WYBRANE ASPEKTY INTENSYFIKACJI WYKORZYSTANIA INFRASTRUKTURY SIECIOWEJ

Transkrypt

1 WYBRANE ASPEKTY INTENSYFIKACJI WYKORZYSTANIA INFRASTRUKTURY SIECIOWEJ Autor: Waldemar Dołęga ("Rynek Energii" - czerwiec 2016) Słowa kluczowe: intensyfikacja, infrastruktura sieciowa Streszczenie. W artykule przedstawiono problematykę intensyfikacji wykorzystania infrastruktury sieciowej. Konieczność jej realizacji wynika bezpośrednio z krajowych uwarunkowań: formalno-prawnych, środowiskowych, społecznych, technicznych i ekonomicznych związanych z realizacją procesu inwestycyjnego dla inwestycji sieciowych. Intensyfikacja wykorzystania infrastruktury sieciowej polega na: odpowiedniej lokalizacji źródeł wytwórczych i odbiorców likwidującej ograniczenia przesyłowe, modernizacji istniejących linii i stacji elektroenergetycznych zwiększających ich zdolności przesyłowe oraz wdrożeniu obciążalności dynamicznej, która pozwala na zwiększenie możliwości obciążeniowych istniejących linii przy uwzględnieniu rzeczywistych warunków atmosferycznych otoczenia przewodów roboczych. Przeanalizowano rozwiązania umożliwiające zwiększenie przepustowości termicznej linii napowietrznych w oparciu o monitoring obciążalności prądowej linii. Stanowi to jedną z najbardziej atrakcyjnych możliwości intensyfikacji wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej infrastruktury sieciowej w krajowym systemie elektroenergetycznym. Zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii umożliwia uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i stanowi sposób okresowego zwiększenia obciążalności gałęzi sieci. Obciążenia dynamiczne, w przypadku linii napowietrznych, zależą od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą przekraczać znacznie wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków. W artykule przedstawiono charakterystykę procesu intensyfikacji wykorzystania infrastruktury sieciowej i omówiono rozwiązania, które są lub mogą być stosowane w krajowym systemie elektroenergetycznym. 1. WPROWADZENIE Sieciowa infrastruktura elektroenergetyczna obejmuje: sieć przesyłową 400 i 220 kv, sieć dystrybucyjną 110 kv oraz sieć dystrybucyjną SN i nn. Jej rozwój jest szczególnie ważny w kontekście starzejącej się i niedoinwestowanej infrastruktury elektroenergetycznej, prognozowanego wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną, konieczności poprawy jakości, niezawodności i pewności dostaw energii do odbiorców końcowych oraz inwestycji koniecznych do przyłączenia i wyprowadzenia mocy z nowych jednostek wytwórczych zarówno systemowych jak i generacji rozproszonej [4]. Rozwój infrastruktury sieciowej uzależniony jest od bardzo wielu uwarunkowań krajowych i unijnych i powinien być realizowany przy uwzględnieniu zasady zrównoważonego rozwoju. Oznacza to konieczność zachowania równowagi pomiędzy celami: technicznymi, ekonomicznymi, społecznymi i środowiskowymi. Ponadto powinien być ukierunkowany na maksymalne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej i preferowanie jej modernizacji oraz instalowania źródeł generacji rozproszonej [4].

2 W obecnych uwarunkowaniach formalno- prawnych realizacji inwestycji sieciowych intensyfikacja wykorzystania infrastruktury sieciowej ma kluczowe znaczenie dla rozwoju infrastruktury sieciowej 400, 220 i 110 kv [3]. Stanowi bowiem alternatywę dla jej rozbudowy. Dlatego w artykule przedstawiono tę problematykę szerzej, kładąc nacisk na najbardziej atrakcyjną jej formę z punktu widzenia przedsiębiorstwa sieciowego (operatora systemu) wdrożenie obciążalności dynamicznej. 2. INTENSYFIKACJA WYKORZYSTANIA INFRASTRUKTURY SIECIOWEJ Jak wspomniano, konieczność intensyfikacji wykorzystania infrastruktury sieciowej wynika bezpośrednio z uwarunkowań związanych z realizacją inwestycji sieciowych. Obejmują one uwarunkowania: formalno-prawne, środowiskowe, społeczne, techniczne i ekonomiczne. Przedstawiono je m.in. w publikacjach [5], [6] i [7]. Intensyfikacja wykorzystania infrastruktury sieciowej polega na: odpowiedniej lokalizacji źródeł wytwórczych i odbiorców likwidującej ograniczenia przesyłowe, modernizacji istniejących linii i stacji elektroenergetycznych zwiększających ich zdolności przesyłowe, wdrożeniu dynamicznej obciążalności linii zwiększającej możliwości obciążeniowe istniejących linii elektroenergetycznych przy uwzględnieniu rzeczywistych warunków atmosferycznych otoczenia przewodów roboczych. W procesie rozwoju krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) ograniczenia przesyłowe mogą być likwidowane przez właściwy rozwój sieci 400, 220 i 110 kv lub przez odpowiednią lokalizację wytwórców i odbiorców energii elektrycznej. Rozbudowa układu sieciowego likwiduje ograniczenia przesyłowe poprzez zwiększenie zdolności przesyłowej w relacjach, w których jest ona niewystarczająca. Ograniczenia przesyłowe mogą być zlikwidowane także poprzez zmianę rozpływów mocy. Odbywa się to poprzez zmniejszenie przesyłów mocy w relacjach, w których zdolności przesyłowe są niewystarczające [1]. Wymaganą zmianę rozpływu mocy w procesie rozwoju KSE można uzyskać za pomocą odpowiedniej lokalizacji wytwórców i odbiorców energii elektrycznej w układzie sieciowym. Przy czym lokalizacja wytwórców systemowych jest uzależniona od wielu czynników i praktycznie zdeterminowana, natomiast lokalizacja źródeł rozproszonych nie jest tak silnie uwarunkowana i praktycznie zależna od odpowiednich sygnałów ekonomicznych [1]. Ponadto przy analizie trzeba uwzględnić fakt, że w świetle polityki unijnej w sytuacji konieczności uwzględnienia kosztów całego łańcucha technologicznego łącznie z kosztami ochrony środowiska, konkurencyjność odnawialnych źródeł rozproszonych wobec źródeł systemowych konwencjonalnych będzie rosła [4]. Spowoduje to z jednej strony intensywny rozwój źródeł rozproszonych, a z drugiej - ograniczy zasadniczo przyrost zapotrzebowania na usługi przesyłowe przede wszystkim w sieci przesyłowej 400 i 220 kv.

3 W obszarze modernizacji istniejących linii i stacji elektroenergetycznych kluczowe znaczenie w aspekcie bezpieczeństwa elektroenergetycznego oraz niezawodności pracy sieci ma modernizacja termiczna istniejących linii 400, 220 i 110 kv -wybudowanych przed 1989 r. i zaprojektowanych na temperaturę graniczną roboczą przewodów 40 C - związana ze zwiększaniem ich przepustowości i wykonywana bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii [3]. Dotyczy to głównie linii 220 kv, wybranych linii 400 kv i bardzo dużej grupy linii 110 kv wybudowanych w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych XX wieku, posiadających przęsła o stosunkowo dużej rozpiętości (z reguły powyżej 200 m) i o dużym zwisie przewodów [4]. W liniach tych pojawiają się często tzw. wąskie gardła, stwarzające ograniczenia w przesyle mocy. Istniejące ograniczenia przesyłowe w wybranych gałęziach sieci 400/220/110 kv oraz duża awaryjność niektórych torów prądowych tych linii wymagają szybkiego podjęcia odpowiednich działań zaradczych [4]. Problemy niedostatecznej zdolności przesyłowej sieci ujawniają się szczególnie w okresie zimowym lub letnim i mogą być jedną z istotnych przyczyn rozległych awarii systemowych. Przy czym kluczowym problemem jest niska ze względu na zwisy letnia obciążalność prądowa linii projektowanych dla temperatury przewodów 40 C [4]. Wspomniane problemy powodują również powstanie tzw. ograniczeń przesyłowych, wymagających interwencji operatora systemu przesyłowego (w skrócie OSP) oraz zwiększających zarówno łączne koszty wytwarzania energii elektrycznej jak i straty sieciowe. W odniesieniu do napowietrznych linii 400, 220 i 110 kv modernizacja termiczna polega na realizacji następujących działań: zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych o małych zwisach (HTLS), budowa nowej linii lub dodatkowego toru w istniejącym korytarzu w terenie, zwiększenie przekroju przewodów roboczych istniejących linii, wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych stwarza bardzo duże możliwości zwiększenia obciążalności termicznych linii napowietrznych bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii [4]. Umożliwia wykonanie modernizacji linii w stosunkowo krótkim czasie, bowiem przewody te wymagają zwykle minimalnego zakresu prac dostosowawczych w określonych elementach linii [3]. Budowa nowej linii w istniejącym korytarzu w terenie może nastąpić po zdemontowaniu starej linii, natomiast budowa dodatkowego toru może być zrealizowana obok istniejącego już toru w korytarzu przesyłowym. Rozwiązania takie stanowią najmniejszą ingerencję w środowisko przyrodnicze. Bowiem istniejąca linia jest już wkomponowana w okoliczny krajobraz i stanowi rozwiązanie zdeterminowane istniejącymi czynnikami środowiskowymi [3]. Wymaga to jednak ciągle wielu zabiegów formalno-prawnych i jest kosztowne. Modernizacja

4 taka może dotyczyć np. przebudowy istniejących linii o napięciu 220 kv na linie o napięciu 400 kv, budowy dodatkowych torów 400 kv. Zwiększenie przekrojów przewodów roboczych istniejących linii napowietrznych 400, 220 i 110 kv pozwala na zwiększenie przepustowości linii. Wymaga to wprawdzie mniej zabiegów formalno-prawnych i jest łatwiejsze do realizacji, ale jest kosztowne. Wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych umożliwia znaczne zwiększenie obciążalności linii. Są to stosunkowo proste i nie wymagające dużych nakładów inwestycyjnych zabiegi. Należą do nich m.in.: regulacja naprężeń przewodów, wymiana łańcuchów izolatorów - skrócenie ich długości, zniwelowanie terenu pod linią, skablowanie linii SN i nn na krzyżowanych odcinkach linii 400, 220 i 110 kv, skablowanie linii 110 kv na krzyżowanych odcinkach linii 400 i 220 kv oraz podwyższenie wybranych słupów [3]. Problematyka dotycząca modernizacji infrastruktury sieciowej została szerzej szczegółowo przedstawiona w publikacjach [3] i [4] i nie będzie dalej rozwijana w artykule. W obszarze dotyczącym dynamicznej obciążalności linii (w skrócie DOL) kluczowe znaczenie ma zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii napowietrznych 400, 220 i 110 kv, co umożliwi uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i pozwoli na ich okresowe zwiększenie. Obciążenia dynamiczne zależą bowiem - w przypadku linii napowietrznych - od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą znacznie przekraczać wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków [4]. Dlatego zastosowanie stałego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż linii napowietrznych umożliwia pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych zależnych od wszystkich parametrów pogodowych. Obciążalność dynamiczną można wówczas określać na bieżąco. Pozwala to na pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej monitorowanej linii, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury. Pomiar wybranych parametrów napowietrznych linii 400, 220 i 110 kv w czasie rzeczywistym, wspomagany pomiarami wybranych parametrów meteorologicznych i ich prognozami umożliwia śledzenie DOL. Pozwala to m.in. na właściwe prowadzenie zarówno ruchu sieciowego jak i czynności eksploatacyjnych. Ponadto umożliwia racjonalne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej (m.in. na likwidację pozornych ograniczeń przesyłowych) i zwiększenie zdolności do szybszego reagowania na dynamiczne zmiany rozpływów mocy (np. nagłe zmiany w wielkości mocy generowanych w farmach wiatrowych, przepływy kołowe, występujące na połączeniach transgranicznych z Niemcami, itd.) [3]. Zastosowanie monitoringu obciążalności prądowej pozwala również na właściwe planowanie modernizacji i rozbudowy infrastruktury sieciowej. Umożliwia często odroczenie przebudowy

5 istniejących lub budowy nowych linii. Niestety w kraju na etapie planowania rozwoju infrastruktury sieciowej pojęcie obciążalności dynamicznej nie jest stosowane co uniemożliwia uzyskanie wspomnianych korzyści. Rozwiązania wykorzystujące DOL wraz z odpowiednimi systemami monitoringu są wprawdzie kosztowne, ale koszt ich realizacji jest znacznie mniejszy niż koszt przedstawionych wcześniej działań umożliwiających zwiększenie obciążalności termicznej linii. Ponadto te rozwiązania nie wymagają modyfikacji linii, a zakres wymaganych zmian jest ograniczony. Montaż samych urządzeń (elementów składowych systemów) w wielu przypadkach odbywa się przy wykorzystaniu technik prac pod napięciem (praca na potencjale lub z odległości) [3]. Wdrożenie obciążalności dynamicznej przez operatora systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych umożliwi lepsze wykorzystanie infrastruktury sieciowej i zwiększenie możliwości obciążeniowych istniejących linii 400, 220 i 110 kv bez konieczności ich modyfikacji. 3. DYNAMICZNA OBCIĄŻALNOŚĆ LINII Jednym z podstawowych warunków technicznych dla infrastruktury sieciowej jest wymaganie dotrzymania dopuszczalnej obciążalności termicznej linii elektroenergetycznych, która określona jest wartością prądu, przy której przewody robocze nagrzewają się do temperatury granicznej roboczej [4]. Wartość ta jest definiowana dla ściśle określonych warunków atmosferycznych i założonej temperatury granicznej przewodów roboczych. Wybór wartości temperatury granicznej roboczej przewodów dla linii o napięciu 400, 220 i 110 kv należy do właściciela sieci elektroenergetycznej. Obecnie przyjmuje się ją na poziomie minimum 60 C, ale do 1989 roku była to wartość 40 C [9]. W danych warunkach atmosferycznych temperatura graniczna robocza przewodów linii napowietrznych nie może być długotrwale przekroczona, gdyż prowadzi to do zwiększenia zwisów, a w konsekwencji do zmniejszenia odległości pionowej przewodów roboczych od ziemi i od obiektów krzyżowanych poniżej dopuszczalnych, ze względów bezpieczeństwa publicznego wartości określonych w normie [11]. Zmienne czynniki zewnętrzne takie jak: prędkość i kierunek wiatru, temperatura powietrza oraz nasłonecznienie mają oprócz prądu obciążenia, istotny wpływ na temperaturę przewodu i jego zwis. Obciążalność statyczna linii napowietrznych określana jest zwykle dla bardzo rzadko występujących najbardziej niekorzystnych warunków pracy linii, tzn. przy przyjęciu minimalnej prędkości wiatru oraz maksymalnego nasłonecznienia i temperatury otoczenia [9]. W efekcie

6 dopuszczalna obciążalność linii, szczególnie w okresie letnim, jest znacząco niższa od dopuszczalnej obciążalności samych przewodów roboczych. Ze względu na zmienność warunków atmosferycznych obciążalność linii jest wielkością dynamiczną i zmienia się w szerokich granicach. Zwiększenie możliwości przesyłowych linii jest możliwe przy zastosowaniu tzw. obciążalności dynamicznej, określanej na podstawie aktualnego obciążenia linii oraz bieżących warunków atmosferycznych. Wymaga to stosowania systemów monitoringu obciążalności prądowej linii wykorzystujących różnorodne metody pomiarowe. Systemy takie obejmują urządzenia do pomiaru parametrów podstawowych wraz z odpowiednim dedykowanym oprogramowaniem przeliczającym dane pomiarowe na parametry użyteczne dla operatorów systemów wspomagane dodatkowymi urządzeniami pomiarowymi i telekomunikacyjnymi oraz układami zasilania podstawowego i awaryjnego [2]. Muszą współpracować ze stosowanymi przez operatorów systemami SCADA sterowania i nadzoru infrastruktury sieciowej. Metody pomiarowe do wyznaczania obciążalności prądowej linii obejmują następujące grupy: pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii, pomiar temperatury przewodu, pomiar naciągu przewodu, pomiar zwisu przewodu oraz inne metody pomiaru [4]. Ponadto metody pomiarowe mogą być dodatkowo podzielone na bezpośrednie i pośrednie z uwagi na sposób pomiaru temperatury przewodów roboczych linii. Pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii obejmuje pomiary: temperatury otoczenia, nasłonecznienia, prędkości i kierunku wiatru na podstawie których wyznacza się obciążalność prądową linii. Pomiar temperatury przewodu obejmuje: pomiar za pomocą czujnika zamontowanego na przewodzie, zdalny pomiar za pomocą promieniowania podczerwonego lub pomiar przy pomocy włókien światłowodowych zamontowanych w środku przewodu. Jest to najczęściej wykorzystywana technika pomiaru realizowana w formie bezpośredniej. Pomiar naciągu przewodu obejmuje pomiar tensometryczny przy pomocy czujników zainstalowanych pomiędzy konstrukcją wsporczą słupa a izolatorami odciągowymi. Najczęściej jest realizowany za pomocą dynamometrów. Temperatura przewodu jest określana w sposób pośredni w zależności od siły naciągu przewodu i z uwzględnieniem parametrów meteorologicznych (prędkości i kierunku wiatru, temperatury otoczenia i poziomu nasłonecznienia). Ta metoda umożliwia lokalny pomiar temperatury przewodów i jest stosunkowo prosta w zastosowaniu, daje dobre efekty przy monitorowaniu temperatury przewodu [10]. Pomiar zwisu przewodu obejmuje: pomiar radarowy, pomiar laserowy, pomiar ultradźwiękowy, pomiar GPS, pomiar kąta nachylenia przewodu w danym punkcie, pomiar przy wykorzy-

7 staniu efektu tłumienia sygnałów wysokiej częstotliwości ( khz) transmitowanych przewodami roboczymi. Pomiar polega na określaniu średnich zmian w wysokości zwisu w czasie rzeczywistym przez powiązanie wysokości zwisu ze zmierzonymi zmianami amplitudy sygnałów wysokiej częstotliwości przesyłanych liniami przesyłowymi (technologia PLC-SAG (Power Line Carrier Sag))[3]. Inne metody pomiaru obejmują: pomiar fal akustycznych wysokiej częstotliwości, pomiar częstotliwości drgań własnych napiętego przewodu linii przesyłowej lub pomiar zmiany rezystancji przewodów linii przy wykorzystaniu technologii pomiarów synchronicznych napięć i prądów [4]. Obecnie na świecie jest stosowanych wiele rozbudowanych systemów monitoringu obciążalności prądowej, a uzyskiwane przez operatorów systemów poziomy zwiększania przepustowości napowietrznych linii elektroenergetycznych na skutek ich użycia, sięgają od kilku do ok. 30% [8]. Pozwalają one na skuteczne monitorowanie - określonych przez operatora - ważnych parametrów linii elektroenergetycznych oraz obliczanie ich rzeczywistej dopuszczalnej obciążalności prądowej. Większość z tych systemów wykorzystuje pomiary temperatury przewodów i jest stosowana dla linii o napięciu do 138 kv. Część z nich wykorzystuje czujniki tensometryczne i SAW (Surface Acoustic Wave) i jest stosowana w sieciach o napięciu 220 i 400 kv [4]. Jednak spora grupa systemów została wprawdzie przetestowana z sukcesem w różnych krajach w sieciach: 400 kv, 380 kv, 220 kv i 150 kv, ale znajdują się jeszcze we wczesnej fazie aplikacyjnej. Dotyczy to systemów bazujących na: tłumieniu sygnałów wysokiej częstotliwości, pomiarze zmiany rezystancji przewodów, pomiarze częstotliwości drgań własnych przewodu i temperatury przewodów z wykorzystaniem techniki światłowodowej [3]. Spośród wielu stosowanych na świecie metod monitoringu najbardziej rozpowszechnione są metody z wykorzystaniem stacji pogodowych do pomiaru warunków atmosferycznych oraz metody oparte na pomiarze naciągu przewodów lub bezpośrednim pomiarze temperatury przewodów. W kraju problematyka monitoringu obciążalności prądowej jest znana, ale niewiele robi się w tym zakresie. Niestety operatorzy systemów ciągle podchodzą do kwestii DOL dość nieufnie i wprowadzenie w najbliższej przyszłości stałego powszechnego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż wszystkich linii 400, 220 i 110 kv w KSE nie jest brane pod uwagę. Wprawdzie w przeszłości uruchamiane były eksperymentalne programy instalowania czujników na wybranych liniach 220 i 110 kv, a obecnie jest realizowany przez konsorcjum jednostek badawczych i jednostek energetyki duży projekt badawczy System Dynamicznego Zarządzania Przesyłem (w skrócie SDZP) to jednak ciągle są to działania wstępne w tym obszarze. W wybranych stacjach elektroenergetycznych zainstalowano stacje pogodowe, a w centrach dyspozytorskich pojawiły się sygnały z nich pochodzące. W instrukcjach ruchu linii zamieszczono obok standardowych dwóch wartości prądu dopuszczalnego (lato, zima) rów-

8 nież rozbudowane,,tabelki obciążeniowe. To w skrócie widoczne efekty tych działań u operatorów systemów. Jedną z istotnych barier stosowania w kraju rozwiązań w zakresie monitoringu obciążalności prądowej przez operatorów systemów są stosunkowo duże koszty aparatury pomiarowej. W dłuższej perspektywie czasu potencjalne koszty takiego rozwiązania mogą jednak ulec znacznemu zmniejszeniu w przypadku stosowania przewodów z wiązką światłowodową, wykorzystywaną do pomiaru temperatury przewodów [8]. Nasycenie infrastruktury sieciowej stacjami pogodowymi powinno być na tyle duże, aby warunki atmosferyczne panujące w otoczeniu monitorowanej linii były określane właściwie. Przy małym ich nasyceniu dla linii odznaczającej się znaczną długością zastosowanie danych pogodowych, szczególnie w odniesieniu do prędkości i kierunku wiatru nie daje praktycznie żadnej wiarygodności. Monitoring obciążalności prądowej linii napowietrznych jest potencjalnie jedną z najbardziej atrakcyjnych możliwości intensyfikacji wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej infrastruktury sieciowej w KSE. Stosowane na świecie i możliwe do zastosowania w kraju różnorodne technologie monitorowania sieci, które m.in. szczegółowo opisano w publikacjach: [2], [3] i [10], często nie wymagają znacznych nakładów inwestycyjnych i tworzenia rozbudowanej infrastruktury, jak ma to miejsce przy modernizacji termicznej. Pozwalają natomiast na wdrożenie dynamicznej obciążalności termicznej linii napowietrznych przez operatorów systemów. Umożliwia to zwiększenie ich przepustowości i pełne wykorzystanie ich zdolności przesyłowych, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury, a więc także dopuszczalnego zwisu przewodu. Ponadto pozwala przewidywać zagrożenia związane z potencjalnymi nagłymi zmianami przepływów mocy, co jest szczególnie ważne dla linii mocno obciążonych oraz dla obszarów o rosnącym potencjale wiatrowych źródeł wytwórczych [4]. Dynamiczna obciążalność linii wynikająca z aktualnych warunków pogodowych panujących w bezpośrednim otoczeniu linii i stanu jej obciążenia powinna stanowić podstawę dla wszelkich działań i decyzji podejmowanych przez operatorów systemów w obszarze prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju. 4. WNIOSKI Konieczność intensyfikacji wykorzystania infrastruktury sieciowej wynika bezpośrednio z krajowych uwarunkowań: formalno-prawnych, środowiskowych, społecznych, technicznych i ekonomicznych związanych z realizacją procesu inwestycyjnego dla inwestycji sieciowych.

9 Intensyfikacja wykorzystania infrastruktury sieciowej polega na: odpowiedniej lokalizacji źródeł wytwórczych i odbiorców likwidującej ograniczenia przesyłowe, modernizacji istniejących linii i stacji elektroenergetycznych zwiększających ich zdolności przesyłowe oraz wdrożeniu obciążalności dynamicznej, która pozwala na zwiększenie możliwości obciążeniowych istniejących linii przy uwzględnieniu rzeczywistych warunków atmosferycznych otoczenia przewodów roboczych. Modernizacja napowietrznych linii elektroenergetycznych związana ze zwiększaniem ich zdolności przesyłowych polega na realizacji następujących działań: zastosowaniu przewodów wysokotemperaturowych o małych zwisach, budowie nowej linii lub dodatkowego toru w istniejącym korytarzu w terenie, zwiększeniu przekroju przewodów roboczych istniejących linii oraz wykonaniu określonych zabiegów modernizacyjnych. Monitoring linii napowietrznych stanowi jedną z najbardziej atrakcyjnych możliwości intensyfikacji wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej infrastruktury sieciowej w KSE. Zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii umożliwia bowiem uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i stanowi sposób okresowego zwiększenia obciążalności gałęzi sieci. Obciążenia dynamiczne linii napowietrznych zależą od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą przekraczać znacznie wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków. Pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych zależnych od wszystkich parametrów pogodowych daje zastosowanie stałego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż linii napowietrznych. Obciążalność dynamiczną można wówczas określać na bieżąco. Pozwala to na pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej monitorowanej linii, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury. LITERATURA [1] Buchta F.: Optymalizacja strategii rozwoju sieci przesyłowej w warunkach rynkowych z uwzględnieniem ryzyka. Monografia. Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej, Elektryka nr 1712, Gliwice, [2] Czapaj-Atłas R.: Obciążalność prądowa sieci metody pomiarów i zwiększenie przepustowości. Elektroenergetyka: współczesność i rozwój, nr 3-4/2012, str [3] Dołęga W.: Modernizacja sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie planowania jej rozwoju. Rynek Energii, nr 1 luty 2015, str [4] Dołęga W.: Planowanie rozwoju sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie bezpieczeństwa dostaw energii i bezpieczeństwa ekologicznego. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, 2013.

10 [5] Dołęga W.: Utrudnienia i bariery formalno-prawne rozbudowy i modernizacji sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej. Polityka Energetyczna, Zeszyt 2, 2011, str [6] Dołęga W.: Utrudnienia i bariery społeczne rozbudowy i modernizacji sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej. Rynek Energii, nr 4 sierpień 2014, str [7] Dołęga W.: Uwarunkowania środowiskowe procesu planowania rozwoju sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej. Zarządzanie energią i teleinformatyka. ZET Materiały i studia. Rozdział I. Praca zbiorowa pod redakcją Henryka Kapronia. Wydawnictwo Kaprint, Lublin 2014,str [8] Korab R.: Optymalizacja operatorstwa przesyłowego w krajowym systemie elektroenergetycznym. Monografia. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [9] Popczyk J. (red.): Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [10] Siwy E.: Metody i możliwości zwiększenia zdolności przesyłowej KSE z wykorzystaniem monitoringu linii napowietrznych. Elektroenergetyka: współczesność i rozwój, nr 4/2010, str [11] PN-EN :2005. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kv. Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne. SELECTED ASPECTS OF INTENSIFICATION OF NETWORK INFRASTRUCTURE USE Key words: intensification, network infrastructure Summary. In this paper, an intensification of the network infrastructure use is described. A necessity of its realization results directly from the national conditionings: formal-legal, environmental, social, technical and economical connected with the execution of investment process for the network investments. The intensification of the network infrastructure use depends on: a proper location of power generation sources and electricity consumers eliminating transmission constraints, the modernization of existing power lines and power substations increasing their transmission capacity and an implementation of the dynamic current-carrying capacity which allows increasing possibilities of the transmission capacity for existing lines when it takes into consideration the real atmospheric conditions of the environment of operating conductors. Various solutions for an increase the thermal capacity of the overhead power lines, which rely on the use of the systems for monitoring of the currentcarrying capacity of line, are analysed. It is one of the best attractive possibility for an intensification of transmission capacities use for the existing network infrastructure in National Electric Power System (NEPS). The use of systems for the monitoring of current-carrying capacity of lines makes allowing for variability of the thermal capacity of the overhead power lines possible. It is a way of seasonal increase the capacity of network arm. The dynamic current-carrying capacities for overhead power lines depend on local atmospheric conditions and their maximum values can exceed significantly values of the static current-carrying capacities when it takes into consideration only seasonal variability of their conditions. In this paper, profile of process of the intensification of the network infrastructure use is performed and solutions which are or can used presently in NEPS are discussed. Waldemar Dołęga, dr hab. inż., adiunkt, p.o. kierownik Zespołu Urządzeń Elektroenergetycznych w Katedrze na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej; waldemar.dolega@pwr.edu.pl