd. Detta orsakade ett larm som misstolkades av National Grids kontrollrum. När man kopplade bort den förmodade felaktiga utrustningen, orsakade ett feldimensionerat skyddsrelä installerat flera år tidigare att en strömbrytare löste ut, vilket resulterade i att strömförsörjningen till två stora transformatorstationer i södra London bröts.

september 2003

En vecka efter strömavbrottet i London, den 5 september 2003, inträffade en incident vid Hams Hall transformatorstation som påverkade leveransen till 201 000 kunder i östra Birmingham. Berörda kunder var Network Rail, Birmingham International Airport och National Exhibition Centre, med totalt 301 MW last förlorad.

Detta tillskrevs ett fel som National Grid gjorde vid idrifttagning av skyddssystem efter att ha uppgraderat komponenter i transformatorstationen i augusti.

maj 2008

Den 27 maj 2008 med start kl. 11:34 kopplades två av Storbritanniens största kraftverk, Longannet i Fife och Sizewell B i Suffolk, från nätet ("trippade") inom några minuter från varandra. Den totala sammanlagda produktionsförlusten orsakad av dessa resor var minst 1714 MW — större än den maximala förlusten på 1260 MW som nätet behövdes för att klara den dagen.

Systemfrekvensen sjönk omedelbart till 49,2 Hz, och efterföljande ytterligare genereringsresor på grund av automatiskt skydd fick frekvensen att sjunka ytterligare till ett lågt värde på 48,8 Hz. Detta gjorde att distributionsnäten automatiskt kopplade bort vissa kunder för att stoppa frekvensfallet, och under de närmaste timmarna beordrade National Grid distributionsnäten att minska spänningen för att minska efterfrågan. Minst 500 000 kunder tappade ström. Inom 40 minuter tilläts distributionsnäten att återansluta alla kunder, även om spänningskontrollen fortsatte i vissa områden till 18:07.

Händelsen beskrevs som en "gigantisk slump" och tillskrevs inte bristande investeringar. Ändå avslöjades ett antal problem av evenemanget. Generationsskyddets beteende vid plötsliga frekvensförändringar gjorde att ett antal generatorer kopplade från nätet felaktigt. Systemen för lågfrekvent behovsavstängning och spänningskontroll gav inte heller så mycket efterfrågeminskning som de var avsedda för, men detta hade inte någon betydande inverkan på avbrottet.

augusti 2019

Den tredje händelsen inträffade den 9 augusti 2019, när omkring en miljon kunder över hela Storbritannien befann sig utan ström. Blixten slog ner i en transmissionsledning klockan 16:52, vilket orsakade förlusten av 500 MW inbäddad (mest solenergi) produktion. Nästan omedelbart Little Barford Power Station och Hornsea Wind Farm inom några sekunder från varandra, vilket tog bort 1 378 GW i produktion, vilket var mer än den 1 GW reservkraft (storleken på den största enskilda förväntade förlusten) som operatören upprätthöll just då. Nätfrekvensen sjönk till 48,8 Hz innan automatisk belastningsavlastning kopplade bort 5 % av de lokala distributionsnäten (1,1 miljoner kunder) under 15 till 20 minuter; denna åtgärd stabiliserade de återstående 95 % av systemet och förhindrade en större blackout.

Även om strömmen hela tiden upprätthölls till järnvägsnätet (men inte till signalsystemet), orsakade minskningen av frekvensen att 60 Thameslink Class 700 och 717 tåg misslyckades. Hälften startades om av förarna men de andra krävde att en tekniker kom ut till tåget för att starta om det. Detta ledde till betydande reseavbrott under flera timmar på East Coast Main Line och Thameslink-tjänsterna. Tillförseln till Newcastle flygplats avbröts också, och en svaghet avslöjades i reservkraftsarrangemangen på Ipswich Hospital .

En undersökning av Ofgem avslutades i januari 2020. Den fann att Little Barford och Hornsea One hade misslyckats med att vara anslutna till nätet efter blixtnedslaget, och deras operatörer – RWE respektive Ørsted – gick med på att vardera betala 4,5 miljoner pund till Ofgems kompensationsfond . Dessutom bötfällde Ofgem distributionsnätoperatören UK Power Networks med 1,5 miljoner pund för att ha börjat återansluta kunder innan de fick tillstånd att göra det, även om denna överträdelse av förfarandet inte påverkade återställningen av systemet.

Mindre incidenter

november 2015

Den 4 november 2015 utfärdade National Grid ett nödmeddelande där de bad om frivilliga strömavbrott på grund av "flera anläggningshaveri". Inga strömavbrott inträffade men grossistpriserna för el steg dramatiskt, med nätet som betalade upp till 2 500 pund per megawattimme.

Se även

Vidare läsning

externa länkar

Hämtad från " https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=National_Grid_(Great_Britain)&oldid=1140824367 "