Войти
ЛЭП 400 кВ в Чешире В секторе электроэнергетики в Соединенном Королевстве National Grid - это высоковольтная сеть передачи электроэнергии , обслуживающая Великобританию, соединяющая электростанции и основные подстанции и обеспечение того, чтобы электричество, произведенное на них, можно было использовать для удовлетворения спроса в других местах. Сеть охватывает большую часть Великобритании и несколько близлежащих островов. Он не распространяется на Ирландию ; Северная Ирландия является частью единого рынка электроэнергии с Ирландской Республикой.
Сеть Великобритании подключена как глобальная синхронная сеть номинально работает на 50 герц. Есть также подводные соединения с другими сетями в северной Франции (HVDC Cross-Channel ), Северной Ирландии (HVDC Moyle ), на острове Мэн (AC Interconnector от острова Мэн до Англии ), Нидерландов (DC BritNed ) и Республики Ирландия (DC EirGrid ).
После распада Центрального управления электроэнергетики в 1990 году право собственности и управление Национальной энергосистемой в Англии и Уэльсе перешло к National Grid Company plc, позже чтобы стать National Grid Transco, и теперь National Grid plc. В Шотландии сеть уже была разделена на два отдельных объекта, один для южной и центральной Шотландии, а другой для северной Шотландии, с соединителями. Первый принадлежит и обслуживается SP Energy Networks, дочерней компанией Scottish Power, а другой - SSE. Тем не менее, National Grid plc продолжает оставаться оператором системы передачи для всей сети Великобритании.
Электропилоны в городской зоне в Падси, Западный Йоркшир.В конце 19 века Никола Тесла установил принципы трехфазного высокого напряжения распределение электроэнергии, когда он работал в Westinghouse i в Соединенных Штатах. Первым, кто использовал эту систему в Соединенном Королевстве, был Чарльз Мерц из консалтингового партнерства Merz McLellan на своей электростанции Neptune Bank рядом с Ньюкасл-апон-Тайн. Он открылся в 1901 году и к 1912 году превратился в крупнейшую интегрированную энергосистему в Европе. Остальная часть страны, однако, продолжала использовать лоскутное одеяло из небольших сетей снабжения.
В 1925 году британское правительство попросило лорда Вейра, промышленника из Глазго, решить проблему неэффективной и раздробленной британской электроэнергетической отрасли. Вейр проконсультировался с Merz, и в результате был принят Закон 1926 года об электроэнергии (поставке), который рекомендовал создать «национальную gridiron » систему электроснабжения. В соответствии с Законом 1926 года было создано Центральное управление электроснабжения, которое установило первую в Великобритании синхронизированную общенациональную сеть переменного тока, работающую на 132 кВ, 50 Гц.
Вертолет National Grid проверяет воздушные кабели в Большом Манчестере Сеть была создана из 6400 километров (4000 миль) кабелей - в основном воздушных кабелей - соединяющих 122 наиболее эффективных электростанций. Первая «сеточная башня» была возведена недалеко от Эдинбурга 14 июля 1928 года, а работы были завершены в сентябре 1933 года с опережением графика и в рамках бюджета. Она начала функционировать в 1933 году как серия региональных сетей со вспомогательными межсетевыми соединениями для аварийного использования. После несанкционированного, но успешного краткосрочного параллельного включения всех региональных сетей ночными инженерами 29 октября 1937 года, к 1938 году сеть работала как национальная система. К тому времени рост числа потребителей электроэнергии был самым быстрым в мире, увеличившись с трех четвертей миллиона в 1920 году до девяти миллионов в 1938 году. Это доказало свою ценность во время блиц, когда Южный Уэльс предоставил электроэнергию. для замены потерянной мощности электростанций Баттерси и Фулхэм. Сеть была национализирована в соответствии с Законом об электроэнергии 1947 года, который также создал Британское управление электроэнергетики. В 1949 году Британское управление электроэнергетики решило модернизировать сеть, добавив линии 275 кВ.
На момент своего создания в 1950 году система электропередачи 275 кВ была спроектирована как часть национальной системы электроснабжения с ожидаемой общей потребляемой мощностью 30 000 МВт к 1970 году. Прогнозируемый спрос уже был превышен к 1960 году. Рост привел к тому, что Центральный совет по производству электроэнергии в 1960 году провел исследование будущих потребностей в передаче электроэнергии. Отчет был завершен в сентябре 1960 года, и его исследование описано в документе, представленном Институту инженеров-электриков Э.С. Бут, Д. Кларк, Дж.Л. Эггинтон и Дж. Форрест в 1962 году.
В исследовании, наряду с возросшим спросом, учитывалось влияние на систему передачи быстрого прогресса в проектировании генераторов, в результате чего проектируемые электростанции установленной мощностью 2 000–3 000 МВт. Эти новые станции в основном должны были быть расположены там, где можно было бы воспользоваться избытком дешевого низкосортного топлива и достаточными запасами охлаждающей воды, но эти ситуации не совпадали с центрами нагрузки. West Burton с 4 машинами по 500 МВт, расположенный на угольном месторождении Nottinghamshire недалеко от реки Трент, является типичным примером. Эти разработки сместили акцент на передающую систему с межсетевого взаимодействия на основную функцию передачи большого объема электроэнергии от генерирующих зон к центрам нагрузки, как, например, ожидаемая в 1970 году передача около 6000 МВт из Мидлендс в родные округа.
Дальнейшее усиление и расширение существующих систем 275 кВ рассматривалось как возможное решение. Однако, помимо технической проблемы очень высокого уровня неисправностей, потребовалось бы гораздо больше линий для получения расчетных переходов на 275 кВ. Поскольку это не соответствовало политике Центрального управления электроэнергетики по сохранению удобств, было предпринято поиск дальнейшего решения. В качестве альтернативы рассматривались схемы на 400 кВ и 500 кВ, каждая из которых давала достаточный запас для будущего расширения. Решение в пользу системы 400 кВ было принято по двум основным причинам. Во-первых, большинство линий 275 кВ можно было повысить до 400 кВ, а во-вторых, предусматривалось, что эксплуатация на 400 кВ может начаться в 1965 году по сравнению с 1968 годом для схемы 500 кВ. Начались проектные работы, и для выполнения программы на 1965 год необходимо было подрядное проектирование, чтобы первые проекты выполнялись одновременно с проектированием. Одним из таких проектов была закрытая подстанция 400 кВ West Burton, первая секция которой была введена в эксплуатацию в июне 1965 года. С 1965 года сеть была частично модернизирована до 400 кВ, начиная с 150-мильной (241 km) от Sundon до West Burton, чтобы стать суперсеткой.
В самом последнем выпуске кода, который управляет British Grid, Сетевой кодекс, суперсеть определяется как относящаяся к тем частям британской системы электропередачи, которые подключены под напряжением, превышающим 200 кВ. Поэтому британские специалисты по планированию энергосистем и операционный персонал неизменно говорят о Supergrid в этом контексте, хотя на практике используемое определение охватывает всю инфраструктуру, принадлежащую компании National Grid в Англии и Уэльсе, и (в Англии и Уэльсе) никакого другого оборудования.
В 2013 году началось строительство подводного Западного HVDC-канала мощностью 2,2 ГВт из Шотландии в Северный Уэльс, которое было завершено в 2018 году. Это первый крупный не- переменного тока соединение с сетью внутри Великобритании, хотя в соединительных линиях с зарубежными сетями уже используется HVDC.
Производство электроэнергии в Великобритании по источникам 1980–2018 гг. 
Поставка электроэнергии (нетто) с 1948 по 2008 гг. | Внешний образ | |
|---|---|
 Текущее состояние сетки |
Непрерывная синхронная сетка охватывает Англию (включая остров Уайт ), Шотландию (включая некоторые из шотландских островов, такие как Оркнейские острова, Скай и Западные острова с ограниченными возможностями подключения), Уэльс и остров Мэн.
Следующие цифры взяты из отчета за семь лет 2005 г. (SYS)
Общая генерирующая мощность примерно поровну обеспечивается за счет возобновляемых, ядерных, угольных сжигаемых и газовых сжигаемых электростанции. Годовое потребление энергии в Великобритании составляет около 360 ТВт-ч (1,3 ЭДж) при среднем коэффициенте нагрузки 72% (т. Е. 3,6 × 10 / (8760 × 57 × 10).
Цифры снова взяты из SYS 2005 года.
Несмотря на то, что общие потери в национальной сети низкие, при дальнейшем распределении электроэнергии потребителю возникают значительные дальнейшие потери, вызывающие общие потери при распределении около 7,7%. Однако потери различаются существенно для потребителей, подключенных к разному напряжению; подключенные к высокому напряжению общие потери составляют около 2,6%, при среднем напряжении 6,4% и при низком напряжении 12,2%.
Выработанная мощность, поступающая в сеть, измеряется при высоком напряжении сторона генератор трансформатор. Таким образом, любые потери мощности в генераторном трансформаторе учитываются в генерирующей компании, а не в энергосистеме. Потери мощности в трансформаторе генератора не влияют на потери в сети.
В 2009–2010 гг. Средний переток электроэнергии составлял около 11 ГВт с севера Великобритании, особенно из Шотландии и северной Англии, на юг Великобритании через сетка. Предполагалось, что к 2014 году этот поток вырастет примерно до 12 ГВт. Завершение строительства Западной линии связи HVDC в 2018 году добавило мощности для потока 2,2 ГВт между Западной Шотландией и Северным Уэльсом.
Из-за потеря мощности, связанная с этим потоком с севера на юг, эффективность и действенность новых генерирующих мощностей в значительной степени зависит от его местоположения. Например, новые генерирующие мощности на южном побережье имеют примерно на 12% большую эффективность из-за снижения потерь электроэнергии в системе передачи по сравнению с новыми генерирующими мощностями в северной Англии и примерно на 20% большей эффективности, чем в северной Шотландии.
Сеть Великобритании соединена с соседними европейскими электрическими сетями подводными силовыми кабелями на уровне межсоединения электроэнергии (пропускная способность по отношению к производственной мощности), которая составляла 6% на 2014. Подключены кабели постоянного тока к северной Франции (2 ГВт HVDC Cross-Channel ), Нидерландам (1 ГВт BritNed ), Северной Ирландии (500 МВт HVDC Мойл ), Ирландия (500 МВт соединитель Восток-Запад ) и Бельгия (1 ГВт канал Nemo ). Также имеется кабель переменного тока мощностью 40 МВт к острову Мэн (соединительный узел от острова Мэн до Англии ). Планируется проложить кабели, чтобы связать Великобританию с Норвегией (1,4 ГВт NSN Link ), Данией через 1,4 ГВт Viking Link, второе соединение с Францией и Исландией в будущем..
Энергосистема Великобритании имеет доступ к некоторым большим системам гидроаккумулирования, в частности, к электростанции Dinorwig, которая может обеспечивать 1,7 ГВт в течение многих часов.
В настоящее время также имеется несколько сетевых батарей, и по состоянию на июнь 2019 года в сети Великобритании было подключено 700 МВт аккумуляторной энергии с годовым ростом на 70%.
National Grid несет ответственность за заключение контрактов на краткосрочное генерирующее обеспечение для покрытия ошибок прогнозирования спроса и внезапных отказов на электростанциях. Это покрывает несколько часов работы, давая время для заключения рыночных контрактов для обеспечения долгосрочного балансирования.
Частотно-характеристика предназначена для поддержания частоты переменного тока системы в пределах ± 1% от 50 Гц, кроме исключительных обстоятельств. Они используются посекундно для снижения спроса или для обеспечения дополнительной генерации.
Резервные услуги - это группа услуг, каждая из которых действует с разным временем отклика:
Эти резервы являются размером d по трем факторам:
Английская и валлийская части National Grid контролируется Национальным центром управления сетью, который расположен в St Catherine's Lodge, Sindlesham, Wokingham в Беркшире. Иногда его называют «секретным» местом. По состоянию на 2015 г. система постоянно подвергается кибератаке.
, хотя передающая сеть в Шотландии принадлежит отдельным компаниям - SP Transmission plc (часть Scottish Power ) на юге и Scottish Hydro. Electric Transmission plc (часть Scottish and Southern Electricity Networks ) на севере - общий контроль находится в руках оператора национальной сети.
Затраты на эксплуатацию Национальная электросетевая система возмещается Национальным оператором сетевой электрической системы (NGESO) за счет взимания платы за использование системы передачи (TNUoS) с пользователей системы. Затраты распределяются между производителями и потребителями электроэнергии.
Тарифы ежегодно устанавливаются NGET и носят зональный характер, то есть страна разделена на зоны, каждая с разными тарифами на генерацию и потребление. В целом тарифы выше для производителей на севере и потребителей на юге. Это характерно для того факта, что в настоящее время существует поток электроэнергии с севера на юг, и дополнительные нагрузки на систему, увеличивающие спрос в областях, где в настоящее время высокий спрос вызывают.
«Триада спроса» - это показатель спроса, который ретроспективно сообщает три числа о пиковом спросе в период с ноября по февраль (включительно) каждую зиму. Чтобы стимулировать использование национальной сети, чтобы она была менее «пиковой», триада используется в качестве основы для дополнительных сборов, уплачиваемых пользователями (лицензированными поставщиками электроэнергии) национальной сети: пользователи платят меньше, если могут управлять их использованием, чтобы быть менее острым.
Для расчета за каждый год анализируются исторические показатели системного спроса, чтобы определить три получасовых периода высокого среднего спроса; эти три периода известны как триады. Это периоды (а) периода максимальной нагрузки системы и (б) два других периода максимальной нагрузки, которые отделены от пиковой нагрузки системы и друг от друга не менее чем на десять дней.
Для электростанций платный спрос - это только чистый спрос на участке (согласно правилу 14.17.10 CUSC), поэтому, когда объект является чистым экспортным (т. Е. Общая измеренная выработка на этом участке превышает общую измеряемую отдельно мощность станции), что отдельно измеряемая потребность станции не несет ответственности за плату за потребление TNUoS в отношении потребности станции в триаде.
Даты триады в последние годы были:
| Год | Триада 1 | Триада 2 | Триада 3 |
|---|---|---|---|
| 2015/16 | Среда, 25 ноября 2015 г., 17:00 - 17:30 | Вторник, 19 января 2016 г., 17: 00–17: 30 | Понедельник, 15 февраля 2016 г., 18: 00–18: 30 |
| 2016/17 | понедельник, 5 декабря 2016 г., 17:00 - 17:30 | четверг, 5 января 2017 г., 17:00 - 17:30 | понедельник 23 января 2017 г., 17:00 - 17:30 |
| 2017/18 | понедельник, 11 декабря 2017 г., 17:30 - 18:00 | понедельник, 26 февраля 2018 г., 18: 30– 19:00 | Понедельник, 5 февраля 2018 г., 18: 00–18: 30 |
В апреле каждого года каждый лицензированный поставщик электроэнергии (например, Centrica, BGB и т. Д.) взимается ежегодная плата за нагрузку на сеть в течение этих трех получасовых прошлой зимы. Точные тарифы зависят от расстояния от центра сети, но на юго-западе они составляют 21 000 фунтов стерлингов за МВт. В среднем по стране около 15 000 фунтов стерлингов / МВт. Это средство для National Grid возместить свои расходы и побудить пользователей минимизировать потребление в пиковые часы, тем самым уменьшая потребность в инвестициях в систему. По оценкам, эти сборы снизили пиковую нагрузку примерно на 1 ГВт из, скажем, 57 ГВт.
Это основной источник дохода, который National Grid использует для покрытия своих затрат на передачу высокого напряжения на большие расстояния (ниже распределение напряжения оплачивается отдельно). Сеть также взимает ежегодную плату для покрытия затрат на подключение генераторов, распределительных сетей и крупных промышленных пользователей.
Плата за триаду побуждает пользователей снижать нагрузку в периоды пиковой нагрузки; это часто достигается с помощью дизель-генераторов. Такие генераторы также обычно используются National Grid.
Если общие поступления TNUoS или Triad (скажем, 15 000 фунтов стерлингов / МВт · год × 50 000 МВт = фунтов стерлингов) 750 миллионов в год) делится на общее количество единиц, поставленных британской генерирующей системой за год (общее количество проданных единиц - скажем, 360 тераватт-часов (1,3 эДж).), Тогда можно сделать приблизительную оценку. затраты на передачу, и получается цифра около 0,2 пенсов / кВт⋅ч. Другие оценки также дают цифру 0,2 пенса / кВт⋅ч.
Однако Бернард Куигг отмечает: «Согласно годовым отчетам по передаче электроэнергии NGC в Великобритании от 06.07, NGC провела 350 ТВтч при доходе в £ 2012 м в 2007 году, то есть NGC получает 0,66 пенсов за киловатт-час. С двухлетней инфляцией до 2008/9 года, скажем, 0,71 пенсов за киловатт-час », но это также включает плату за подключение генераторов.
Чтобы получить разрешение на поставку электроэнергии в систему передачи, генераторы должны иметь лицензию (BEIS) и заключить соглашение о подключении с NGET, которое также предоставляет входную мощность передачи ( TEC). Производители вносят свой вклад в расходы на эксплуатацию системы, оплачивая TEC по тарифам TNUoS для генерации, установленным NGET. Плата взимается на основе максимальной емкости. Другими словами, генератор с ТЕС 100 МВт, который генерирует только максимальную мощность 75 МВт в течение года, все равно будет оплачиваться за полные 100 МВт ТЕС.
В некоторых случаях существуют отрицательные тарифы TNUoS. Этим производителям выплачивается сумма, основанная на их пиковом нетто-предложении за три испытательных прогона в течение года. Это представляет собой снижение затрат, вызванное расположением генератора так близко к центру спроса в стране.
Потребители электроэнергии делятся на две категории: с получасовым счетчиком (HH) и с полчасовым счетчиком (NHH). Клиенты, чья пиковая нагрузка достаточно высока, обязаны иметь счетчик HH, который, по сути, снимает показания счетчика каждые 30 минут. Таким образом, ставки, по которым взимаются сборы с поставщиков электроэнергии этих потребителей, варьируются в 17 520 раз в (невисокосный) год.
Тарифы TNUoS для абонента, измеряющего ДН, основаны на их спросе в течение трех получасовых периодов наибольшего спроса с ноября по февраль, известных как Триада. Из-за характера спроса на электроэнергию в Великобритании три периода триады всегда приходятся на ранний вечер и должны быть разделены как минимум десятью ясными рабочими днями. Плата TNUoS для клиента HH - это просто их средний спрос в течение периодов триады, умноженный на тариф для их зоны. Следовательно, (по состоянию на 2007 год) потребитель в Лондоне со средней потребляемой мощностью 1 МВт в течение трех периодов триады должен был заплатить 19 430 фунтов стерлингов в качестве платы за TNUoS.
Плата TNUoS, взимаемая с клиентов, измеряющих NHH, намного проще. С поставщика взимается плата за общее потребление в период с 16:00 до 19:00 каждый день в течение года, умноженное на соответствующий тариф.
Ограничительные платежи - это платежи производителям сверх определенного размера, когда Национальная электросеть дает им инструкции по диспетчеризации, что они не могут принимать электроэнергию, которую генераторы обычно предоставляют. Это может быть из-за нехватки пропускной способности, дефицита спроса или неожиданного превышения выработки. Плата за ограничение является компенсацией за сокращение выработки.
Отключение электроэнергии из-за проблем в инфраструктуре суперсети (определенных в Сетевом кодексе как система передачи, эксплуатируемая National Grid, которая в Англии и Уэльсе состоит из линий с напряжением 275 000 вольт и 400 000 вольт), или из-за отсутствия генерации для снабжения ее достаточным количеством энергии в каждый момент времени, чрезвычайно редки. Номинальный стандарт надежности электроснабжения - отключение электроэнергии из-за отсутствия генерации в течение девяти зим из ста.
Общий показатель эффективности передачи электроэнергии опубликован на веб-сайте NGET и включает простой общий показатель доступности передачи и надежности снабжения. В 2008–2009 годах это было 99,99979%. Проблемы, влияющие на низковольтные распределительные системы, за которые National Grid не несет ответственности, в среднем вызывают почти все 60 минут или около того в год отключения электроэнергии в быту. Большинство этих перерывов в распределении низкого напряжения, в свою очередь, происходит по вине третьих сторон, таких как рабочие, проходящие через кабели уличной сети (или подземные кабели высокого напряжения); этого не происходит с основными линиями электропередачи, которые по большей части являются воздушными на опорах. Для сравнения с доступностью суперсетей регулирующий орган Ofgem опубликовал данные о работе 14 распределительных сетей.
С 1990 года произошло три отключения электроэнергии, имеющих серьезное значение для страны, которые были связаны с National Grid, два из-за проблем с генерацией.
Первое дело было в 2003 г. и касалось состояния активов National Grid. National Grid была причастна к отключению электроэнергии в 10% Лондона в августе - см. отключение электроэнергии в Лондоне в 2003 г.. В некоторых новостях в то время Grid обвиняли в недостаточном инвестировании в новые активы; Выяснилось, что утечка трансформаторного масла оставалась без лечения, за исключением дозаправки, в течение многих месяцев до надлежащего устранения. Также выяснилось, что произошла значительная ошибка в настройке реле защиты, которая стала очевидной, что привело к отключению электроэнергии только тогда, когда первая неисправность, утечка масла, имела реальный эффект. National Grid потребовалось некоторое время, чтобы признать эти аспекты инцидента.
Второй случай произошел в мае 2008 г. и был связан с проблемами генерации, за которые National Grid не несла ответственности. Произошло отключение электроэнергии, при котором операторы распределительной сети предприняли защитное отключение частей сети в соответствии с заранее установленными правилами из-за внезапной потери генерирующей мощности, что привело к серьезному падению частоты системы. Во-первых, две крупнейшие электростанции Великобритании, Longannet в Файфе и Sizewell B в Саффолке, неожиданно отключились («отключились») с интервалом в пять минут. Между двумя поездками не было никакой связи: первое не повлекло за собой второе. Такая потеря весьма необычна; на тот момент Энергосистема застраховала только от потери 1320 МВт - «предел редких потерь на входе» (который вырос до 1800 МВт с 2014 года). Два отключения вызвали внезапное неблагоприятное изменение баланса выработки и потребления в суперсети на 1 510 МВт, и частота упала до 49,2 Гц. В то время как частота падала до 49,2 Гц или сразу после того, как она достигла этой точки, 40 МВт ветряных электростанций и более 92 МВт других встроенных генераторов (то есть подключенных к распределительной системе, а не напрямую к суперсети), например как полигон, отключенный из-за высокой скорости изменения частоты («ROCOF»), как и предполагается в соответствии с правилами подключения G 59/2.
Частота на короткое время стабилизировалась на уровне 49,2 Гц. Это было бы приемлемым отклонением частоты, даже если бы оно было ниже обычного нижнего предела 49,5 Гц, и восстановление не было бы проблемой. Тот факт, что частота стабилизировалась на этом уровне, несмотря на запроектное событие, можно рассматривать как обнадеживающий. Ирландия, которая является меньшей системой, имеет более темпераментную (и, следовательно, менее стабильную) сетку, видит около 10 частотных отклонений ниже 49,5 Гц в год - ее целевая частота составляет 50 Гц, как и в Великобритании. Потребители не заметили бы небольшого падения частоты системы; другие аспекты их питания, такие как напряжение, остались безупречными. Следовательно, не было бы ущерба для потребителей; все было бы хорошо в этот момент, если бы не произошло ничего плохого.
Однако возникли дополнительные проблемы, влияющие на генераторы меньшего размера, поскольку частота оставалась ниже 49,5 Гц более нескольких секунд, а также из-за неправильных настроек управления некоторыми генераторами. Стандарт подключения G 59/2 для встроенной генерации гласит, что они не должны отключаться (прекращать генерацию) в результате устойчиво низкой частоты, пока частота не упадет ниже 47 Гц. Однако в ряде встроенных генераторов использовалось устаревшее управляющее программное обеспечение, несовместимое с G59 / 2, поскольку оно по ошибке отключает их (в соответствии с предыдущим стандартом G / 59, действовавшим на момент их проектирования и спецификации), если частота падает ниже 49,5 Гц на несколько секунд. По этой причине еще 279 МВт встроенной генерации отключились из-за низкой частоты при 49,2 Гц. Это было проблемой, поскольку у энергосистемы не было оставшейся доступной резервной маржи быстродействующей генерации или реакции спроса. В результате частота упала до 48,792 Гц.
Правила энергосистемы гласят, что при падении частоты ниже 48,8 Гц операторы распределительных сетей должны применять обязательный контроль спроса. Это должно начинаться, если позволяет время, со снижения напряжения, за которым следует быстрое поэтапное принудительное отключение до 60 процентов всех потребителей, подключенных к распределительной сети (очень небольшое количество очень крупных потребителей подключено напрямую к суперсеть; для них применяются другие меры). Не было времени использовать снижение напряжения (которое удерживает потребителей в напряжении, но слегка снижает их спрос за счет небольшого снижения напряжения); В результате, 546 МВт потребности были автоматически отключены операторами распределительных сетей. Ни один из потребителей, напрямую подключенных к суперсети, не был отключен. К настоящему времени National Grid приняла другие меры для увеличения выработки на других объектах генерации (и спрос был снижен на тех участках клиентов, где заказчик вызвался на это, в обмен на возмещение, в соответствии с контрактами на реагирование на спрос с National Grid, или у их поставщика). Затем National Grid удалось восстановить системную частоту. Средняя продолжительность перебоев в электроснабжении 546 МВт, затронутых в основном низковольтным (например, внутренним) потреблением, составила 20 минут.
National Grid успела выдать предупреждение всем пользователям суперсети - «контроль спроса неизбежен», что находится в одном шаге от самого серьезного предупреждения «предупреждение об отключении по требованию». Во время этих инцидентов система подвергалась риску дальнейшей потери генерации, что могло привести к автоматическому отключению частей сети из-за срабатывания защиты от низкой частоты, чтобы гарантировать поддержание частоты в обязательных пределах.
Третье событие произошло 9 августа 2019 года, когда около миллиона клиентов по всей Великобритании оказались без электричества. В 16:52 молния ударила в линию электропередачи, что привело к потере 500 МВт встроенной генерации (в основном солнечной). Почти сразу же Электростанция Литтл Барфорд и Ветряная электростанция Хорнси отключились друг от друга с интервалом в несколько секунд, что снизило выработку электроэнергии на 1,378 ГВт, что превышает 1 ГВт резервной мощности, которую поддерживает оператор. Частота сети упала до 48,8 Гц до того, как автоматическое отключение нагрузки отключило 5% местных распределительных сетей (1,1 миллиона потребителей на 15-20 минут); это действие стабилизировало оставшиеся 95% системы и предотвратило более серьезное отключение электроэнергии. Хотя питание железнодорожной сети (но не системы сигнализации) постоянно поддерживалось, снижение частоты привело к появлению 60 поездов Thameslink класса 700 и 717. потерпеть неудачу. Половина была перезапущена машинистами, но другим потребовался техник, который вышел к поезду, чтобы перезапустить его. Это привело к существенным перебоям в поездках на несколько часов по магистральной линии восточного побережья и сервисам Thameslink. Также было нарушено снабжение аэропорта Ньюкасла, и обнаружилась слабость в резервных источниках питания в больнице Ипсвича.
Расследование, проведенное Ofgem, завершилось в январе 2020 года. Выявлено, что Little Barford и Hornsea One имели не смогли оставаться подключенными к сети после удара молнии, и их операторы - RWE и Эрстед соответственно - согласились выплатить каждому по 4,5 миллиона фунтов стерлингов в фонд возмещения ущерба Ofgem. Кроме того, Ofgem оштрафовал оператора распределительной сети UK Power Networks на 1,5 миллиона фунтов стерлингов за начало повторного подключения клиентов до получения разрешения на это, хотя это нарушение процедуры не повлияло на восстановление системы.
4 ноября 2015 г. компания National Grid выпустила экстренное уведомление с просьбой о добровольном отключении электроэнергии из-за «множественных поломок на заводе». Никаких отключений электроэнергии не произошло, но оптовые цены на электроэнергию резко выросли, при этом сеть платила до 2500 фунтов стерлингов за мегаватт-час.
 | На Wikimedia Commons есть материалы, связанные с National Grid (Великобритания). |
