Szkutnik, Gawlak - Informatyzacja w energetyce

Str. 36
Rynek Energii
Nr 2(81) - 2009
DYNAMICZNA EFEKTYWNOŚĆ ROZDZIAŁU
ENERGII ELEKTRYCZNEJ W SIECIACH ROZDZIELCZYCH
Jerzy Szkutnik, Anna Gawlak
Słowa kluczowe: innowacyjne technologie, efektywność dystrybucji energii
Streszczenie. Artykuł przedstawia wpływ nowoczesnych rozwiązań infrastruktury sieciowej na sprawność rozdziału energii
elektrycznej w sieciach rozdzielczych. Do tych elementów zaliczono przewody wysokotemperaturowe oraz transformatory
szeregu SUPERTRAFO. W oparciu o autorski program ostatniej generacji STRATY`2008 przeprowadzono szerokie analizy
opłacalności tego typu rozwiązań w spółkach dystrybucyjnych. Ostatecznej oceny dokonano na podstawie wskaźnika ENE
(Extend Network Efficiency ) pozwalającego na kompleksową ocenę proponowanych rozwiązań
1. WSTĘP
Słowo „straty” ma dwojakie znaczenie: straty w sensie finansowym oraz straty w sensie technicznym. W sensie
finansowym straty dzielone są na dwa rodzaje: straty w normie oraz straty ponad normę. Te dwie kategorie są
różnie traktowane w analizach ekonomicznych. Straty w normie wliczane są w koszty działalności, natomiast
straty ponad normę są rzeczywistymi stratami, obciążającymi działalność przedsiębiorstwa [2,3,4,12]
Ponieważ straty techniczne (fizyczne) mają wymiar finansowy, wskazany jest ich podział, odpowiadający
podziałowi w zakresie ekonomii. W rzeczywistych sieciach występuje jednak jeszcze jedna kategoria strat: tzw.
straty handlowe. Są to straty związane z procesem sprzedaży energii odbiorcom, ale też bywają takie, które łączą
się z zakupem. Nie są to straty techniczne, ale maja wymiar finansowy, a więc powinny również być podzielone
na odpowiednie kategorie. Oba rodzaje strat muszą być przeanalizowane oddzielnie, ponieważ problemy z ich
podziałem są zupełnie różne.
Rozróżnia się trzy rodzaje strat technicznych w elementach sieci:
- straty rzeczywiste, a więc te, które w danej sieci rzeczywiście występują,
- straty uzasadnione, to jest takie straty, które w danej sieci, w jej aktualnym stanie uzyskać można,
- straty optymalne, jakie w danej sieci występować powinny, przy aktualnych kosztach działalności.
Ostatni z omówionych rodzajów strat nie może być traktowany w kategoriach straty w normie i ponad normę,
ponieważ ich uzyskanie łączy się z inwestycjami. Należy przy okazji zauważyć, że z wyrywkowo
przeprowadzonych obliczeń wynika, że straty optymalne, w szczególności w sieciach średniego napięcia, są
wyższe od obliczonych. Jest to skutkiem wysokich kosztów budowy stacji 110/SN, w proporcji do kosztów
energii, a nawet kosztów zmiennych budowy linii. W sieciach niskiego napięcia bywa rozmaicie, aczkolwiek i tu
zdarza się, że sieć jest przeinwestowana. Wynika to zwykle ze zmniejszenia się obciążenia sieci.
Pozostają zatem dwie pozostałe kategorie: straty rzeczywiste i straty uzasadnione.
Pojęcie strat uzasadnionych wprowadzono do analizy strat w latach osiemdziesiątych. Przyjęto wówczas, że
jeżeli istnieją takie zakłady energetyczne, które mogą dany poziom strat osiągnąć, to można przyjąć założenie, że
inne mogą również ten poziom osiągnąć. Nie można jednak za punkt odniesienia przyjmować pojedynczego
zakładu, osiągającego najlepszy wynik w którymś z rodzajów strat, ponieważ taki pojedynczy wynik może być
przypadkowy. Wybrano zatem 11 zakładów energetycznych (1/3 wszystkich) osiągających najniższe straty i
obliczono dla nich średnie wartości wskaźników wpływających na poszczególne rodzaje strat. Przykładem może
być asymetria w sieciach niskiego napięcia: średni współczynnik asymetrii spadków napięć w najlepszych
zakładach wynosi 0,25. Podobnie obliczono średnie wartości współczynników idealizacji sieci, stanowiące ocenę
rozcięć linii w normalnych ruchu. Inaczej potraktowano jedynie sprawę kompensacji mocy biernych w transformatorach SN/nN – nie ma powodu aby straty te nie były kompensowane. Pełna kompensacja powoduje wzrost
strat w kondensatorach nN, jednak większa jest obniżka strat obciążeniowych w liniach SN.
Straty uzasadnione można uznać za straty w normie, natomiast różnicę między stratami rzeczywistymi
a uzasadnionymi za straty ponad normę. Ponieważ aktualnie nie są prowadzone obliczenia strat dla wszystkich
spółek dystrybucyjnych, można się oprzeć wyłącznie na danych o tej części, dla której dane są, a więc dla około
20 SD, co daje niezłą orientację w przedmiocie. Straty ponad normę są o około 14% wyższe od strat w normie
Nr 2(81) - 2009
Rynek Energii
Str. 37
dla sieci nN oraz o około 12% dla sieci SN – średnio ok. 13,25%. Nie jest to niby dużo, jednak może stanowić
rząd 2,5 mln zł rocznie dla przeciętnej SD.
Dla zilustrowania zagadnienia wybrano dwie przypadkowe spółki dystrybucyjne i pokazano dla nich przebieg
strat za 5 lat. Na rys. 1 pokazano straty w normie (uzasadnione) i straty ponad normę (nieuzasadnione) w skali
zakładów. Jak widać, przepływy są wyrównane.
600
500
kWh/odb
400
ponad normę
w normie
300
200
100
0
1997
1998
1999
2000
2001
lata
Rys.1. Straty w normie i ponad normę w sieciach nN i SN wybranej spółki dystrybucyjnej
W stratach uzasadnionych nie rozpatrywano ruchu sieci 110 kV. Sieć ta rządzi się innymi zasadami i wszelkiego
rodzaju ogólne sugestie nie mają sensu. Pewna różnica jaka występuje w sieci 110 kV wynika jedynie ze
zmniejszenia strat w sieciach niższych napięć, co ma pewien wpływ na straty obciążeniowe w sieci 110 kV.
Inna rzecz, że straty obciążeniowe w sieciach 110 kV mają najwyższy udział w ogólnym bilansie strat w sieciach
rozdzielczych. Wszelkie analizy układu pracy sieci 110 kV mogą dać zatem istotne korzyści. Jednak w ogólny
sposób nie można tego opisać.
W zakresie strat handlowych sytuacja jest trudniejsza. Straty te można podzielić na dwie podgrupy: tzw. straty
systematyczne, występujące powszechnie oraz straty nielegalnego poboru. Istnieje jeszcze trzecia kategoria strat,
tzw. straty ewidencyjne, wynikające z przesunięć i usterek w inkasie, ewentualnie również w pomiarze energii
wprowadzanej do sieci. Jednak nie są to rzeczywiste straty, a także są one niewielkie przy rocznej analizie –
silnie występują tylko w rozliczeniach miesięcznych. Z tych względów, z punktu widzenia kosztów, stratami
ewidencyjnymi można się nie zajmować. Ich szkodliwość polega na tym, że zaciemniają one obraz strat
rzeczywiście występujących.
Z pozostałych dwóch rodzajów strat pierwszy, straty systematyczne, jest prosty z punktu widzenia interpretacji.
Straty te wynikają głównie z progu rozruchu liczników energii. Liczniki mają i muszą mieć taki próg, nie mogą
się kręcić bez istotnej przyczyny. A jeśli istnieje taki próg, muszą występować również odbiory, które takiego
progu nie przekraczają. Są to rozmaite diody, a nawet urządzenia świecące bardzo małej mocy, transformatory
(np. dzwonkowe), które w stanie jałowym pobierają również bardzo małe moce. Jeżeli pracują one w tym czasie,
gdy załączone są również inne, większe odbiorniki, moc tych mniejszych sumuje się. Gdy jednak większe
odbiorniki nie pracują, małe nie powodują rozruchu liczników.
Można przyjąć, że straty systematyczne należą do grupy strat w normie. Wynoszą one około 75 kWh/odbiorcę i
rok. Nie są to dane zbyt pewne, wynikają bowiem ze szczegółowych badań prowadzonych w latach
siedemdziesiątych i osiemdziesiątych. Badania takie są bardzo pracochłonne, a zatem kosztowne i nie można się
spodziewać aby obecnie przeprowadzenie takich badań było realne. Nie wydaje się jednak, aby zmiany w tym
zakresie były wielkie. Podnosi się wprawdzie jakość liczników, z drugiej strony jednak wchodzi w użytkowanie
wiele odbiorów o niskich poborach mocy.
Drugim, wymagającym rozważenia, rodzajem strat handlowych są straty nielegalnego poboru. W tym zakresie
sprawa jest bardziej skomplikowana. Z jednej strony jest oczywiste, że strat takich w ogóle nie powinno być,
jednak z drugiej wiadomo, że zwalczanie tych strat jest bardzo trudne i na pewno nie da się ich zlikwidować z
dnia na dzień, a nawet z roku na rok. Podchodząc jednak realistycznie do tego zagadnienia można przyjąć np., że
straty nielegalnego poboru w wysokości równej stratom systematycznym można uznać za straty w normie, co
oznaczałoby, że straty w normie wynosiłyby 150 kWh/odb i rok, a reszta to straty ponad normę
Reasumując, można postawić wniosek, aby straty uzasadnione techniczne oraz podwójną wartość strat
handlowych systematycznych uważać za straty w normie, resztę natomiast za straty ponad normę.
Str. 38
Rynek Energii
Nr 2(81) - 2009
Przedstawione analizy w zakresie strat są możliwe na podstawie autorskiego oprogramowania najnowszej
generacji STRATY`2008, zawierającego szeroki wachlarz możliwości analitycznych w zakresie efektywności
rozdziału energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych [7,12]. Oprogramowanie to użyto do ostatecznych
analiz, zaprezentowano je w następnych rozdziałach artykułu.
2. PRZEWODY NOWEJ GENERACJI
Potrzeba przesyłania coraz większej ilości energii elektrycznej w połączeniu z trudnościami w uzyskaniu zgody
na budowę nowych linii zmusza firmy zajmujące się przesyłem energii elektrycznej do poszukiwania nowych
sposobów zwiększania zdolności przesyłowych istniejących linii. Jednym z rozwiązań jest podwyższenie
temperatury pracy przewodów, co w przypadku przewodów AFL pracujących w temperaturze +40°C wiąże się z
koniecznością kosztownego podwyższania lub/i wzmacniania słupów przy przechodzeniu do temperatury +60°C
lub +80°C, która jest najwyższą dopuszczalną temperaturą pracy przewodu AFL. W ostatnich latach wzrosło
użycie wysokotemperaturo-wych przewodów o małych zwisach HTLS (High Temperature Low Sag) o
maksymalnej temperaturze pracy osiągającej w niektórych przypadkach nawet +250°C. Od roku 1984 także w
Europie instalowane są przewody wysokotemperaturowe, co potwierdza słuszność tego kierunku rozwoju technologii sieci napowietrznych. W niniejszym artykule autorzy prezentują niektóre technologie przewodów HTLS
ze szczególnym uwzględnieniem technologii ACCC/TW jako obecnie najlepszej dostępnej technologii
przewodów o małych zwisach, dającej największy wzrost przepustowości linii przy najmniejszym koszcie
całkowitym instalacji i przy najmniejszych kosztach eksploatacyjnych. Przewód ACCC/TW najbardziej zbliżony
jest do ideału, ponieważ ze wszystkich przewodów o małym zwisie generuje najmniejsze straty pracując w
podwyższonej temperaturze, a pracując w temperaturze takiej samej jak wymieniany przewód AFL ogranicza
straty o 25% [5] w stosunku do strat występujących w linii z przewodem AFL. Sprawia to, że dzięki
zmniejszonym stratom po 1 – 3 latach przewód ACCC/TW sam się spłaca. Ponadto jako jedyny spośród
przewodów HTLS przewód ACCC/TW ze względu na własności kompozytowego rdzenia ma prawie płaską
charakterystykę zwisu w zależności od temperatury, co sprawia, że po przekroczeniu tzw. punktu kolanowego
wzrost temperatury powoduje bardzo mały przyrost zwisu, co pozwala wykorzystać w pełni jego zdolność pracy
w podwyższonych temperaturach, podczas gdy przewody innych technologii HTLS są w tym zakresie
ograniczone. ACCC/TW – przewód z aluminiowymi drutami segmentowymi i kompozytowym rdzeniem
wykorzystuje zalety całkowicie wyżarzonego aluminium 1350-O i rdzenia kompozytowego z włókien
węglowych i szklanych zatopionych w żywicy polimerowej (rys. 2). Ten wybór materiałów umożliwia pracę
przewodu w temperaturze do 200 oC. Sprawia to, że dzięki zmniejszonym stratom po 1–2 latach przewód
ACCC/TW sam się spłaca. Ponadto jako jedyny spośród przewodów HTLS przewód ACCC/TW ze względu na
własności kompozytowego rdzenia ma prawie płaską charakterystykę zwisu w zależności od temperatury, co
sprawia, że po przekroczeniu tzw. punktu kolanowego wzrost temperatury powoduje bardzo mały przyrost zwisu,
co pozwala wykorzystać w pełni jego zdolność pracy w podwyższonych temperaturach, bez konieczności
podwyższania lub/i wzmacniania słupów oraz przebudowy ich fundamentów.
Możliwości innych technologii HTLS są w tym zakresie ograniczone. Zaletami przewodów ACCC/TW są:
- długie przęsła = mniej słupów, mniej problemów przy budowie nowych linii, mniejsze zniszczenie
środowiska,
- niższe słupy,
- najmniejsza oporność spośród wszystkich przewodów HTLS,
- najwyższa wytrzymałość na zerwanie spośród wszystkich przewodów HTLS,
- bardzo mały zwis w wysokiej temperaturze,
- odporne na drgania eolskie i galopowanie,
- odporne na obciążenie lodem,
- najmniejszy poziom ulotu,
- nie zawierają stopów aluminiowych, lecz czyste aluminium (99,5%).
Nr 2(81) - 2009
Rynek Energii
Str. 39
Rys. 2. Przewód ACCC/TW [5]
3. ANALIZY EFEKTYWNOŚCI
Aktualnie produkowane transformatory mogą być urządzeniami skrajnie (w 99%) efektywnymi, ale parametr ten
zależy głównie od obciążenia. Straty w rdzeniu transformatora występują natomiast stale, od momentu włączenia
urządzenia do momentu jego wyłączenia i praktycznie nie zależą – w przeciwieństwie do strat w uzwojeniach –
od stopnia obciążenia transformatora. Sprawność transformatora, w ujęciu konwencjonalnym – przyjęto nazywać
iloraz mocy czynnej P2 oddawanej przez transformator, do mocy czynnej P1 pobieranej przez to urządzenie
(będącej sumą P2 oraz strat stanu jałowego oraz strat obciążeniowych)
η=
P2
%,
P2 + ∆Pj + ∆Pobc
(1)`
gdzie: P2 – moc czynna oddawana przez transformator, kW, ∆Pj – straty mocy jałowe, kW, ∆Pobc – straty mocy
obciążeniowe, kW.
Ze wzoru 1 wynika, że drogą do zwiększania sprawności jest obniżanie wskaźników strat jednostkowych w
transformatorach, a w przypadku analizy całej sieci rozdzielczej strat w liniach.
Działania inwestycyjne w kierunku zapewnienia jak najwyższej sprawności rozdziału powinny być oparte o
rachunek ekonomiczny. W dalszej części artykułu ograniczono się do jednego z narzędzi ocen – a mianowicie
okresu zwrotu inwestycji.
Okres zwrotu jest to czas, jaki jest wymagany aby strumień wpływów otrzymany z inwestycji całkowicie pokrył
wydatki na te inwestycje
okres zwrotu =
koszt nowego transfo
rmatora
zysk roczny
(2)
Przyjmując, w miejsce kosztu nowego transformatora ∆K ST jako koszt stacji dodatkowy wynikający z różnicy
pomiędzy transformatorem „super” a „klasycznym” oraz zysk roczny jako strumień wpływów roczny ∆W r
wynikający ze zmniejszenia jałowych i obciążeniowych strat energii w transformatorze, otrzymujemy okres
zwrotu jako czas wymagany aby strumień wpływów otrzymany z inwestycji pokrył koszty dodatkowe poniesione
na inwestycję z zastosowaniem nowoczesnych (droższych) technologii:
Ozw =
gdzie:
O ZW
∆K ST
,
∆Wr
(3)
∆K ST = K STK ⋅ (K 1 − 1),
(4)
∆Wr = C je ⋅ K 3 ⋅ δ∆ETr ,
(5)
- okres zwrotu kosztów inwestycji w latach,
∆K ST - koszt transformatora (stacji) dodatkowy,
K STK - koszt transformatora (stacji) klasycznego, K1 - krotność kosztów transformatora „SUPER” /
„KLASYCZNY”,
∆W r
- roczny strumień wpływów,
ceny energii elektrycznej,
SUPERTRAFO.
δ∆E Tr -
C je
- cena jednostkowa energii, K3 - wskaźnik zmian
różnica roczna strat energii dla transf. klasycznego i z szeregu
Str. 40
Różnicę
Rynek Energii
δ∆E Tr
Nr 2(81) - 2009
określa równanie:
δ∆ETr = (∆PFeN "K "
U
− ∆PFeN "S " ) ⋅ Tr ⋅  r
UN
2
(
)

 U cos ϕ s
1
 + (∆PCuN "K " − ∆PCuN "S " ) ⋅ β 2 k T 2t s2 + t s ⋅ Tr  s
3
 U r cos ϕ r

2

 ⋅ p R

(6)
gdzie: ∆PFeN "S " i ∆ PCuN " S " -straty jałowe i obciążeniowe transformatora typu „super”, ∆PFeN "K " i ∆PCuN "K " straty
jałowe
i
obciążeniowe
transformatora
konwencjonalnego
(klasycznego),
βs – współczynnik obciążenia transformatora, Tr – czas, w jakim przez dany element przepływa moc P, z którą są
związane straty, ts – względny czas użytkowania obciążenia szczytowego, kT – współczynnik zależny od
obciążenia transformatora,
pR – współczynnik poprawkowy uwzględniający zmiany rezystancji
uzwojeń pod wpływem temperatury, Ur – średnie roczne napięcie na zaciskach transformatora, UN – napięcie
znamionowe transformatora, Us – napięcie w szczycie obciążenia, Uo – napięcie w zapadzie obciążenia.
Okres zwrotu dla jednego, wyodrębnionego transformatora można zapisać wzorem
O zw =
K STK ⋅ (K 1 − 1)
C je ⋅ K 3 ⋅ δ∆ETr
(7)
Wzór (7) uwzględnia jedynie różnicę strat pomiędzy transformatorami z szeregu SUPERTRAFO i klasycznymi,
odpowiada to analizie statycznej.
Aby analiza była kompleksowa należy w obliczeniach uwzględnić zmiany jakie zachodzą w sieci nadrzędnej sieci z jakiej zasilane są analizowane transformatory. Sytuację taką określa wzór (8), na okres zwrotu dla jednego
transformatora z uwzględnieniem zmniejszonych strat energii w sieci rozdzielczej, przypadających na jeden
rozpatrywany transformator
O zwe =
K STK ⋅ (K 1 − 1)
.
C je ⋅ K 3 ⋅ (δ∆ETr + δ∆E S1 + δ∆E S 2 )
(8)
W tym przypadku uwzględniono zmniejszenie strat w sieci z dwóch powodów: a mianowicie jako efekt
mniejszych przepływów mocy na wskutek bardziej ekonomicznych transformatorów ( δ∆ES 1 ), oraz ze względu
na zastosowanie nowej generacji przewodów w linii 110 kV ( δ∆ES 2 ) , analizę taką należy w tym przypadku
określić jako dynamiczną.
Wprowadza się dwa następujące współczynniki dla analizy efektywności:
ENET =
ENEδ∆E =
O zw
,
O zwe
(δ∆ETr + δ∆E S 1 + δ∆E S 2 )
,
δ∆ETr
(9)
(10)
gdzie: ENET - czasowy wskaźnik wzrostu efektywności, ENEδ∆E - sieciowy wskaźnik wzrostu efektywności.
Oba te wskaźniki analizują pracę elementów sieciowych oraz sieci w taki sposób, że można je zaliczyć do grupy
wskaźników pozwalających na ocenę dynamiczną efektywności rozdziału energii elektrycznej.
Na rys.3 i rys.4 pokazano wpływ podstawowych parametrów ( K1 i K3 ) na okres zwrotu, analizowany w oparciu o
zależności (7) i (8).
Nr 2(81) - 2009
Rynek Energii
Str. 41
Okres zwrotu, lata
20
15
1,1
1,3
10
1,5
5
K3
1,7
1,9
0
1,1
1,3
1,5
1,7
1,9
K1
0-5
5-10
10-15
15-20
Rys. 3. Okres zwrotu Ozw w funkcji K1 i K3
Ponadto obliczono przeciętne wartości wskaźników ENE, wynoszą one odpowiednio:
ENET = 1,36,
ENEδ∆E = 1,32.
Wskaźniki te świadczą o dodatkowych korzyściach, wynikających z zastosowania efektywnych rozwiązań w
sieci, z jednej strony skracają czas zwrotu inwestycji o ok. 36% z drugiej przynoszą zwiększenie efektywności
rozdziału energii elektrycznej o ok. 30%. Wartości te należy traktować jako docelowe, zależne od stopnia
nasycenia inwestycji proefektywnościowych. Należy także zwrócić uwagę na stosunkowo małe czasy zwrotu
inwestycji, i tak dla analizy statycznej wynoszą one w zależności od relacji kosztów transformator
super/transformator klasyczny od 3,3 do 8,5 lat, natomiast przy uwzględnieniu dodatkowych efektów w sieci
nadrzędnej (analiza dynamiczna) czasy te zawierają się w przedziale 2,5 – 6,5. Maleją one zdecydowania w obu
przypadkach przy wzroście cen energii elektrycznej o ok. 30%.
Okres zwrotu, lata
14
12
10
8
1,1
1,3
6
1,5
4
K3
1,7
2
1,9
0
1,1
1,3
1,5
1,7
1,9
K1
0-2
2-4
4-6
6-8
8-10
10-12
12-14
Rys. 4. Okres zwrotu Ozwe w funkcji K1 i K3
Powyższe wskaźniki są zatem uzasadnioną rekomendacją do coraz szerszego stosowania proponowanych
rozwiązań przez spółki dystrybucyjne.
Str. 42
Rynek Energii
Nr 2(81) - 2009
4. PODSUMOWANIE
Przedstawione zagadnienia zwiększania efektywności rozdziału w sieciach rozdzielczych, są dobrym przykładem
poszukiwania nowych dróg rozwiązywania tego typu problemów. Zdefiniowane nowe wskaźniki mogą stanowić
komplementarną wiedzę przy analizach ekonomicznych efektywności rozwiązań rozwojowych. Badania
powyższe należy kontynuować, uwzględniając wpływ wymienianych elementów na nie jeden poziom sieci, jak
to przedstawiono, a na całą sieć rozdzielczą, od 110 kV do sieci niskiego napięcia.
LITERATURA
[1]
Jahnatek L., SzkutnikJ.: The Model of Efficiency Management in the Distribution Utilities Development
of Enterprises. Energy and Enviroment in Knowledge Based Economy, edited by Tomasz Nitkiewicz &
Ralph Lescroart, Haute Ecole “Blaise Pascal, Arlon 2008, Library number: depot legal: D/2008/9727/6,
Edited in Belgium.
[2] Kolcun M., Bena L., Mecszaros A., Rusnak J.: Riesenie problemov v riadeni prevadzky elektrizacnych
Gustav s vyuzitim FACTS zariadeni. In ELEKTROENERGETIKA Symposium Proceedings, Stara Lesna,
2005, Kosice, Katedra Electroenergetiky, FEI TU v Kosicach, 2005.
[3] Meszaros A.: Sustainable Energy System our Future Requirement. Distributed Power generation Systems,
Plznen, University of West Bohemia, 2004.
[4] Meszaros A.: Transmission Cost Allocation Methods. Elektroenergetika 2007, 4th International Scientific
Sypposium, September 10-21 2007, Stara Lesna, Slovakia, Proceedings, Kosice, Technical University,
2007.
[5] Sokolik W.A: Nowoczesny sposób na szybkie zwiększenie zdolności przesyłowych linii napowietrznych
za pomocą przewodów o małych zwisach. V Konferencja Szkoleniowo-Techniczna NOE 2008 Nowoczena
Energetyka. Politechnika Lubelska, Nałęczów 3-5.12.2008 r.
[6] Szkutnik J.: Benchmarking in the Development of Enterprises. Energy and Enviroment in Knowledge
Based Economy, edited by Tomasz Nitkiewicz & Ralph Lescroart, Haute Ecole “Blaise Pascal” , Arlon
2008,, Library number: depot legal: D/2008/9727/6, Edited in Belgium.
[7] Szkutnik J.: Efficiency and Quality in Management of Energy Distribution. The Challenges for Reconversion Innovation – Sustainability-knowledge Management. Edited by Piotr Pachura, Institut Superieur Industriel Pierrard HEC du Luxembourg VIRTON, Belgium 2006, Depol legal: D/2006/9727/3.
[8] Szkutnik J.: Extend Network Efficiency Indicator as the Modern Tool in Energy Distribution Europe. The
2nd International Scientific Symposium, ELEKTROENERGETIKA EE`2003, Technical University
of Kosice September 16-18, 2003, High Tatras-Stara Lesna, Slovak Republic.
[9] Szkutnik J.: The Energy Efficiency as the Necessary Element of the Planning in the Sector of the Electrical
Energy. Procedings of the 9th International Scientific Conference ELECTRIC POWER ENGINEERING
2008, EPE`2008, May 13-15 2008, Brno. Czech Republic.
[10] Szkutnik J.: Transformatory szeregu SUPERTRAFO jako element podnoszenia sprawności rozdziału energii elektrycznej w spółce dystrybucyjnej. Seminarium „Transformatory rozdzielcze, nowe rozwiązania,
produkcja, eksploatacja” WISŁA- JAWORNIK 2-4 kwietnia 2003.
[11] Szkutnik J., Bagiński A., Pinkiewicz I., Targosz R.: Influence of Newly Installed SUPERTRAFO
Transformers on the Level of Efficiency of Energy Distribution in a Distribution Company. 17th International Conference and Exibition on Electricity Distribution, Session 4 – Energy Efficiency, Storage,
Demand, Metering, Cired 20003 Barcelona 12-15 may 2003.
[12] Szkutnik J., Gawlak A., Zając J.: Planowanie wielkości różnicy bilansowej w spółkach dystrybucyjnych.
IV Konferencja Naukowo-Techniczna. Straty Energii Elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych,
5-6 listopada 2008 r, Wisła.
DYNAMIC EFFICIENCY OF ELECTRICITY DISTRIBUTION OVER POWER NETWORKS
Key words: innovative technologies, efficiency of the distribution
Summary. This paper describes the influence of modern solutions towards network infrastructure bottlenecks
affecting the distribution efficiency of electrical energy in distributive networks. For these components, ranked
Nr 2(81) - 2009
Rynek Energii
Str. 43
high-temperature conductors and transformers, SUPERTRAFO, supported by the author′s program of the last
generation STRATY′2008, passed extensive analyses of the profitability of these type of solutions in distribution
companies. The final estimation was performed on the grounds of the coefficient ENE (Extended Network Efficiency), which permitted complex estimation of the proposed solutions.
Jerzy Szkutnik, prof. w Politechnice Częstochowskiej. Autor i współautor 4 książek, 104 artykułów publikowanych
w czasopismach i prezentowanych na krajowych i zagranicznych konferencjach m.in. w Berlinie, Bankoku, Koszycach,
Budapeszcie, Florencji, Barcelonie, Turynie, Brnie, Salzburgu. Ekspert w dziedzinie efektywności w sektorze dystrybucji energii elektrycznej, wykładowca na zagranicznych uniwersytetach w Koszycach, Wiedniu i Brnie. Politechnika
Częstochowska, Wydział Elektryczny, ul. Armii Krajowej 17, 42-200 Częstochowa, e-mail: [email protected]
Anna Gawlak , dr inż,, adiunkt w Politechnice Częstochowskiej. Autor i współautor 2 książek, 2 skryptów oraz
95 artykułów i referatów publikowanych w polskich i zagranicznych czasopismach i przedstawianych na konferencjach krajowych i zagranicznych. Politechnika Częstochowska, Wydział Elektryczny, ul. Armii Krajowej 17,
42-200 Częstochowa, e-mail: [email protected]