Techniczno-ekonomiczne aspekty rekonstrukcji sieci w oparciu o przewody wysokotemperaturowe

Transkrypt

1 Jerzy SZKUTNIK 1, Krystyna BAUM 2 Politechnika Częstochowska, Instytut Elektroenergetyki (1), ENION S.A. Oddział w Częstochowie (2) Techniczno-ekonomiczne aspekty rekonstrukcji sieci w oparciu o przewody wysokotemperaturowe Streszczenie. W referacie przedstawiono techniczno-ekonomiczne aspekty rekonstrukcji sieci w oparciu o przewody wysokotemperaturowe o małym zwisie. Przedstawiono niezwykłe zalety technologii przewodów wysokotemperaturowych w odniesieniu do aktualnych potrzeb i uwarunkowań energetyki. Dokonano analizy przydatności poszczególnych typów przewodów wysokotemperaturowych do trudnego zadania rekonstrukcji polskich sieci elektroenergetycznych w krótkim czasie. Abstract.: The article presents technical and economic aspects of power grid reconstruction using high temperature low sag conductors. With reference to the condition and current needs of power industry, the author presented specific characteristics of high temperature low sag conductors technology. What is more, the author conducted analysis of usefulness of particular high temperature low sag conductors in reconstruction of Polish power grids in short. (Technical and economic aspects of power grids reconstruction on the basis of high temperature low sag conductor) Słowa kluczowe: przewody wysokotemperaturowe o małym zwisie (HTLS), rekonstrukcja sieci, efektywność energetyczna, ograniczenie emisji CO2 Keywords: High Temperature Low Sag conductors (HTLS), power grids reconstruction, electrical efficiency, limitation of carbon dioxide emission Wstęp Przed Polską elektroenergetyką stoją w najbliższej przyszłości ambitne zadania: realizacja przyjętej Polityki energetycznej Polski do 2030 roku z jej sześcioma kierunkami działania [1]: - poprawą efektywności energetycznej, - wzrostem bezpieczeństwa energetycznego, - dywersyfikacją struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej, - rozwojem wykorzystania odnawialnych źródeł energii, - rozwojem konkurencyjnych rynków paliw i energii, - ograniczeniem oddziaływania energetyki na środowisko realizacja zobowiązań wynikających z przyjętego przez Polskę w ramach decyzji unijnych w 2008 roku Pakietu klimatyczno-energetycznego, zobowiązania wynikające z tzw. planu 3 razy 20, [2] na: - ograniczenie emisji CO2 o 20%, - zwiększenie wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych o 20%, - zwiększenie efektywność energetycznej do 2020 r. o 20%. Bez radykalnych inwestycji w energetykę, w Polsce w ciągu najbliższych 6 8 lat zacznie brakować energii. Nakłady na odtworzenie mocy wytwórczych w ostatnich latach były na poziomie około 500 mln euro rocznie, a powinny być trzy, cztery razy większe. Dodatkowo w ostatnich latach, m.in. z powodu niejasności dotyczących unijnych dopłat do emisji CO2, inwestycje w energetykę zostały wstrzymane [3, 4]. Istnieje wysokie prawdopodobieństwo, że wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną oraz wyłączanie działających elektrowni z powodu wyeksploatowania lub wygaszania (ze względu na ograniczanie emisji CO2) doprowadzi do niedoboru mocy już w r. Aktualny stan polskiej elektroenergetyki Kryzys gospodarczy w 2009 roku i nieoczekiwany spadek popytu na energię elektryczną, odwlekł w czasie problem niedoboru mocy. Jeżeli jednak polska gospodarka będzie rozwijać się w tempie 3 4 proc. wzrostu PKB rocznie i realizować unijne dyrektywy, to już w 2016 r. niedobór mocy zacznie być dla gospodarki odczuwalny [3, 4]. Uruchomienie elektrowni jądrowej, planowane na 2020 rok, przysporzyłoby brakującej mocy w systemie, ale nie rozwiązałoby wszystkich problemów. Ze względu na nierównomierne rozmieszczenie źródeł energii w Polsce, najbardziej uzasadnioną lokalizacją planowanej elektrowni byłaby północna część Polski [5, 6]. Niestety przy takiej lokalizacji, nastąpią poważne problemy z przyłączeniem elektrowni jądrowej do krajowego systemu przesyłowego i trudności z wyprowadzeniem mocy z tej elektrowni. Jest to skutek wieloletniego niedoinwestowania polskiego systemu elektroenergetycznego. Opisaną sytuację pogarsza fakt konieczności jednoczesnego zapewnienia warunków przyłączenia dla elektrowni wiatrowych na północy Polski, których łączna moc do 2020 roku wynosić ma około 5000 MW tj. o mocy większej od planowanej mocy jednej elektrowni jądrowej z mocą 3000 MW (!) [7, 8]. Według specjalistów [7] nowe linie 400 kv wyprowadzające moc z dużych elektrowni, powinny być przystosowane już do przesyłu dużych mocy. Jednak wybudowanie linii wysokiego napięcia z takiej elektrowni, może okazać się zadaniem trudniejszym do wykonania niż wybudowanie i uruchomienie samej elektrowni jądrowej, ze względu na trudności z uzyskaniem pozwoleń na budowę Problemem jest, nie tylko budowa nowych mocy produkcyjnych, zmiana struktury elektroenergetyki, budowa nowych sieci wysokiego napięcia, ale również utrzymanie w eksploatacji dotychczasowych sieci. W Polsce od dawna mówiono o niedoinwestowaniu polskich sieci, które zwiększają prawdopodobieństwo wystąpienia nie tylko lokalnych awarii, ale również blackoutów [7, 9]. Już w marcu 2003 prof. Andrzej Wiszniewski z Instytutu Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej, jeden z największych w Polsce autorytetów w dziedzinie elektroenergetyki, ostrzegał: Wyłączenie prądu w połowie kraju może się zdarzyć w każdej chwili. [8]. Już w 2009 roku szacowano, że ½ linii, które przesyłają energię bezpośrednio do odbiorców, nie spełnia standardów. Te sieci miały ponad km długości, z czego km wymagało natychmiastowej naprawy [10]. Zapis w raporcie dotyczącym bezpieczeństwa sieci przesyłowych energii elektrycznej w Polsce sporządzony przez Biuro Bezpieczeństwa Narodowego w 2008 roku [11], niestety, jest wciąż aktualny: w krajowym systemie przesyłowym starszych niż 30 lat jest 80% linii 220 kv, 23% linii 400 kv i 38% transformatorów. W przedziale wiekowym lat znajduje się: 19% linii 220 kv, 56% linii 400 kv i 34% transformatorów. W przedziale wiekowym do 20 lat PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN , R. 87 NR 10/

2 jest: 1% linii 220 kv, 21% linii 400 kv i 28% transformatorów. W KSE funkcjonuje wiele obiektów pracujących pod napięciem 220 kv w znacznym stopniu zużytych z uwagi na to, że zostały wybudowane w latach Sieć 220 kv jest znacznie bardziej obciążona aniżeli sieć 400 kv, ponieważ znaczna część elektrowni zawodowych wyprowadza moc na napięciu 220 kv. Tak, więc krajowy system przesyłowy energii elektrycznej działa w oparciu o przestarzały, wyeksploatowany system sieci 220 kv. Ponadto jak wynika z powyższych danych w ostatnich 20 latach zrealizowano nieliczne nowe inwestycje. Wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce rośnie szybciej niż inwestycje energetyczne. Ich realizacja w warunkach polskich jest często długotrwała ze względu na trudności w uzyskaniu prawa drogi dla linii elektroenergetycznych. Sytuację pogarsza częsty opór właścicieli gruntów, którzy nie wyrażają zgody na inwestycje (w realiach polskich właściciele nierzadko otrzymują małe odszkodowania za wykupione grunty lub zmniejszenie wartości nieruchomości, bywa też że żądania właścicieli są zbyt wygórowane, a procedura wywłaszczeniowa bardzo długa). Spowolnienie inwestycji, zwiększa znacznie obciążalność linii elektroenergetycznych. Niekorzystna dla przedsiębiorstw przesyłowych Uchwała Sądu Najwyższego z dnia z dnia 2 czerwca 2010 r. Sąd Najwyższy III CZP 36/10 (Biul.SN 2010/6/9 w sprawie o ustalenie, ukształtowanie i zapłatę za służebność przesyłu nabytą w drodze zasiedzenia) orzekająca, że: służebność powinna w możliwie najmniejszym stopniu stanowić uciążliwość dla nieruchomości obciążonej pogłębia tę niekorzystną sytuację. W Polsce od dłuższego czasu oczekiwana jest zmiana legislacyjna przepisów ułatwiających przeprowadzenie linii przesyłowych tzw. ustawa o korytarzach przesyłowych. Od końca 2010 roku w Ministerstwie Gospodarki prowadzone są intensywne prace nad projektem ustawy o korytarzach przesyłowych, w których Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej - jako przedstawiciel OSD - bierze czynny udział. Główne działania mają na celu modyfikację metodologii wyznaczania wysokości odszkodowań za ustanawianie korytarzy przesyłowych (ustanowianie służebności przesyłu), a w szczególności realnego wyliczania wysokości tych odszkodowań dla istniejących sieci, dotyczą określenia szerokości korytarzy przesyłowych. Pierwsze szacunkowe obliczenia wskazują, że zastosowanie zaproponowanego algorytmu dla urządzeń dystrybucyjnych spowoduje bardzo wysoki poziom odszkodowań, które miałyby być wypłacane przez spółki dystrybucyjne [12]. Według stanu na marzec 2011 r. PSE Operator szacował koszty uregulowania zasad korzystania z terenów pod liniami elektroenergetycznymi i stacjami elektroenergetycznymi, a więc w praktyce koszty odszkodowań za bezumowne korzystanie z cudzych gruntów oraz koszty ustanowienia tak zwanej służebności przesyłu, na około 2,9 mld zł [13]. Na skutek zwiększonego obciążenia, poszczególne elementy systemu elektroenergetycznego już teraz pracują z minimalnym marginesem bezpieczeństwa. W najbliższym okresie, tj. do końca 2015 r., duża koncentracja źródeł wytwórczych w południowej części krajowego systemu elektroenergetycznego oraz ich niedobór w części północnej, spowoduje konieczność przesyłania energii na duże odległości. W okresie możliwego deficytu mocy dyspozycyjnej sytuacja ta spowoduje potrzebę uwzględniania tego przepływu w zarządzaniu pracą sieci przesyłowych i dystrybucyjnych. Aby uniknąć ryzyka przerw w dostawach energii elektrycznej, konieczne jest przyspieszenie procesów inwestycyjnych prowadzonych przez przedsiębiorstwa sieciowe w północno-wschodniej oraz północnej części KSE. W Polsce po dziejowej transformacji 1989 roku, roztaczano parasol ochronny nad odbiorcami energii elektrycznej, wciąż szukano oszczędności. Na energetykę nakładano kolejne podatki zasilające budżet państwa np. podatek akcyzowy, który pierwotnie miał funkcjonować tylko na okres jednego roku. Do tej pory uwarunkowania prawne i proces zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej, nie stymulował inwestycji ani w technicznie uzasadnione przedsięwzięcia zwiększające bezpieczeństwo pracy sieci elektroenergetycznych, ani w technicznie uzasadnioną konserwacje majątku. Powyższą ocenę stanu potwierdziła w raporcie Implementation report on electricity and gas EU regulatory framework: Country reviews z 2006 roku Komisja Europejska pisząc na temat polskiego sektora przesyłowego: Komisja dostrzega, że rezerwy mocy wytwórczych maleją do poziomu powodującego ryzyko naruszenia bezpieczeństwa energetycznego. Zauważa, że nie ma rynkowych sygnałów cenowych dla inwestycji. Negatywnie są oceniane działania operatora systemu przesyłowego. W swoim raporcie Komisja twierdzi, że Operator systemu przesyłowego unika inwestycji w rozwój sieci, próbując dostosować działanie systemu i rynku do obecnego poziomu zdolności wytwórczej i przestarzałej struktury sieci. [2]. Mechanizmy rynku energii powinny automatycznie nieść informacje o prawidłowym alokowaniu składników i rodzajów kosztów, by zarówno gwarantować bieżące funkcjonowanie elementów tego rynku, jak również zapewnić długofalowe i strategiczne bezpieczeństwo energetyczne. Ustawa o efektywności energetycznej z dnia 4 marca 2011r. czekająca na zatwierdzenie przez Prezydenta Rzeczpospolitej, może radykalnie zmienić tę sytuację. Wprowadzenie audytów efektywności energetycznej, wymuszanie ograniczania strat sieciowych w ciągach liniowych poprzez nakładane opłaty, uzyskiwanie środków z budżetu Unii Europejskiej lub z budżetu państwa na proekologiczne inwestycje, handel prawami majątkowymi wynikającymi ze świadectw efektywności energetycznej na giełdzie towarowej prawdopodobnie radykalnie zmienią oblicze rynku energii w Polsce i bezpośrednio wpłyną na rozwój systemu elektroenergetycznego. Tematem niniejszego artykułu są nowe możliwości rekonstrukcji sieci elektroenergetycznych przy zastosowaniu wysokotemperaturowych przewodów linii napowietrznych. Na łamach Śląskich Wiadomości Elektroenergetycznych nr 2010/6 prezentowano tę nową technologię. Niniejszy artykuł jest kontynuacją tego tematu. Przewody wysokotemperaturowe definicja, budowa Przewody wysokotemperaturowe w skrócie: HTLS (Higt Temperature Low Sag), z definicji, to: przewody elektroenergetyczne o zdolności do ciągłej pracy w napowietrznych liniach elektroenergetycznych w temperaturach powyżej +150 C. Jest to cała grupa przewodów o zróżnicowanej konstrukcji (rys. 1.) [14-20]. Wszystkie przewody HTLS charakteryzują się: wysoką wartością temperatury granicznej na czas długotrwały i podczas zwarcia, mniejszym przedziałem zmian zwisów linii od zmian temperatury pracy przewodów, dualną konstrukcją przewodu (część przewodząca nawinięta wokół rdzenia), 268 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN , R. 87 NR 10/2011

3 rdzeniem przewodu o niższym współczynniku rozszerzalności cieplnej, przewodzącej warstwy zewnętrznej przewodu o rozszerzalności cieplnej zbliżonej do aluminium. zamieszczono dodatkowo dwie linie, reprezentujące linie trendów funkcji zmienności rezystancji i masy przewodów. Linie trendów wzajemnie się przecinają, ponad wykresem dotyczącym grupy przewodów reprezentowanych przez zamienniki tradycyjnego przewodu AFL Rys.1. Przykładowa budowa różnych typów przewodów HTLS [14] Przewody HTLS umożliwiają pracę przewodu w wysokich temperaturach, dzięki wykorzystaniu odpornych cieplnie materiałów (stopów aluminium lub czystego wyżarzonego aluminium), które pozwalają na pracę przewodu bez ryzyka degradacji własności wytrzymałościowych w podwyższonych temperaturach. Jednak ze względu na duży współczynnik rozszerzalności cieplnej aluminium i jego stopów, przewód z odpornego cieplnie aluminium lub jego stopu w wysokich temperaturach miałby bardzo duże przyrosty zwisu i małą wytrzymałość. Dlatego konstrukcja przewodów HTLS została wzmocniona rdzeniem z materiału o malej rozszerzalności cieplnej i o dużej wytrzymałości mechanicznej. Powyższe uwarunkowania są przyczyną dualnej budowy przewodów HTLS, które tworzą z dwóch odmiennych materiałów, przewód o dużej wytrzymałości cieplnej i mechanicznej, przy jednoczesnym znacznym obniżeniu współczynnika rozszerzalności cieplnej całych przewodów. Przewody HTLS w zakresie niższych temperatur zachowują się podobnie jak przewody tradycyjne. Jednak wraz ze wzrostem temperatury zewnętrzna warstwa przewodząca, która ma wyższy współczynnik rozszerzalności cieplnej, wydłuża się szybciej niż rdzeń, który posiada mniejszy współczynnik rozszerzalności cieplnej. Konstrukcje przewodów HTLS zmierzają do tego, by rdzeń był jak najbardziej wytrzymały mechanicznie, lekki i o niskim współczynniku rozszerzalności cieplnej. Dzięki takim parametrom rdzenia można uzyskać najkorzystniejszą charakterystykę przyrostu zwisu w zależności od temperatury pracy linii. Przewody wysokotemperaturowe w Polsce Rekonstrukcje sieci elektroenergetycznych w Polsce często przeprowadza się w oparciu o wymianę przewodów istniejących, na tradycyjne przewody elektroenergetyczne AFL o większym przekroju lub wzmocnione przewody AFLs (przewody nowszej konstrukcji z osnową z drutów o przekroju trapezoidalnym), co wymaga zwiększania naciągów w linii i dodatkowego wzmacniania stanowisk słupowych. Działania takie przedłużają realizacje przebudowy linii. Poza tym, jak wykazano w dalszej części artykułu, z punktu widzenia ekonomicznego są nieracjonalne. Rekonstrukcje sieci można przeprowadzać wykorzystując przewody wysokotemperaturowe. W Polsce ogólno dostępne są przewody HTLS typu: GZTACSR (GAP), ACSS/TW i ACCC. Rysunek 4 przedstawia wykres rezystancji i masy całej grupy przewodów elektroenergetycznych (w tym również przewodów wysokotemperaturowych): AFLs, ACSS/TW i ACCC (ACCC/TW) w grupach będących zamiennikami tradycyjnego przewodu AFL (grupa przewodu AFL z zamiennikami została objęta żółtą linią). Na rysunku 4 Rys.2. Zmienność rezystancji i masy przewodów AFLs, ACSS/TW i ACCC (ACCC/TW) w grupach będących zamiennikami tradycyjnego przewodu z oznaczeniem trendów funkcji zmienności rezystancji i masy przewodów (poziomymi liniami przerywanymi oznaczono najbardziej pożądane, minimalne wartości w danej grupie) Rys.3. Zmienność maksymalnego obciążenia prądowego i masy przewodów AFLs, ACSS/TW i ACCC (ACCC/TW) w grupach będących zamiennikami tradycyjnego przewodu z oznaczeniem trendów funkcji zmienności rezystancji i masy przewodów (poziomymi liniami przerywanymi oznaczono najbardziej pożądane, minimalne wartości w danej grupie) Rys.4 Wykres maksymalnego obciążenia prądowego, masy 0 przewodów i rezystancji w temperaturze 20 C dla różnych typów przewodów wysokotemperaturowych PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN , R. 87 NR 10/

4 Wykres zmian rezystancji na rysunku 2 jest funkcją malejącą. Wykres zmian masy przewodów funkcją rosnącą. Przecięcie tych funkcji, wyznacza przybliżony obszar ekonomicznego uzasadnienia zastosowania przewodów wysokotemperaturowych, zamiast tradycyjnych i tańszych przewodów linii napowietrznych. Przypomnijmy: tradycyjne przewody mają dużo mniejsze możliwości przesyłowe, niższą dopuszczalną temperaturę pracy, znaczne większe przyrosty zwisów w linii przy wzroście temperatury. W przypadku tradycyjnych przewodów wzrost przepustowość linii wiąże się z długotrwałym procesem przebudowy lub wzmacniania słupów w linii, by móc zainstalować znacznie cięższe tradycyjne przewody. Na rysunku 3 zaznaczono przerywanymi liniami najbardziej pożądane (w tym wypadku najmniejsze) wartości rezystancji i masy przewodów w danej grupie. Linie te doskonale wskazują przewód o najlepszych parametrach w grupie przewód ACCC (przed opatentowaniem tej konstrukcji, przewód ten był oznaczany symbolem ACCC/TW). Analiza linii poziomych prowadzi do jednoznacznej konkluzji: nie jest prawdą, by przewód ACCC generował większe straty w linii niż jego odpowiednik tradycyjny przewód typu AFL. W analogiczny sposób jak rysunek 2 sporządzony został kolejny wykres zależności rezystancji i maksymalnego dopuszczalnego długotrwale obciążenia prądowego w grupie przewodów AFL, AFLs, ACSS/TW i ACCC. Rysunek 3 jest logicznym dopełnieniem rysunku 2. Zwraca uwagę charakterystyczny nieregularny przebieg zależności maksymalnej obciążalności prądowej, spowodowany dużą rozpiętością parametrów w danej grupie przewodów. Na rysunku 3 poziomymi, przerywanymi liniami oznaczono najbardziej pożądane wartości w danej grupie przewodów (w tym wypadku największą maksymalną obciążalność prądową i najmniejsze wartości rezystancji w danej grupie). Istnieje niebezpieczeństwo błędnego odczytania rysunku 3. Poziome linie wskazują, że najlepszym przewodem w danej grupie, jest przewód typu ACCC (ACSS/TW) (ma najmniejsza rezystancję i największą maksymalną obciążalność prądową), lecz z rysunku 4 wynika, że przewód ACCC (ACSS/TW) ma jednocześnie znaczną masę i jego montaż wymaga wykonania znacznej ilości wzmocnień stanowisk słupowych w linii. Powyższe zostało potwierdzone na rysunku 4, na którym umieszczono jednocześnie zależności trzech parametrów różnych typów przewodów HTLS: maksymalnego obciążenia, masy i rezystancji. Linie żółte na rysunku 4 rozgraniczają poszczególne grupy przewodów będące odpowiednikami tradycyjnych przewodów AFL. Z całej grupy przewodów wysokotemperaturowych, jedynie przewód ACCC ma możliwość zamiany tradycyjnych przewodów AFL na przewody wysokotemperaturowe o znacznej obciążalności prądowej, bez podwyższania stanowisk słupowych. Taka rekonstrukcja sieci jest możliwa do przeprowadzenia w czasie od 3 do 6 miesięcy (!). Rekonstrukcja taka może być przeprowadzona na dwa różne sposoby przedstawione i opisane na rysunku 5. Rysunek 6 przedstawia obliczone koszty całkowite przebudowy rzeczywistej linii 110 kv. Koszty te zostały obliczone i zaprezentowane na wykresie radarowym w zależności od doboru różnych typów przewodów i różnej obciążalności docelowej linii, przy czym wyższe obciążenia przedstawione są ciemniejszym kolorem. Rys.5. Zestawienie dwóch możliwości zastępowania tradycyjnych przewodów przewodami ACCC [14] Rys.6. Koszty całkowite przebudowy linii w zależności od doboru przewodów i obciążalności linii docelowej Jak widać (rys. 6 i 7), przebudowa tej konkretnej linii za pomocą przewodów ACSS/TW umożliwiała uzyskanie największej przepustowości linii lecz kosztowała znacznie więcej (ze względu na znaczne koszty podwyższeń stanowisk słupowych), niż rekonstrukcja linii z wykorzystaniem przewodów ACCC o nieco mniejszej przepustowości. Przewody ACCC są nazywane też niskostratnymi przewodami wysokotemperaturowymi, ponieważ ich montaż pozwala uzyskać wymierne oszczędności polegające na nie generowaniu strat przesyłu energii w linii elektroenergetycznej (rys. 8). Dzięki instalacji przewodów ACCC zaoszczędzone straty energii, nie muszą być produkowane, bo pozostają w systemie elektroenergetycznym. W ten sposób stosowanie przewodów ACCC realnie zmniejsza emisje dwutlenku węgla do atmosfery. 270 PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN , R. 87 NR 10/2011

5 Jeżeli ustawa o efektywności energetycznej wejdzie w życie, rekonstrukcja sieci za pomocą przewodów ACCC, będzie dodatkowo uzasadniona ekonomicznie, bowiem zgodnie z art. 16 tej ustawy może uprawniać do ubiegania się o świadectwa efektywności energetycznej. Dlatego jest to technologia ekologiczna i ze wszech miar godna stosowania. Rys. 7. Koszty całkowite i typy najtańszych przewodów dla rozpatrywanej linii 110 kv w poszczególnych grupach maksymalnej obciążalności linii 1. Strzałka czerwona koszty przebudowy linii z max obciążeniem 773A i 848A, czyli koszty zapewniające największą przepustowość badanej rzeczywistej linii. Koszt przebudowy z zastosowaniem ACSS, choć zapewnia największą przepustowość linii, to jest aż 34% droższy od kosztów przebudowy z wykorzystaniem przewodów ACCC, a gwarantuje wzrost max obciążalności linii tylko o niecałe 10%. 2. Strzałka niebieska trzeba ponieść blisko 4,5 razy większy koszt, by zwiększyć tylko o 16% max obciążalność linii bez zastosowania tradycyjnych przewodów. 3. Strzałka zielona - przebudowa linii z zastosowaniem przewodów ACCC wyraźnie wyróżnia się w całej grupie przewodów. Wzrost nakładów na przebudowę linii gwarantuje bardzo duży wzrost możliwości przesyłowych linii. Rys. 8. Procentowa różnica rocznych strat różnych typów przewodów w stosunku do przewodu ACCC w rzeczywistej linii 110 kv Podsumowanie Przewody ACCC charakteryzują się małą rezystancją przy niewielkiej wadze, w porównaniu z innymi znanymi konstrukcjami przewodów linii napowietrznych. Dodatkowo umożliwiają szybką wymianę przewodów w linii bez konieczności wzmacniania stanowisk słupowych. Generują najmniejsze starty w liniach elektroenergetycznych i umożliwiają szybką rekonstrukcję sieci elektroenergetycznych. LITERATURA [1] Polityka energetyczna Polski do Monitor Polski z 14 stycznia 2010, nr 2, poz. 11, (2010) [2} Mielczarski W., KE o rynku energii: plan 3 razy (2007) [3] Mielczarski W., Za sześć lat może zabraknąć prądu. Dziennik Gazeta Prawna. (2010) [4] Materiały informacyjne. Portal internetowy, [5] Szkutnik J., The management of distribution process in the electrical power system. Kouty nad Desnou, Czech Republik, (2007) [6] Szkutnik J., Gawlak A., Ocena pracy sieci elektroenergetycznej na podstawie pakietu oprogramowania STRATY 2007, Nałęczów, (2008). [7] Maciejewski Z., Potrzeby inwestycyjne sieci elektroenergetycznych. Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój, (2010), nr 2 [8] Wiszniewski A., Kiedy elektryczne domino dotrze do Polski?, Wprost, (2004) nr 4 [9] Łakoma A., Awaria jednej linii może pozbawić energii pół kraju Rzeczpospolita z dnia , (2008) [10] Marcisz P. Raport na temat stanu zagrożenia ciągłości pracy krajowego systemu elektroenergetycznego w Polsce. z dnia , (2008) [11] Stasiak, W. Raport Biura Bezpieczeństwa Narodowego. Biuro Bezpieczeństwa Narodowego. (2008) s.16 [12] Portal Internetowy Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej. Materiały informacyjne. (2011) [13] Chojnacki I., Tomasik, G., PSE Operator, o miliardowych kosztach za bezumowne korzystanie z gruntów, z dnia , (2011) [14] Zircon Poland Sp. z o. o. Materiały informacyjne. (2011) [15] Sokolik, W., Furman C., Sobek M. Niskostratne technologie przewodów napowietrznych spełniające wymagania nakreślone w Polityce energetycznej Polski do 2030 roku. Konferencja Kabel 2011, Warszawa (2011) [16] CTC Cable Corporation. Materiały informacyjne. (2011) [17] SURAL. Materiały informacyjne. ( 2011) [18] Sokolik W., Jakubczak P., Poprawa efektywności przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej za pomocą niskostratnych przewodów o małych zwisach typu ACCC/TW, Wiadomości Elektrotechniczne nr 2009/6, (2009) [19] J-Power Systems, Materiały informacyjne. (2011) [20] Taihan Elecytric Wre, Materiały informacyjne. (2011) Autorzy: prof. nadzw. dr hab. inż. Jerzy Szkutnik, dyrektor Instytutu Elektroenergetyki w Politechnice Częstochowskiej, szkutnik@el.pcz.czest.pl ; mgr inż. Krystyna Baum, ENION S.A. Oddział w Częstochowie, kbaum@interia.pl PRZEGLĄD ELEKTROTECHNICZNY (Electrical Review), ISSN , R. 87 NR 10/