Nr 177 5 elżbieta niewieDział, ryszard niewieDział Wyższa

Nr 177 5 elżbieta niewieDział, ryszard niewieDział Wyższa

Sieci elektroenergetyczne
Elżbieta Niewiedział, Ryszard Niewiedział
Wyższa Szkoła Kadr Menedżerskich w Koninie
Krajowe sieci dystrybucyjne
a bezpieczeństwo zasilania odbiorców
1. Wprowadzenie
Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego, w tym elektroenergetycznego, jest
jednym z ważnych problemów stojących przed rządami państw bez względu na obowiązujący w nich system gospodarczy. Pojęcie bezpieczeństwa energetycznego jest
określane w różny sposób. Jedna z definicji określa „bezpieczeństwo” jako stan braku
zagrożenia, a dodatek energetycznego oznacza brak zagrożenia w dostawach energii
wynikający z samowystarczalności. Samowystarczalność energetyczna rozumiana
jest jako stosunek ilości energii pozyskiwanej w kraju do ilości energii zużywanej
[1, 2].
Pojęcie bezpieczeństwa energetycznego dotyczy dwóch podstawowych podmiotów:
• odbiorcy (czy grupy odbiorców) jako pierwotnego podmiotu,
• dostawcy (zbioru dostawców) jako wtórnego podmiotu.
Bezpieczeństwo energetyczne odbiorcy to określony stopień gwarancji możliwości korzystania z potrzebnych mu form energii w określonym czasie i w potrzebnej
ilości oraz przy dostępnej dla niego cenie. Zapewnienie tego bezpieczeństwa stawia
odpowiednie wymagania dostawcom.
Bezpieczeństwo dostaw energii to gotowość dostawców do pokrycia pełnego
zapotrzebowania na energię po akceptowalnych społecznie cenach w stanach normalnych i ograniczonego zapotrzebowania energii w stanach awaryjnych.
Poziom bezpieczeństwa energetycznego zależy od wielu czynników. Do najważniejszych z nich można zaliczyć:
• stopień dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia;
• pochodzenie źródeł zaopatrzenia (krajowe bądź zagraniczne);
• magazynowanie paliw na terenie kraju;
• własność przedsiębiorstw sektora energetycznego oraz systemu zaopatrzenia;
• kondycja systemu zaopatrzenia (wielkość mocy przesyłowych, stan techniczny,
niezawodność);
• nadzór i regulacja systemu sprawowana przez państwo;
• prognozowanie, planowanie oraz decyzje rozwojowe i inwestycyjne;
• stabilność sytuacji wewnętrznej kraju i sytuacji międzynarodowej.
Nr 177
5
Sieci elektroenergetyczne
W kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego wyróżnia się następujące horyzonty czasowe:
• krótkoterminowe (operacyjne);
• sezonowe (taktyczne);
• długoterminowe (strategiczne).
Zagwarantowanie bezpieczeństwa długoterminowego wymaga podejmowania
strategicznych decyzji rozwojowych w energetyce. W przypadku elektroenergetyki
decyzje dotyczyć będą rozwoju sektora wytwórczego, czyli elektrowni oraz sektora
przesyłu energii sieciami o różnych poziomach napięć.
Problem bezpieczeństwa energetycznego w naszym kraju jest dostrzegany od
wielu lat, o czym świadczą zapisy w głównych dokumentach prawnych dotyczących
energetyki.
Jako pierwszy należy wymienić Ustawę Prawo Energetyczne, w którym zawarte
jest sformułowanie „Bezpieczeństwo energetyczne to stan gospodarki umożliwiający
pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię
w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony
środowiska”. Drugim dokumentem jest POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI
DO 2030 ROKU, w którym zawarta jest bardziej precyzyjna definicja „bezpieczeństwo dostaw paliw i energii jest to zapewnienie stabilnych dostaw paliw i energii na
poziomie gwarantującym zaspokojenie potrzeb krajowych i po akceptowalnych przez
gospodarkę i społeczeństwo cenach, przy założeniu optymalnego wykorzystania krajowych zasobów surowców energetycznych oraz poprzez dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw ropy naftowej, paliw ciekłych i gazowych”. W tym dokumencie przedstawiona jest strategia państwa w zakresie energetyki w perspektywie 20 lat.
Pewne dostawy energii elektrycznej do odbiorców o różnym zapotrzebowaniu
wymagają, poza źródłami wytwórczymi, dobrze rozbudowanej sieci elektroenergetycznej pozwalającej na transport energii od wytwórców do odbiorców. Struktura
polskiej sieci o różnych poziomach napięć stwarza niejednokrotnie problemy w dosłaniu energii do odbiorcy, szczególnie do drobnego odbiorcy rozproszonego (inaczej
wiejskiego).
Z uwagi na powyższe w referacie przedstawiono charakterystykę sieciowej infrastruktury średniego i niskiego napięcia w rozbiciu na sieć miejską i wiejską, omówiono aktualne wskaźniki zawodności elementów sieci oraz podano kierunki działań
dla zwiększenia pewności zasilania odbiorców.
2. Infrastruktura krajowej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia
Aktualne dane o krajowej infrastrukturze sieciowej zawierają roczniki Agencji
Rynku Energii Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [3]. Wykorzystując dane zawarte
w rocznikach z lat 2002–2012 w tabeli 1 zestawiono w ujęciu historycznym długości linii średniego i niskiego napięcia krajowej sieci elektroenergetycznej, a w tabeli 2
liczbę stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn i moc zainstalowanych w nich
transformatorów.
6
Sieci elektroenergetyczne
Tabela 1. Długości krajowych linii SN i nn w latach 2002–2012
Rok
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Średni roczny wskaźnik
zmian dla lat 2002–2012 [%]
Średni roczny wskaźnik
zmian dla lat 2002–2007 [%]
Średni roczny wskaźnik
zmian dla lat 2007–2012 [%]
Linie SN [tys. km]
napowietrzne
kablowe
223,7
56,2
224,2
57,0
233,9
61,8
233,9
62,0
234,1
63,0
234,3
65,4
234,2
66,3
234,4
67,6
234,7
69,0
234,7
70,8
234,7
72,9
0,48
2,64
Linie nn [tys. km]
napowietrzne
kablowe
283,5
110,6
285,7
114,2
287,4
122,1
287,0
125,8
288,1
128,6
288,2
130,6
289,7
134,2
290,4
137,7
290,0
140,3
291,7
144,3
320,0
148,3
1,22
2,98
0,93
3,08
0,33
3,38
0,03
2,19
2,11
2,57
Tabela 2. Stacje transformatorowo-rozdzielcze SN/nn w latach 2002–2012
Rok
Liczba stacji [tys. sztuk]
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Średni roczny wskaźnik zmian
dla lat 2002÷2012 [%]
Średni roczny wskaźnik zmian
dla lat 2002÷2007 [%]
Średni roczny wskaźnik zmian
dla lat 2007÷2012 [%]
224,0
226,3
234,1
236,1
237,8
239,9
242,1
244,4
246,6
249,0
252,0
Moc zainstalowanych
transformatorów [GVA]
38,6
39,0
40,4
40,9
41,6
42,1
42,6
43,3
44,1
45,0
46,0
1,19
1,77
1,38
1,75
0,99
1,79
Pełna charakterystyka infrastruktury sieci elektroenergetycznej winna obejmować stan sieci na terenach miejskich i wiejskich. Roczniki [3] nie zamieszczają
danych szczegółowych rozróżniających sieci na terenach miejskich i wiejskich. Publikacje wyników prac studialnych [4, 5] pozwoliły autorom określić trendy zmian
Nr 177
7
Sieci elektroenergetyczne
występujących w infrastrukturze sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego
napięcia na terenach miejskich i wiejskich. W tabeli 3 podano liczbę stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn oraz moce zainstalowanych w nich transformatorów w rozbiciu na sieci miejskie i wiejskie, natomiast w tabelach 4 i 5 zestawiono
długości linii elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia z rozróżnieniem
sposobu ich wykonania – napowietrzne i kablowe – również w rozbiciu na sieci miejskie i wiejskie. Z uwagi na fakt, że dysponowano ograniczoną bazą danych statystycznych, w tabelach 3–5 zamieszczono dane tylko dla lat 2002–2005 oraz 2007 roku,
obliczając jednocześnie średnioroczne wskaźniki zmian poszczególnych elementów
sieci w analizowanym okresie czasu, tzn. dla lat 2002–2007. Dla umożliwienia stosownego wnioskowania, w tabelach 1 i 2 podano także obliczone wartości średniorocznych wskaźników zmian poszczególnych elementów sieci odpowiednio dla przedziałów lat 2002–2012, 2002–2007 oraz 2007–2012.
Tabela 3. Stacje transformatorowo-rozdzielcze SN/nn
Rok
Liczba stacji [tys. sztuk]
–
Miasto
Wieś
2002
70,4
148,5
2003
70,9
150,2
2004
71,6
151,1
2005
72,2
152,2
2007
75,6
158,2
Roczny wskaźnik zmian [%]
1,44
1,27
Średnia moc transformatora w stacji:
miasto – 323 kVA,
Moc zainstalowanych
transformatorów [GVA]
Miasto
Wieś
23,2
14,9
23,4
15,1
23,7
15,2
23,9
15,4
24,4
16,6
1,01
2,06
wieś – 104 kVA (dla roku 2007)
Tabela 4. Długości linii elektroenergetycznych średniego napięcia (SN)
Rok
–
2002
2003
2004
2005
2007
Średni roczny wskaźnik zmian [%]
Linie napowietrzne [tys. km]
Miasto
22,3
22,2
22,3
22,3
23,0
0,62
Wieś
194,5
197,8
198,0
198,1
200,9
0,65
Linie kablowe [tys. km]
Miasto
48,9
49,2
50,0
50,5
50,2
0,53
Wieś
7,17
7,46
7,61
8,00
9,59
5,99
Tabela 5. Długości linii elektroenergetycznych niskiego napięcia (nn)
Rok
–
2002
2003
2004
2005
2007
Średni roczny wskaźnik zmian [%]
8
Linie napowietrzne [tys. km]
Miasto
Wieś
52,2
229,0
52,6
230,3
52,2
231,5
52,0
232,4
50,1
233,7
– 0,82
0,41
Linie kablowe [tys. km]
Miasto
Wieś
90,0
19,9
90,7
22,0
92,4
22,6
93,5
24,2
94,6
28,5
1,00
7,45
Sieci elektroenergetyczne
Analizując zestawione w tabelach 1÷5 wartości można sformułować następujące
wnioski dotyczące rocznych wskaźników zmian ilościowych poszczególnych elementów sieci:
• przyrosty liczby stacji transformatorowych SN/nn w ostatnich pięciu latach (od
2007 r.) są niższe niż dla okresu lat 2002÷2007;
• przyrost mocy instalowanych transformatorów SN/nn utrzymuje się praktycznie
na stałym poziomie z zauważalną przewagą wzrostu mocy jednostek na terenach
wiejskich – dla lat 2002÷2007 wskaźnik ten przekroczył wartość 2%;
• przyrosty długości linii napowietrznych średniego napięcia są procentowo bardzo małe;
• dla linii napowietrznych niskiego napięcia na obszarze miast zauważalna jest nawet tendencja malejąca;
• procentowe przyrosty długości linii kablowych we wszystkich analizowanych
przypadkach są większe niż linii napowietrznych; szczególnie przyrosty długości
linii kablowych na terenach wiejskich są znacznie wyższe niż na obszarach miast
(należy mieć jednak na uwadze fakt, że ich bezwzględne długości są znacznie niższe).
Udział liczby stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn na terenach wiejskich był w 2007 roku (tabela 3) na poziomie 67,7% ogólnej liczby stacji SN/nn, przy
znacznie niższym udziale zainstalowanych mocy znamionowych transformatorów –
40,3% i trzykrotnie mniejszej średniej mocy transformatora – 104 kVA w sieci wiejskiej w porównaniu do 323 kVA w sieci miejskiej. W tabeli 6 zestawiono średnie
długości linii SN i nn przypadające na jedną stację SN/nn. Z porównania podanych
wartości wynika, że występuje ustabilizowanie się średnich długości linii w latach
2002–2007, a jedynie w stosunku do roku 1995 [6] nastąpiły pewne zmiany – zmalała średnia długość linii SN i nn przypadająca na jedną stację na terenach wiejskich
i wzrosła średnia długość linii nn przypadająca na jedną stację na obszarach miejskich.
Tabela 6. Powiązania linii SN i nn ze stacjami transformatorowymi SN/nn
Średnia długość linii na stację transformatorową SN/nn [km/stację]
Rok
1995
2002
2003
2004
2005
2007
Legenda:
Nr 177
LSN(w)
Lnn(w)
LSN(m)
Lnn(m)
–
–
–
–
LSN(w)
Lnn(w)
LSN(m)
Lnn(m)
1,40
1,36
1,36
1,35
1,35
1,33
1,84
1,67
1,67
1,67
1,69
1,66
1,07
0,96
0,97
0,97
1,01
0,97
1,74
1,99
1,94
1,93
2,02
1,91
średnia długość linii SN na jedną stację SN/nn na terenach wiejskich,
średnia długość linii nn na jedną stację SN/nn na terenach wiejskich,
średnia długość linii SN na jedną stację SN/nn na terenach miejskich,
średnia długość linii nn na jedną stację SN/nn na terenach miejskich.
9
Sieci elektroenergetyczne
3. Niezawodność elementów sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego
napięcia
Przez wiele lat trudno było realnie ocenić zawodność układów zasilania energią
elektryczną z uwagi na brak wiarygodnych danych statystycznych. Wykorzystywano głównie dane literaturowe, które były efektem badań prowadzonych w latach 60.
i 70. ubiegłego stulecia i można stwierdzić, że w chwili obecnej są one mało aktualne.
Ostatnio coraz większą uwagę zwraca się na zagadnienie ciągłości zasilania odbiorców energią elektryczną, stanowiącej jeden z elementów bezpieczeństwa energetycznego. Odzwierciedleniem tego stwierdzenia jest m.in. rozszerzenie (od roku 2002)
zakresu danych opracowywanych w przedsiębiorstwach energetycznych i zestawianych w arkuszach statystycznych G-10.5 o wartości wskaźników charakteryzujących
awaryjność elementów sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia oraz
zamieszczenie w rocznikach Statystyki Elektroenergetyki Polskiej [3] średnich wartości tych wskaźników dla polskich sieci elektroenergetycznych.
Dla przeprowadzenia kompleksowej analizy awaryjności sieci (łącznie z kosztami strat wynikającymi z niedostarczonej energii elektrycznej) wprowadzono pojęcie
współczynnika awaryjności q – nazywanego również w literaturze [7, 8] współczynnikiem zawodności lub współczynnikiem niezdatności – który uwzględnia nie tylko
liczbę awarii elementów sieci zaliczanych do danej grupy (linie, transformatory), ale
również czas przerwy w dostawach energii elektrycznej, który obejmuje czas trwania
awarii i czas jej usunięcia. Dla odbiorcy bowiem niezmiernie ważną sprawą jest czas,
w którym nie może korzystać z energii elektrycznej i straty jakie ponosi w wyniku
przerw w zasilaniu.
Uwzględniana w analizach ekonomicznych ilość energii elektrycznej niedostarczonej w danym roku w wyniku awarii obiektu sieciowego wyznaczana jest z wykorzystaniem współczynnika awaryjności danego elementu lub układu sieci elektroenergetycznej. Współczynnik awaryjności wynika z przeciętnej liczby awarii danego
elementu lub układu sieciowego w ciągu roku oraz średniego czasu trwania awarii,
a te dane podawane są obecnie w rocznikach Statystyki Elektroenergetyki Polskiej [3].
Dla oceny obecnego stanu sieci elektroenergetycznej w zakresie awaryjności, w tabeli 7 zestawiono wartości współczynników awaryjności q spotykane w literaturze
[7, 8] i wartości obliczone na podstawie danych z [3] dla lat 2002÷2012.
Tabela 7. Wartości współczynników awaryjności q
Rok
SN-LN
SN-LK
TR
nn-LN
nn-LK
Dane wg [7, 8]
4,00 E-05
3,01 E-04
1,60 E-04
6,85 E-05
8,22 E-05
2002
5,45E-05
6,22E-05
5,43E-06
3,93E-04
8,10E-05
2003
2,38E-05
4,39E-05
2,68E-06
3,41E-04
8,71E-05
2004
4,17E-05
3,70E-05
3,49E-06
4,20E-04
9,64E-05
2005
3,60E-05
3,60E-05
3,84E-06
3,63E-04
7,38E-05
2006
3,38E-05
3,49E-05
4,87E-06
3,09E-04
6,99E-05
2007
6,11E-05
3,65E-05
5,11E-06
3,68E-04
7,38E-05
10
Sieci elektroenergetyczne
Rok
SN-LN
SN-LK
TR
nn-LN
nn-LK
2008
2009
2010
2011
2012
Średnia z lat
2002–2012
4,47E-05
5,25E-05
7,05E-05
5,51E-0,5
3,95E-05
3,68E-05
3,24E-05
3,81E-05
3,49E-05
3,12E-05
3,25E-06
3,77E-06
5,75E-06
5,48E-06
4,87E-06
3,29E-04
2,98E-04
2,77E-04
3,32E-04
2,42E-04
5,41E-05
5,77E-05
6,91E-05
7,49E-05
5,05E-05
4,67E-05
3,85E-05
4,41E-06
3,34E-04
7,17E-05
Oznaczenia: SN – średnie napięcie, nn – niskie napięcie,
LN – linie napowietrzne, LK – linie kablowe, TR – transformatory
Z przedstawionych danych wynika, że zdecydowana poprawa niezawodności
pracy wystąpiła dla dwóch elementów sieciowych: dla transformatorów SN/nn, dla
których współczynnik awaryjności zmalał praktycznie o dwa rzędy wartości i dla
linii kablowych średniego napięcia, dla których współczynnik awaryjności zmalał
praktycznie o rząd wartości. Uzasadnieniem tego faktu jest zdecydowanie wyższa
jakość stosowanych elementów sieci (transformatory hermetyczne bezobsługowe
i kable o izolacji z polietylenu sieciowanego) oraz znacznie krótszy czas likwidacji
uszkodzenia. Nieznaczną poprawę niezawodności pracy zauważa się również w przypadku linii kablowych niskiego napięcia. Natomiast niepokojącą sprawą jest wzrost
średnich wartości współczynnika awaryjności linii napowietrznych – tak średniego,
a w szczególności niskiego napięcia – w porównaniu do danych literaturowych sprzed
wielu lat. Wskazywać to może na zły stan techniczny tych elementów, co skutkować
będzie z reguły większą od normatywnej liczbą uszkodzeń, a jednocześnie pociągać
będzie za sobą również zwiększone straty u odbiorców w wyniku przerw w zasilaniu.
Pewien wpływ na te wyniki – w szczególności dla linii SN – mają również bardzo
niekorzystne warunki atmosferyczne, które wystąpiły w ostatnich latach.
Na podkreślenie zasługuje fakt, że wartości współczynników awaryjności q dla
roku 2012 dla wszystkich rodzajów linii elektroenergetycznych są niższe niż wartości
średnie z dziesięciolecia 2002–2012.
4. Problemy zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej
Zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej do odbiorców wymaga
ze strony przedsiębiorstwa energetycznego bardzo szerokich działań, tak w trakcie
eksploatacji sieci, jak i w fazie opracowywania planów rozwoju sieci elektroenergetycznych, czyli budowy nowych elementów, które spowodują zmniejszenie awaryjności układów oraz poprawę jakości (głównie warunków napięciowych). Rozwój
sieci ma zapewnić również zmniejszenie strat sieciowych (zwiększenie efektywności
energetycznej), a w konsekwencji zmniejszenie kosztów eksploatacyjnych zmiennych
przedsiębiorstwa energetycznego. Podobne oszczędności może uzyskać przedsiębiorstwo poprzez modernizację elementów sieci, która jest często niezbędna z uwagi na
znacznie dłuższy okres ich eksploatacji od okresu amortyzacji i występujące znacznie
wyższe koszty zapewnienia poprawnej pracy tych elementów.
Nr 177
11
Sieci elektroenergetyczne
Złożoność problemu bezpiecznych dostaw energii do odbiorców nie pozwala na
całościowe przedstawienie go w prezentowanym referacie. Jednak poniżej zasygnalizowano te zagadnienia, które mają poprawić pewność zasilania głównie drobnego
odbiorcy rozproszonego.
Przedsiębiorstwa energetyczne realizują inwestycje w następujących zakresach:
• budowa nowych i modernizacja dotychczas eksploatowanych elementów sieci –
jako ogólna strategia zwiększenia majątku sieciowego niezbędnego dla poprawnej pracy sieci,
• przyłączenia nowych odbiorców do sieci,
• budowa sieci dla przyłączania źródeł generacji rozproszonej.
Plany przedsiębiorstw energetycznych winny zapewnić minimalizację nakładów
i kosztów przez nie ponoszonych dla ograniczenia nadmiernego wzrostu stawek
opłat przesyłowych przy zagwarantowaniu dostaw energii o wymaganej jakości. Sporządzenie planów rozwoju przez przedsiębiorstwo energetyczne napotyka często na
bariery spowodowane brakiem planów zagospodarowania przestrzennego. Plany te
winny być przygotowane przez gminy i stanowić podstawę planowania oraz organizacji zaopatrzenia nie tylko w energię elektryczną, ale również w ciepło i gaz.
Innym, bardzo skomplikowanym problemem są trudności w uzyskaniu zgody na
zawłaszczenie terenu pod budowę linii elektroenergetycznych, które wydłużają często okres budowy i zwiększają nakłady inwestycyjne.
Wybrane zalecenia przy planowaniu rozwoju krajowej sieci dystrybucyjnej średniego i niskiego napięcia można według [10] określić w sposób następujący:
• dla sieci SN: w obszarach podmiejskich i małych miast typowym rozwiązaniem
powinna być sieć kablowa, a w strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z niewielkim udziałem kabli (jako fragmentów sieci napowietrznej);
• dla sieci nn na obszarach wiejskich podstawowym rozwiązaniem powinno być:
–– przy odbiorcach rozproszonych – sieć przewodów izolowanych zawieszanych
na słupach;
–– przy zabudowie ciągłej lub zwartej – sieć kabli ziemnych lub mieszana: kabli
ziemnych i przewodów izolowanych;
• tradycyjne linie z przewodami gołymi powinny być tylko rozwiązaniem uzupełniającym, stosowanym na terenach niezadrzewionych.
Postęp techniczny w budowie sieci spowodował, że coraz powszechniejsze jest
stosowanie łączników zdalnie sterowanych (ŁZS), które poprawiają pewność zasilania i umożliwiają stosowanie nowych układów rozległych sieci średniego napięcia.
Oddzielnym zagadnieniem jest optymalny wybór liczby i miejsc lokalizacji łączników ŁZS.
Analizując rozwiązania konstrukcyjne poszczególnych elementów sieciowych
w aspekcie planowania rozwoju wiejskiej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia należy uwzględniać przede wszystkim linie napowietrzne z przewodami izolowanymi i nowoczesne stacje transformatorowo-rozdzielcze.
12
Sieci elektroenergetyczne
Linie napowietrzne z przewodami izolowanymi:
• na średnim napięciu – to zarówno linie z przewodami w pełni izolowanymi, jak
i linie z przewodami w osłonach izolacyjnych,
• na niskim napięciu – to linie z izolowanymi przewodami samonośnymi.
Zastosowanie przewodów izolowanych praktycznie całkowicie eliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i burze, śnieg i sadź na przewodach i drzewach
[10]. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejsza nakłady na okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii, a w przypadku linii niskiego napięcia nie
wymaga stosowania poprzeczników z izolatorami i pozwala na stosowanie słupów
drewnianych.
Wybór rozwiązania konstrukcyjnego stacji transformatorowo-rozdzielczej SN/
nn uzależniony będzie od występującego charakteru zabudowy. Dla tzw. odbiorców
rozproszonych wskazanym jest stosowanie stacji słupowych (słupy z żerdzi strunobetonowych wirowanych) z transformatorem o mocy znamionowej do 400 kVA, zasilanych po stronie SN linią napowietrzną i wyprowadzeniami obwodów nn liniami
napowietrznymi albo kablami ziemnymi.
Spore korzyści przynosi instalowanie małogabarytowych stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn o mocach znamionowych transformatorów od 250 do
630 kVA zapewniających wysoki poziom bezpieczeństwa i komfort obsługi stacji,
zwartą budowę, niewielkie wymiary i wagę, łatwy transport oraz szybki montaż
w terenie, mały zakres prac konserwacyjnych, estetyczny wygląd stacji umożliwiający dopasowanie wystrojem zewnętrznym do otoczenia (stacja nie stanowi dysonansu
architektonicznego).
Bardzo ważnym zadaniem, które muszą rozwiązywać przedsiębiorstwa energetyczne jest przyłączenie źródeł generacji rozproszonej, z reguły o niewielkich jednostkowych mocach wytwórczych, dostarczających energię w pobliżu jej zapotrzebowania. Źródła te są istotnym elementem poprawy bezpieczeństwa energetycznego,
a dodatkową korzyścią jest wykorzystanie lokalnych źródeł energii.
Podstawowymi problemami, jakie występują przy włączaniu tych źródeł do sieci
elektroenergetycznej, według [11] są:
• chimeryczność źródeł, tzn. nieoznaczoność ilości i czasu wprowadzenia wytworzonej energii do sieci, a w konsekwencji konieczność utrzymywania kosztownych rezerw mocy,
• odchylenia od poziomu lokalnych napięć poza granice normy,
• wpływy źródeł na straty mocy czynnej i biernej w sieci.
Przyłączenie źródła rozproszonego do węzła systemu elektroenergetycznego pociąga za sobą zmianę stanu pracy tego systemu. Można stwierdzić, że źródła te powodują szereg problemów technicznych, które skutkują konkretnymi ograniczeniami
i muszą być na bieżąco rozwiązywane. Można do nich według [11] zaliczyć:
• dwukierunkowy rozpływ mocy,
• potencjalny wzrost wskaźników termicznych wyposażenia,
• obniżone możliwości regulacji napięcia – odchylenia i wahania napięcia mogą
przekraczać wartości dopuszczalne w tym zakresie,
Nr 177
13
Sieci elektroenergetyczne
• podwyższone poziomy mocy zwarciowych w miejscu przyłączenia źródła,
• zmniejszenie skuteczności zabezpieczeń i mechanizmów koordynacji.
Tendencja do wprowadzania coraz większej liczby źródeł generacji rozproszonej
będzie skutkowała nowym podejściem do pracy układów sieciowych. Współpraca
tych źródeł będzie zależała w dużym stopniu od tego jakie zadania będą miały do
spełnienia. Źródła rozproszone mogą być zastosowane dla specjalnych celów, np.
dostawa mocy do konkretnego odbiorcy charakteryzującego się wysokimi wymaganiami w zakresie pewności zasilania. Źródła te mogą powoli stawać się głównymi
źródłami energii elektrycznej. W takim przypadku obecna sieć będzie przekształcać
się w tzw. mikro-sieci, w skład których będą wchodzić grupy odbiorców, nowoczesne urządzenia generujące o małej mocy oraz nowoczesnego systemu zabezpieczeń
i monitoringu. Te mikro-sieci będą mogły współpracować ze sobą np. wymieniając
nadwyżki wytwarzanej mocy i energii.
Biorąc powyższe pod uwagę trzeba zdawać sobie sprawę z tego, że przyszła struktura sieci i ich eksploatacja może być dostosowana do innych wymagań. Zawsze jednak nadrzędnym jej zadaniem będzie transport energii od wytwórcy do odbiorcy
o wysokiej jakości. Tradycyjna sieć dystrybucyjna może również stanowić niezbędne
rezerwowe zasilanie.
5. Podsumowanie
W referacie przedstawiono ogólną charakterystykę aktualnego stanu elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego i niskiego napięcia oraz wybrane problemy rozwoju tych sieci. Można powiedzieć, że przedsiębiorstwa energetyczne dążą
do właściwego rozwoju i optymalnej eksploatacji sieci, które gwarantują pewne dostawy energii odbiorcom. Występuje jednak jeszcze jeden poważny problem – poza
wymienionymi wcześniej – a mianowicie problem finansowania rozwoju i modernizacji sieci. Polska sieć dystrybucyjna jest siecią, w której pracują elementy wyeksploatowane, wymagające wymiany lub modernizacji. Potrzeby kapitałowe w tym zakresie są niejednokrotnie większe od możliwości finansowych przedsiębiorstw. Ponadto
poważną przeszkodą w przyłączaniu nowych odbiorców do sieci – szczególnie na
obszarach z odbiorcami rozproszonymi – jest mała lub wręcz ujemna opłacalność
inwestycji przyłączeniowych dla dystrybucyjnych przedsiębiorstw energetycznych.
Pomimo wymienionych problemów można oczekiwać, że prowadzone inwestycje
w ramach rozwoju i modernizacji sieci – nierzadko w okrojonym zakresie z uwagi na
ograniczenia kapitałowe – doprowadzą do instalowania elementów sieciowych wysokiej jakości, a tym samym poprawią bezpieczeństwo energetyczne poprzez wyższą
pewność dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
6. Literatura
1. Bojarski W., Bezpieczeństwo energetyczne, Wokół Eneregtyki, czerwiec 2004.
2. www.węglowodory.pl
3. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2000, …, 2009, Wyd. Agencja Rynku
Energii, Warszawa 2001, …, 2010.
14
Sieci elektroenergetyczne
4. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE, 2009, Nr 122–123, s. 75–85.
5. Strożyk K., Aktualny stan potrzeb odnowy i modernizacji wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE, 2009, Nr 122–123, s. 66–74.
6. Begier P., Potrzeby restrukturyzacji sieci wiejskich, w: Mat. Konf. Nauk.-Techn.
nt. Wiejskie sieci elektroenergetyczne, Miętne 1996, Tom 1, s. 1–8.
7. Sozański J., Niezawodność zasilania energią elektryczną, WNT, Warszawa
1982.
8. Pr. Zbiorowa, Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze, Wyd. Naukowe PWN,
Warszawa 1994.
9. Niewiedział E., Niewiedział R., Koszty nie dostarczonej energii jako składnik
kryterium opłacalności inwestycji elektroenergetycznej, w: Mat. XIII Międzynarodowej Konf. Nauk. nt. Aktualne problemy w elektroenergetyce, Gdańsk –
Jurata 2007, Tom III, s. 151–158, a także Archiwum Energetyki, Tom XXXVII,
2007, Numer specjalny, s. 239–249.
10. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne, Wyd. ITE, Warszawa 2007.
11. Kowalska A., Wilczyński A., Źródła rozproszone w systemie elektroenergetycznym, Wyd. KAPRINT, Lublin 2007.
Tekst artykułu prezentowano w postaci referatu na XVI Sympozjum OP SEP z cyklu
„Współczesne urządzenia oraz usługi elektroenergetyczne, telekomunikacyjne i informatyczne”
nt. BEZPIECZEŃSTWO PRACY I EKSPLOATACJI SIECI ORAZ INSTALACJI,
20–21 listopada 2013 r., Poznań.
Nr 177
15