SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI W SIECI ŚREDNICH NAPIĘĆ POLITYKA ENERGETYCZNA GMIN

Transkrypt

1 Nr 2(93) Rynek Energii Str. 95 SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI W SIECI ŚREDNICH NAPIĘĆ POLITYKA ENERGETYCZNA GMIN Joachim Bargiel, Paweł Sowa, Katarzyna Zając, Tomasz Sierociński Słowa kluczowe: sieci średnich napięć, niezawodność Streszczenie. W artykule przedstawiono sposoby poprawy niezawodności zasilania odbiorców zasilanych z sieci średnich napięć. Do najczęściej spotykanych należą: rezerwowanie zasilania, generacja lokalna, automatyka SPZ oraz zastosowanie samoczynnych napowietrznych wyłączników (reklozerów). Rozwinięto zagadnienie generacji lokalnej w kontekście problemów z nią związanych, szczególnie w kontekście współpracy jednostek samorządu terytorialnego z energetyką zawodową. Podano przykłady praktycznych zastosowań w m.in. gminie Gierałtowice na Śląsku. 1. NIEZAWODNOŚĆ SIECI ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ O niezawodności zasilania odbiorcy energii elektrycznej decyduje struktura sieci oraz niezawodność urządzeń i układów służących do wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. Miarą ilościową niezawodności zasilania są wskaźniki niezawodnościowe systemu elektroenergetycznego obliczone zarówno dla konkretnego węzła odbiorczego jak i wskaźniki systemowe dla całego fragmentu sieci. Wskaźniki systemowe dają ocenę całościową danego fragmentu sieci, natomiast wskaźniki odnoszące się do konkretnego węzła stanowią miarę niezawodności zasilania konkretnego węzła. Niezawodność układu zasilania energią elektryczną charakteryzuje zdolność układu elektroenergetycznego do dostarczenia odbiorcom energii elektrycznej w ilości zapotrzebowanej i o odpowiedniej jakości. Wskaźniki niezawodności układu są odpowiednimi miarami ilościowymi, charakteryzującymi poziom realizacji funkcji układu. Jakość zasilania odnosi się do parametrów dostarczanej energii elektrycznej, jej dopuszczalnych zakresów częstotliwości i napięcia oraz innych parametrów np. udziałów harmonicznych, symetrii. Natomiast niezawodność dostawy energii elektrycznej dotyczy przerw w zasilaniu i ich skutków. Dla systemu elektroenergetycznego należy rozpatrywać dwa aspekty niezawodności, mianowicie: bezpieczeństwo i wystarczalność. Bezpieczeństwo systemu jest miarą jego zdolności do przeciwstawienia się nagłym i niespodziewanym zaburzeniom występującym w systemie, takim jak np. zwarcia, i skutkom wystąpienia tych zaburzeń. Natomiast wystarczalność systemu oznacza jego zdolność do pokrycia całkowitego zapotrzebowania na moc i energię przy uwzględnieniu możliwości podsystemu wytwórczego oraz istniejących ograniczeń sieciowych. Bezpieczeństwo i wystarczalność systemu wzajemnie się uzupełniają i dlatego zagadnienia te nie powinny być analizowane oddzielnie. Bardzo ważnym zagadnieniem jest niezawodność zasilania odbiorców z sieci rozdzielczych średnich napięć (SN) współpracujących z systemem elektroenergetycznym ponieważ znaczna liczba odbiorców energii elektrycznej jest zasilana z sieci średniego napięcia a poprzez tę sieć także z sieci niskiego napięcia. Sieci SN zajmują jeden z niższych poziomów w hierarchicznej strukturze systemu elektroenergetycznego i zasilają wielu małych i średnich odbiorców oraz poprzez sieci niskiego napięcia bardzo wielu drobnych odbiorców. Sieci SN mają bardzo zróżnicowaną strukturę. Zróżnicowanie struktur wynika z roli, jaką te sieci mają pełnić (dostarczać energię dla gospodarstw wiejskich, zabezpieczać zasilanie odbiorcom komunalnobytowym w miastach, czy też rozdzielać energię na terenie dużych zakładów przemysłowych itd.). Wybór struktury sieci danego napięcia zależy od wymagań, jakie ma spełnić ta sieć. Do tych wymagań przede wszystkim zaliczono: uzyskanie odpowiedniej pewności dostawy energii elektrycznej, odpowiednią jakość energii elektrycznej dostarczonej odbiorcom, minimalizację kosztów eksploatacji sieci, elastyczność eksploatacyjną sieci, zapewnienie elastyczności pracy przy rozbudowie sieci, prostotę i przejrzystość struktury, usprawnienie eksploatacji i prowadzenia ruchu sieci przez wprowadzenie telemechanizacji i automatyki zabezpieczeniowej. Sieć SN pracuje w układach otwartych. Cechą układów otwartych jest brak rezerwowania odbiorów. Uszkodzenie sieci w dowolnym miejscu powoduje przerwę dostawy energii elektrycznej do części odbio-

2 Str. 96 Rynek Energii Nr 2(93) rów (w końcowym przypadku nawet do wszystkich odbiorów, np. przy uszkodzeniu na początku ciągu liniowego). Współpraca między Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE) a systemem rozdzielczym wytwórczo-odbiorczym odbywa się w stacjach 110/SN - głównych punktach zasilających (GPZ) o napięciu 110 kv, które są zasilane z sieci 400 i 220 kv oraz z elektrowni. Sieć 400, 220, 110 kv wielokrotnie zamknięta charakteryzuje się stosunkowo dobrymi wskaźnikami niezawodności. W sieciach najwyższych napięć jak i w sieciach 110 kv wyłączenia awaryjne elementów (linii, transformatorów, szyn zbiorczych) mogą ale nie muszą prowadzić do wyłączeń pojedynczych odbiorców lub ich grup. Natomiast w sieci średniego napięcia praktycznie każde wyłączenie awaryjne prowadzi do przerw zasilania jednego lub wielu odbiorców lub ograniczeń mocy z uwagi na szeregową strukturę niezawodnościową tych sieci. W związku z powyższym największe oczekiwania odnośnie do poprawy niezawodności dostawy energii elektrycznej do odbiorców spoczywa na poprawie niezawodności sieci średnich i niskich napięć. Zagadnienia związane z niezawodnością układu elektroenergetycznego można analizować pod wieloma aspektami, między innymi pod kątem: oceny istniejącego poziomu niezawodności, wystarczalności dostaw (zapewnienie ciągłości dostaw na żądanie odbiorcy), bezpieczeństwa (zdolność systemu do obrony przed zakłóceniami i zaburzeniami), jakości (zapewnienie dostaw energii o dostatecznej dla danego odbiorcy jakości energii). Uwzględniając powyższe kryteria można wskazać metody (sposoby i środki) służące do poprawy ciągłości zasilania odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnych średnich napięć. 2. POPRAWA NIEZAWODNOŚCI ZASILANIA Działania zmierzające do zmniejszenia skutków przerw zasilania sprowadzają się do: zmniejszenia wyłączonej mocy odbiorców przyłączonych do sieci (zarówno liczby i czasu włączenia), zmniejszenia czasu pojedynczej przerwy zasilania odbiorców, zmniejszenia liczby przerw zasilania odbiorców, zmniejszenia rocznego sumarycznego czasu przerw zasilania odbiorców, co łączy w sobie poprawę przez środki i urządzenia. W pierwszym przypadku zaliczono następujące środki i urządzenia: kształtowanie sieci rozdzielczej ze względu na możliwość wykonywania przełączeń na zasilanie rezerwowe w stanach poawaryjnych i remontów planowych, poprzez wprowadzenie dodatkowych łączników w sieci lub nowych odcinków linii; jednak nie zawsze to umożliwia pełne pokrycie mocy zapotrzebowanej, zwiększenie stopnia rezerwowania mocy, poprzez m.in.: agregaty prądotwórcze lub małe elektrownie (dieslowskie, gazowe, biogazowe, parowe, wiatrowe i inne), elektrociepłownie lub agregaty kogeneracyjne (gospodarka skojarzona na małą lub większą skalę), rezerwowe niezależne linie elektroenergetyczne, baterie akumulatorów, UPS, kompresyjne zasobniki energii itd., wykonywanie prac pod napięciem i inne. W drugim przypadku, tj. zmniejszenia czasu pojedynczej przerwy zasilania odbiorców zaliczono następujące środki i urządzenia: wprowadzenie automatyki SPZ i SZR, w wyniku nastąpi likwidacja znacznej liczby przerw długich (będą przerwy krótkie), zastosowanie telesygnalizacji zakłóceniowej, stosowanie sygnalizatorów przepływu prądu zwarciowego, działania dyspozytorskie wspomagane komputerowo, optymalizacja procesu lokalizacji uszkodzeń, wprowadzenie w sieci wyłączników działających na sygnał dyspozytora (daje to możliwości przełączeń części odbiorców na zasilanie rezerwowe), reklozery, odpowiedni dobór składu brygad i ich wyposażenia. W trzecim przypadku zaliczono następujące środki i urządzenia: diagnostyka urządzeń, poprawa stanu technicznego urządzeń poprzez ich racjonalną eksploatację, wprowadzanie nowych, lepszych elementów w miejsce zużytych, kompensacja prądu ziemnozwarciowego Rezerwowanie zasilania Do rezerwowania zasilania zaliczono: przełączenie w punktach rozcięcia, pracę równoległą, przełączenia przez automatykę samoczynnego załączenia rezerwy (SZR). Przełączenie w punktach rozcięcia polega na zmianie stanu pracy łącznika zainstalowanego w tych punktach. Idealny byłby taki układ, w którym każdy

3 Nr 2(93) Rynek Energii Str. 97 element sieci ma zapewnione zasilanie rezerwowe, a jednocześnie nie występuje wzrost mocy zwarcia, charakterystyczny dla układów stale zasilanych z dwóch źródeł. Czas potrzebny na przywrócenie zasilania w takich układach zależy od tego czy przełączenia są dokonywane lokalnie (w miejscu zainstalowania łączników przez dochodzącą obsługę) czy zdalnie, za pomocą telemechaniki. Praca równoległa par linii lub na pracy kilku odcinków linii w układzie pierścieniowym powinna spełniać kryterium niezawodnościowe (n-1), które oznacza, że system złożony z n elementów powinien także poprawnie pracować z (n-1) sprawnymi elementami. Pojedyncze zakłócenie nie powinno spowodować przerwy w zasilaniu. W układach równoległych uzyskuje się znaczną redukcję czasu trwania zakłócenia. Jednak zwiększa się ogólna liczba zapadów napięcia odczuwanych przez wielu odbiorców. Zaletą przełączeń przez automatykę SZR w porównaniu z równoległą pracą źródeł zasilania jest niższy poziom prądów zwarciowych. Stosowanie automatyki SZR skraca czas przerwy dla wytypowanych odbiorców. Czas przerwy zazwyczaj długi zostanie skrócony do czasu od poniżej sekundy do kilku (kilkunastu) sekund. W wielu przypadkach to działanie zadowala odbiorców Generacja lokalna W sieciach terenowych, bardzo rozległych wiele ciągów liniowych nie ma możliwości drugostronnego zasilania. Występują też układy z możliwością drugostronnego zasilania, jednakże z powodu długości linii i ich obciążenia, przełączenie części odbiorców z jednej uszkodzonej linii znacznie pogorszyłoby parametry jakościowe dostarczanej energii. Wówczas sposobem poprawy ciągłości zasilania mogą być źródła lokalne rozmieszczone w sieci SN. Źródła te mogą przyczynić się do skrócenia przerw zasilania odbiorców jak i do zmniejszenia wyłączanej mocy w czasie przerw awaryjnych i prac planowych. W przypadku awarii, pokrycie zapotrzebowania z generacji lokalnej jest możliwe wtedy, gdy nastąpi wydzielenie uszkodzonego odcinka sieci i zasilanie go wyspowo z tej generacji, tzw. praca autonomiczna. Źródła te musiałyby być wyposażone w automatyczne urządzenia do płynnej regulacji wytwarzanej mocy, skorelowanej z wypadkową charakterystyką częstotliwościową zapotrzebowania odbiorców (utrzymujące częstotliwość w określonych, dopuszczalnych granicach). Zatem praca wyspowa byłaby możliwa tylko w obszarze zbilansowanym, którego zapotrzebowanie na moc byłoby dopasowane do mocy wytwórczych poszczególnych źródeł. Jednak w wykorzystaniu tej możliwości istnieje przeszkoda, bowiem zgodnie z obecną praktyką źródła lokalne z założenia mogą pracować tylko równolegle z systemem elektroenergetycznym i zostają wyłączone natychmiast po stwierdzeniu utraty takiego połączenia. Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnych, opracowane przez poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych (OSD) i stanowiące załącznik do IRiESD tych operatorów praktycznie nie są dopuszczone do pracy autonomicznej. Są to następujące zapisy: Praca wyspowa jednostek wytwórczych jest możliwa jedynie na wyspę urządzeń tego wytwórcy, o ile uwzględniono to w warunkach przyłączenia, oraz: W przypadku, gdy w układzie sieci jest możliwa praca wyspowa jednostki wytwórczej, musi ona posiadać dodatkowy łącznik dostosowany do oddzielenia wyspy od pozostałej części sieci dystrybucyjnej. Ww. instrukcja określa jednoznacznie sposób pracy tych źródeł w warunkach awaryjnych: Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania zabezpieczeń dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak dobrane, aby wyłączenie generatora nastąpiło podczas zaników napięcia spowodowanych zadziałaniem automatyki SPZ lub SZR oraz: Elektrownie wiatrowe z generatorami asynchronicznymi należy wyposażyć w automatykę bezzwłocznego wyłączenia elektrowni po przejściu do pracy na wydzieloną sieć, ponowne załączenie elektrowni możliwe jest:...samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia udanego cyklu SPZ lub SZR. W przypadku, gdyby dane źródło było przewidziane do pracy na wyspę, wydzieloną z sieci danego OSD, a nie tylko na wyspę urządzeń danego wytwórcy, w IRiESD powinien się pojawić odpowiedni zapis, określający wyposażenie takiego źródła w urządzenia regulacyjne i pomiarowe, oraz warunki pracy takiego źródła. Niewątpliwie praca źródła na wyspę wydzieloną z sieci rozdzielczej mogłaby odbywać się w sposób ciągły, bez potrzeby wyłączania takiego źródła w przypadkach awaryjnych. Miałoby to miejsce po automatycznym odłączeniu uszkodzonej sekcji lub odgałęzienia przez reklozery i sekcjonizery, zainstalowane w danej linii. Przy dokonywaniu odpowiednich przełączeń w uszkodzonej linii za pomocą łączników zdalnie sterowanych, lub w ostateczności na drodze przełączeń ręcznych, realizowanych na etapie lokalizacji uszkodzonego odcinka linii za pomocą łączeń próbnych, źródła te musiałyby być wyłączane na czas potrzebny do wydzielenia wyspy.

4 Str. 98 Rynek Energii Nr 2(93) Automatyka samoczynnego ponownego załączenia W sieciach SN jednym z działań poprawiającym niezawodność zasilania jest automatyka samoczynnego ponownego załączenia (SPZ). Działanie automatyki SPZ pozwala uniknąć długich przerw w zasilaniu podczas zwarć przemijających, wobec powyższego poprawia niezawodność zasilania odbiorcy. Badania statystyczne pokazują, że 60 80% zakłóceń jest likwidowanych przez automatykę SPZ. Jeżeli zwarcie było krótkotrwałe (cykl WZ) to normalna praca linii zostaje przywrócona a w przypadku przeciwnym uszkodzony odcinek linii zostaje wyłączony przez zabezpieczenia zwarciowe (cykl WZW). Dla silnie rozgałęzionych linii napowietrznych zaleca się wykonywać dwukrotną próbę trwałości zwarcia realizowaną przez automatykę dwukrotnego SPZ (cykl WZ WZ lub cykl WZ WZW). Stosowanie automatyki SPZ w sieciach SN wpływa nie tylko na zmniejszenie liczby długich przerw w zasilaniu, ale również na wielkość wyłączonej mocy. W przypadku zakłóceń trwałych w wyniku współpracy automatyki SPZ z odłącznikami samoczynnymi lub tzw. sekcjonizerami można uzyskać ograniczenie liczby wyłączonych odbiorców Kompensacja prądu zwarcia 1 fazowego Doświadczenia eksploatacyjne sieci SN wskazują, że spośród wszystkich występujących w nich zakłóceń zwarciowych około 70% stanowią zwarcia doziemne. Ich intensywność jest relatywnie duża i z przeprowadzonych analiz wynika, że w ciągu roku na 100 km linii SN przypada od kilkunastu do kilkudziesięciu doziemień. Są one powodem różnych zjawisk obniżających niezawodność i jakość zasilania odbiorców energii elektrycznej oraz wpływają na warunki ochrony przepięciowej linii i na zagrożenia porażeniowe. W Polsce najczęściej zalecanym sposobem pracy punktu neutralnego w sieci napowietrznych SN jest kompensacja prądu zwarcia doziemnego, czyli praca sieci z punktem neutralnym uziemionym przez dławik. Kompensacja powoduje, że zwarcia przemijające 1 fazowe - stanowiące największy udział wśród wszystkich rodzajów zwarć - nie są w ogóle odczuwane przez odbiorców Lokalizacja uszkodzonego elementu Procedura lokalizacji uszkodzonego elementu sieci jest ważnym działaniem zmierzającym do skrócenia czasu przerwy. Procedura lokalizacji awarii polega na przeprowadzeniu serii operacji łączeniowych, którą kontynuuje się do momentu lokalizacji uszkodzonego odcinka linii. Wadą tej procedury jest wielokrotne załączanie wyłączników przy znacznych prądach (przeciążeniowych lub zwarciowych) oraz stwarzanie dodatkowych zagrożeń uszkodzenia innych elementów sieci. Podobnym sposobem umożliwiającym skrócenie czasu przerwy w zasilaniu jest stosowanie zdalnego sterowania łącznikami. Obecnie stosowane są technologie łączy radiowych oparte na trankingu, sieć GSM, łącza komutowane, łącza stałe: światłowód, linie telefoniczne, ETN. Czas trwania lokalizacji uszkodzonego odcinka linii jest krótszy od czasu trwania tej lokalizacji metodą tradycyjną o czas przejazdu brygady pogotowia energetycznego. Kolejnym sposobem umożliwiającym skrócenie czasu przerwy w zasilaniu jest sygnalizacja przepływu prądu zwarciowego. Stosuje się je w liniach napowietrznych jak i kablowych, mogą być używane w sieciach z izolowanym punktem neutralnym jak i uziemionym przez rezystor oraz w sieciach kompensowanych. Wskaźniki te uruchamiają sygnalizację lokalną oraz zdalną informując dyspozytora o stanie linii. Pozwalają na określenie kierunku, z jakiego pojawił się w sieci (magistrali) prąd zakłóceniowy i na precyzyjne odłączenie uszkodzonego odcinka bez dużej ilości prób i zbędnych łączeń pozwala na dokonanie przełączeń w czasie kilku minut Zastosowanie samoczynnych napowietrznych wyłączników Długie czasy lokalizacji uszkodzeń wynikają również z braku wystarczającego wyposażenia w urządzenia, skracające czas trwania likwidacji uszkodzeń. Takim urządzeniem jest samoczynny napowietrzny wyłącznik próżniowy o napięciu znamionowym 15 lub 20 kv, zwany reklozerem. Można go stosować jako samodzielne zabezpieczenie odgałęzień od ciągu głównego linii SN lub wraz z sekcjonizerami zainstalowanymi w odgałęzieniach jako element kompleksowej automatyzacji sieci rozdzielczej SN. Zastosowanie reklozerów zainstalowanych w linii głównej umożliwia jej podział na sekcje, a tym samym wyłączenie tylko części linii z odgałęzieniami, a następnym etapem powinno być zrealizowanie automatyzacji wyłączeń uszkodzonych odgałęzień. Reklozer umożliwia realizację łączeń w każdych warunkach: bez sieci teletransmisyjnej, w warunkach łączności z dyspozytorem oraz gdy łączność z dyspozytorem zawiedzie.

5 Nr 2(93) Rynek Energii Str POLITYKA ENERGETYCZNA JEDNOSTEK SAMORZĄDU TERYTORIALNEGO Odbiorca energii elektrycznej poszukuje dostawcy "taniej" energii o określonej jakości i wymaganej przez siebie ciągłości jej dostawy, swoje wymagania wprowadza do umowy zawartej z dostawcą energii elektrycznej. W zasadzie takiej możliwości nie mają tylko odbiorcy z sieci niskiego napięcia, głównie gospodarstwa domowe. Dla nich z góry ustalono standardy niezawodnościowe, które są podane w rozporządzeniach. Na dostawcy energii elektrycznej - przedsiębiorstwie energetycznym spoczywa zgodnie z obowiązującym Prawem energetycznym [2] i rozporządzeniami wykonawczymi obowiązek wprowadzenia w umowach z odbiorcami gwarantowanych parametrów niezawodnościowych. Obowiązki te, zdaniem autorów, winny również dotyczyć wszystkich innych pośredników niezależnie czy posiadają własną sieć czy też nie.wiążą się z tym problemy utrzymania niezawodności zasilania odbiorców na wymaganym poziomie. Oznacza to utrzymanie co najmniej obecnego poziomu niezawodności jeśli jest wystarczający a także poprawy niezawodności zasilania obszarów odstających od przeciętnego poziomu lub leżących poza wymaganymi standardami. Należy rozróżnić przerwy planowe i przerwy awaryjne. W tych ostatnich, ze względu na nieoczekiwany moment ich wystąpienia pojawiają się straty i szkody gospodarcze u odbiorców energii. Dlatego ważne są omówione wyżej działania z zmierzające do zmniejszenia skutków przerw. W rozporządzeniu [9] obowiązuje następujący podział pojedynczych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej do odbiorców: przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę; krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty; długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin; bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny; katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny. Jako ocenę niezawodności zasilania dla odbiorców przyłączonych do sieci niskiego napięcia podano tamże następujące dwa warunki określone wskaźnikami: 1) jednorazowa przerwa w dostarczaniu energii elektrycznej nie może przekroczyć w przypadku: przerwy planowej 16 godzin; przerwy nieplanowej 24 godziny; 2) suma czasów przerw jednorazowych długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku: przerw planowych 35 godzin; przerw nieplanowych 48 godzin. Obecnie wiele jednostek samorządu terytorialnego jest zainteresowanych poprawą niezawodności oraz ekonomiki związanych z gospodarką elektroenergetyczną swoich gmin. W Polsce funkcjonuje 2500 gmin. Wśród tych gminy wyróżniamy 1600 gmin wiejskich, 600 gmin miejskowiejskich oraz 300 gmin miejskich. Zapotrzebowanie na energię elektryczną przez odbiorców domowych miejskich wynosi ok. 17 tyś GWh, zaś przez gospodarstwa rolne wiejskie ok. 10 tyś. GWh. Zużycie sumaryczne energii elektrycznej przez sektor komunalnobytowy wynosi ok. 40% energii. Wartość ta wskazuje na duże znaczenie odbiorców komunalnych oraz gospodarstw domowych w bilansie energetycznym kraju. Pojawiły się duże możliwości w tym zakresie. Jednostki samorządu terytorialnego realizują swoją własną politykę energetyczną. Podstawę tej polityki stanowią w zasadzie trzy główne ustawy: ustawa prawo energetyczne, ustawa o zarządzaniu kryzysowym, ustawa o ochronie środowiska naturalnego. Można stwierdzić, że są to tzw. działania oddolne. Przez działania oddolne rozumie się działania na styku sektora energetycznego oraz jednostek samorządu terytorialnego, których wspólny zakres obejmuje: zaopatrzenie gmin w media energetyczne tj. ciepło, prąd, gaz (ustawa prawo energetyczne), odbudowę tzw. infrastruktury krytycznej (ustawa o zarządzaniu kryzysowym), ochronę środowiska naturalnego (traktaty i konwencje klimatyczne), wdrożenie nowych technologii energetycznych. Pozwalają one na prowadzenie działań ograniczających deficyt mocy i energii w sytuacjach kryzysowych. W większości polskich gmin funkcjonują tysiące kotłowni zasilanych różnymi mediami energetycznymi. Gminy są żywotnie zainteresowane współdziałaniem z energetyką m.in.: w budowie lokalnych zdecentralizowanych źródeł kogeneracyjnych, wytypowaniu tzw. wysp w fazie zarządzania kryzysowego oraz potencjalnego deficytu, współpracy przy ograniczaniu zapotrzebowania w czasie deficytu energii (tzw. stopnie ograniczeń). Jako przykład może służyć gmina Gierałtowice w województwie śląskim (rys. 1). Dokonano z jednej

6 Str. 100 Rynek Energii strony oceny zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło całej gminy a z drugiej strony dokonano oceny zasobów energetycznych; w tym energii odnawialnej. Gmina Gierałtowice to 10,8 tys. mieszkańców, zapotrzebowanie ok GWh energii elektrycznej obiektów komunalnych i 4-6 GWh na oświetlenie, oraz ok. 36 MWt (odbiorcy ciepła komunalni i indywidualni). Przykładowo użyto agregaty zasilania awaryjnego Urzędu Gminy. W gminie budowane są cztery minicentra energetyczne z agregatami kogeneracyjnymi, które mają poprawić niezawodność i efektywność energetyczną, zmniejszyć emisję CO2 i innych zanieczyszczeń oraz doprowadzić do oszczędności energii pierwotnej. Nr 2(93) W roku 2002 rozpoczęto prace planistyczne nad reorganizacją energetyki gminnej. W powstających 4 minicentrach (rys. 2) będą zainstalowane agregaty o mocach: 70 kw na gaz ziemny, 500 kw na biogaz, 2 x 1500 kw na gaz kopalniany (metan) i 1500 kw w jednostce wiatrowej. W roku 2010 rozpocznie pracę pierwsze minicentrum energetyczne przy krytej pływalni (moc szczytowa obniżenia zapotrzebowania na energię elektryczną przez odbiory komunalne i praktyczne miejsce w tzw. stopniach ograniczeń (dawne stopnie 20 i 30). Gmina Gierałtowice może w ten sposób zrezygnować z zapotrzebowania na ok. 2,0 MW w obiektach komunalnych. W 2006 roku rozpoczęto budowę krytej pływalni mini centrum energetyczne (rys. 3, 4) dla pływalni i kompleksu dydaktycznego oraz ośrodka zdrowia. Zasilanie agregatu kogeneracyjnego jest na razie gazem ziemnym a przyszłościowo metanem z biogazowni. W ten sposób może być wykreowana aktywna rola gmin we współdziałaniu przy minimalizacji skutków sezonowych i nagłych deficytów energii oraz losowych i planowanych przerw w zasilaniu. Rys. 1. Położenie gminy Gierałtowice Rys. 3. Minicentrum energetyczne przy krytej pływalni Wodnik w gminie Gierałtowice Rys. 2. Planowane mini centra energetyczne w gminie Gierałtowice Rys. 4. Schemat elektryczny układu zasilania obiektu energetycznego w Paniówkach w gminie Gierałtowice

7 Nr 2(93) Rynek Energii Str. 101 LITERATURA [1] Goc W., Bargiel J., Stefański D.: Wybrane aspekty znowelizowanej ustawy Prawo Energetyczne. Materiały X Konferencji Naukowo-Technicznej Rynek Energii Elektrycznej od restrukturyzacji... do Unii Europejskiej. Kazimierz Dolny, 7-9 maja [2] Bargiel J., Goc W., Sowa P.: Różne aspekty funkcjonowania mini centrów energetycznych z punktu widzenia niezawodności, Konferencja Invention [3] Bargiel J.: Model energetyki gminnej centra energetyczne w gminie Gierałtowice. Forum Ekoenergetyczne, Polkowiece [4] Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman T.: Niezawodność zasilania odbiorców z sieci średniego napięcia. Materiały XVI Konferencji Naukowo-Technicznej Rynek Energii Elektrycznej Rynek, technologie, polityka. Kazimierz Dolny, maj [5] Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Szczepiński K.: Prognoza krótko i długoterminowa deficytu mocy w krajowym systemie elektroenergetycznym, Konferencja Prognozowanie w energetyce, Częstochowa [6] Niezawodność dostawy energii elektrycznej z sieci średnich napięć. Grant Kier. Projektu J. Bargiel. Instytut Elektroenergetyki i Sterowania Układów, Politechnika Śląska, Gliwice [7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz. 623). [8] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 13 marca 2008 r. zmieniające rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. Nr 53 poz. 318). [9] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 21 sierpnia 2008 r. zmieniające rozporządzenia w sprawie warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 162, poz. 1005). [10] Ustawa z dnia 10 kwietnia Prawo energetyczne z późniejszymi zmianami (ostatni w Dz. U. Nr 21 poz. 104, z 8 I 2010 r.). METHODS OF IMPROVEMENT OF RELIABILITY IN MEDIUM VOLTAGE NETWORKS ENERGY POLICY COMMUNITIES Key words: medium voltage networks, reliability Summary. Summary. The article presents methods to improve the reliability of consumers which are supplied from medium voltage networks. The most common are: reserving supply, local generation, automatic reclosing and the use of reclosers. Generation problem has been developed, especially from the point of view of the cooperation of local government units with energy power sector. Some examples are given of practical applications including Gierałtowice - community in Silesia. Joachim Bargiel, dr inż., adiunkt w Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, wójt gminy Gierałtowice. Paweł Sowa, dr hab. inż., prof. nzw. Pol. Śl., dyrektor Instytutu Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej, Prodziekan ds. Nauki i Organizacji Wydział Elektrycznego. Tomasz Sierociński, mgr inż. analityk systemów elektroenergetycznych w Vattenfall Gliwice. Katarzyna Zając, mgr inż. doktorantka, Wydział Elektryczny Politechniki Śląskiej.