Infrastruktura KSE w XXI wieku. Część 1 Autor: dr inż. Elżbieta Niewiedział pracownik naukowo dydaktyczny Wyższej Szkoły Kadr Menedżerskich w Koninie ( Energia Elektryczna 2/2018) Powszechne wykorzystywanie energii elektrycznej powoduje, że odbiorca z reguły nie zastanawia się nad sposobami jej wytwarzania i dostarczania. Oczekuje jednak niezawodnych dostaw takiej ilości energii w określonym czasie, aby zaspokoić swoje potrzeby, czyli oczekuje zapewnienia wysokiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego. Bezpieczeństwo energetyczne można określać z dwojakiego punktu widzenia: 1. Bezpieczeństwo energetyczne odbiorcy, czyli 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. 2. Bezpieczeństwo dostaw energii, czyli gotowość dostawców do pokrycia pełnego zapotrzebowania na energię po akceptowalnych społecznie cenach w stanach normalnych oraz ograniczonego zapotrzebowania energii w stanach awaryjnych. Zagwarantowanie wymaganego poziomu bezpieczeństwa energetycznego odbiorcom jest podstawowym zadaniem wspólnego działania wszystkich przedsiębiorstw energetycznych, tak w grupie wytwórców, jak i operatorów sieci elektroenergetycznych. Zmienność czasowoprzestrzenna zapotrzebowania wymusza jednoczesność podaży oraz popytu dostosowanego do różnorodności odbiorców i ich wymagań. Pociąga za sobą złożoność taryfikacji, a z uwagi na szerokie zastosowanie niewielką elastyczność cenową. Istotną wadą energii elektrycznej (poza licznymi zaletami) jest brak możliwości magazynowania jej w dużych ilościach, co powoduje konieczność wytwarzania mocy i energii skorelowanej z zapotrzebowaniem odbiorców, a także zagwarantowania zdolności transportowych sieci. Stąd nasuwa się wniosek, że potrzeby odbiorców ich liczba i zapotrzebowanie na energię elektryczną są podstawą optymalnej eksploatacji oraz przyszłej rozbudowy systemu wytwórczego i infrastruktury sieciowej. W prezentowanym artykule przedstawiono krótką charakterystykę odbiorców energii elektrycznej w Polsce z podziałem na grupy zasilane na różnych poziomach napięć. Natomiast w drugiej części pracy szerzej omówiono zmiany podstawowych elementów
infrastruktury sieciowej długości linii, liczby stacji transformatorowo-rozdzielczych i transformatorów w kolejnych pięciolatkach XXI wieku, tzn. w latach 2000-2005, 2005-2010 i 2010-2015 oraz w całym piętnastoleciu 2000-2015. Ponadto, dysponując danymi z 2016 roku, oceniono najnowsze krótkofalowe zmiany między rokiem 2016 a 2015. Dla zilustrowania potrzeb odbiorców i rozwoju infrastruktury sieciowej wykorzystano dane statystyczne zawarte w rocznikach Statystyka Elektroenergetyki Polskiej*. Do wyznaczenia względnych zmian tak w zakresie odbiorców, jak i infrastruktury sieciowej wyznaczono średnioroczne przyrosty zmian charakterystycznych wielkości α w okresach pięcioletnich według następującej zależności: gdzie: T = T₂ - T₁ zgodne z okresami w tabeli 2 T₂ odpowiednio 2005, 2010, 2015, 2016 T₁ odpowiednio 2000, 2005, 2010, 2015 Odbiorcy energii elektrycznej w Polsce Potrzeby odbiorców energii elektrycznej w naszym kraju w latach 2000-2016 scharakteryzowano na podstawie: liczby odbiorców w podziale na napięcie zasilania, średnie dostawy energii do jednego odbiorcy. Wybrane dane zestawiono w następujących tabelach: liczba odbiorców zasilanych na poszczególnych poziomach napięć tabela 1; jednostkowe dostawy energii elektrycznej na jednego odbiorcę zasilanego na poszczególnych poziomach napięć tabela 2; liczba odbiorców i jednostkowe dostawy energii odbiorcom zasilanym na niskim napięciu w podziale na odbiorców miejskich i wiejskich tabela 3 oraz zilustrowano na rysunkach 1-4.
Analizując zmiany wśród odbiorców energii elektrycznej w Polsce, można sformułować następujące wnioski: łączna liczba odbiorców zbliża się do 17,5 mln; najliczniejszą grupę stanowią odbiorcy zasilani na niskim napięciu (nn) 99,8 proc., w tym liczba gospodarstw domowych i rolnych (GDiR) 86,9 proc.; najwyższy przyrost liczby odbiorców obserwuje się wśród odbiorców zasilanych na średnim napięciu (SN) z reguły powyżej 2 proc. przy wzroście nie przekraczającym procentu w grupie odbiorców nn; najbardziej zróżnicowane dostawy na jednego odbiorcę miały miejsce w trzeciej pięciolatce, tj. w latach 2010-2015, w której wystąpił ponadpółtoraprocentowy spadek jednostkowej energii dla odbiorców nn, a dla odbiorców SN był bliski zera; wysokie wartości zmian dostaw energii na jednego odbiorcę wystąpiły w 2016; nie można jednak oceniać (na przykładzie jednego roku), czy taka tendencja utrzyma się w następnych latach; należy podkreślić, że z uwagi na małą dokładność liczebności pominięto charakterystykę zmian wśród odbiorców zasilanych na napięciach wyższych od SN; od 2010 roku zauważalna jest zmiana w dostawach jednostkowych energii dla odbiorców wiejskich w stosunku do odbiorców miejskich, czyli wystąpiła zmiana tendencji w zużyciu energii odbiorców miejskich i wiejskich;
jednostkowe dostawy energii dla gospodarstw wiejskich GDiR zdecydowanie przewyższają w badanym okresie dostawy dla gospodarstw miejskich GDiR; w roku 2000 przewaga była rzędu 10 proc., a obecnie przekracza 30 proc. Wskaźnik przeciętnych systemowych przerw w zasilaniu odbiorców Dostawcy energii elektrycznej operatorzy sieci dystrybucyjnych starają się zagwarantować ciągłość zasilania odbiorcom. Należy zdawać sobie sprawę z tego, że przerwy w dostawach energii zdarzają się i często są nieuniknione. Jednak niezbędne jest podejmowanie działań mających na celu zminimalizowanie tak liczby przerw, jak i czasu ich trwania. W tabeli 4 przedstawiono wartości wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej w przeliczeniu na jednego odbiorcę SAIDI, który prezentowany jest w rocznikach Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 1 od 2010 roku. Analizując wartości wskaźnika SAIDI, widać wyraźnie poprawę w zakresie czasu trwania przerw zasilania odbiorców. Czas przerw nieplanowanych zmniejszył się blisko dwukrotnie (spadek o około 47 proc.). Podobnie wystąpiła zmiana w wartościach SAIDI planowych zmiana o około 45 proc. Trudno jednoznacznie ocenić spadek wartości SAIDI katastrofalnych, gdyż wynikają one głównie z nieprzewidywalnych zdarzeń, np. kataklizmów atmosferycznych. Zmniejszenie wartości SAIDI może być wynikiem wprowadzonego przez Urząd Regulacji Energetyki modelu regulacji jakościowej. Można jednak stwierdzić, że służby energetyczne nawet w ekstremalnych warunkach starają się przywrócić zasilanie odbiorców w jak najkrótszym czasie. 1 Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2016, wyd. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2017 (oraz wcześniejsze roczniki z lat 2000 2015).
Infrastruktura KSE w XXI wieku. Część 2 Autor: dr inż. Elżbieta Niewiedział pracownik naukowo dydaktyczny Wyższej Szkoły Kadr Menedżerskich w Koninie ( Energia Elektryczna 2/2018) Zagwarantowanie wymaganego poziomu bezpieczeństwa energetycznego odbiorcom jest wspólnym zadaniem wszystkich przedsiębiorstw energetycznych. Istotne znaczenie w tym procesie ma infrastruktura Krajowego Systemu Energetycznego, która ulega ciągłym przeobrażeniom. Dlatego też bliżej przyglądamy się zmianom podstawowych elementów infrastruktury sieciowej długości linii, liczby stacji transformatorowo- -rozdzielczych i transformatorów w kolejnych pięciolatkach XXI wieku. Infrastrukturę elektroenergetyczną można podzielić na dwie główne grupy urządzeń: linie elektroenergetyczne napowietrzne i kablowe różnych poziomów napięć, stacje elektroenergetyczne transformatorowo-rozdzielcze wyposażone w transformatory o różnych przekładniach oraz wyłącznie rozdzielcze. Stan obecny infrastruktury polskich sieci elektroenergetycznych scharakteryzowano na podstawie danych statystycznych zawartych w rocznikach Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [1] w podziale na długości linii przesyłowych i dystrybucyjnych, liczby stacji elektroenergetycznych oraz liczby i mocy transformatorów. Linie elektroenergetyczne Dane charakteryzujące linie elektroenergetyczne zestawiono w następujących tabelach: długości krajowych linii elektroenergetycznych wszystkich poziomów napięć w podziale na linie napowietrzne i kablowe tabela 5; długości linii przypadające na jednego odbiorcę w Polsce tabela 6. Dla oceny tendencji zmian stanu infrastruktury w tabelach przedstawiono również średnioroczne współczynniki przyrostu α w okresach pięcioletnich 2000 2005 2010 2015, w piętnastoleciu 2000 2015 oraz przyrost w roku 2016 w stosunku do roku 2015. Ilustrację graficzną zmian pokazano na rysunkach 5 i 6. Analizując zestawione w tabelach i pokazane na wykresach dane można sformułować następujące wnioski:
łączna długość linii elektroenergetycznych w 2016 roku sięga blisko 830 tysięcy kilometrów, a średni roczny wzrost α w piętnastoleciu 2000 2015 równy jest 1,07%; napowietrzne linie elektroenergetyczne stanowią ponad 70% całkowitej długości linii, przy czym ich udział zmalał w XXI wieku o 6,5% na korzyść linii kablowych; rok 2016 w stosunku do roku 2015 charakteryzował się ogólnym spadkiem długości linii o 0,89%; spowodowany był zmniejszeniem długości linii napowietrznych o 1,27% przy minimalnym wzroście długości linii kablowych równym 0,05%; najwyższy przyrost długości ponad 10% wystąpił w liniach kablowych 400 kv we wszystkich badanych okresach, szczególnie w latach 2015 2010 gdzie α = 23,3%; w okresie od 2000 2015 roku obserwuje się znaczący przyrost linii kablowych wszystkich poziomów napięć, natomiast przyrost linii napowietrznych (poza jednym przypadkiem) był rzędu ułamka procenta lub ujemny; średnioroczny przyrost długości wszystkich linii elektroenergetycznych w latach 2000 2015 (α = 1,07%) był nieznacznie wyższy od średniorocznych przyrostów liczby odbiorców (0,78%) i energii dostarczonej (0,76%) pojedynczemu odbiorcy; inaczej przedstawiały się przyrosty między rokiem 2015 a 2016; liczba odbiorców wzrosła o 2,14%, a długość linii spadła o 0,89%.
Rozwój linii elektroenergetycznych można oszacować na podstawie średniej długości linii różnych poziomów napięć przypadającej na jednego odbiorcę. Przyjmując założenie, że: wszyscy odbiorcy korzystają z sieci NN i WN; odbiorcy zasilani na napięciu SN korzystają ponadto z sieci SN; odbiorcy nn korzystają tak z sieci SN, jak i z sieci nn; w tabeli 6 zestawiono średnie długości linii na jednego odbiorcę. Widoczny przyrost jednostkowej długości na odbiorcę wystąpił jedynie w liniach niskiego napięcia. Stacje elektroenergetyczne rozdzielcze i transformatorowo-rozdzielcze Wykorzystując dane statystyczne z roczników Statystyka Elektroenergetyki Polskiej [1] zestawiono następujące dane charakteryzujące stacje elektroenergetyczne oraz transformatory:
liczba krajowych stacji elektroenergetycznych tabela 7; liczba i moc krajowych transformatorów sieciowych tabela 8; a zmiany w przyjętym okresie zilustrowano na rysunkach 7 9.
Na podstawie tych danych można stwierdzić, że: zdecydowana większość stacji transformatorowo-rozdzielczych to stacje SN/nn zasilające sieć rozdzielczą niskiego napięcia (99,4% całkowitej liczby stacji) wyposażone w transformatory rozdzielcze SN/nn (98,4% całkowitej liczby transformatorów sieciowych); zauważalna jest tendencja wzrostowa liczby stacji elektroenergetycznych o górnym napięciu 400 kv; należy podkreślić, że w trzeciej pięciolatce wystąpił skokowy wzrost liczby stacji o blisko 26% co wpłynęło na wysoką wartość średniego przyrostu w całym piętnastoleciu; ten silny rozwój stacji jest skorelowany ze wzrostem długości linii o napięciach równych górnemu napięciu stacji; inaczej przedstawiają się zmiany liczby stacji o górnym napięciu 220 kv; wzrost jest minimalny, a nawet ujemny w trzeciej pięciolatce; przyrosty liczby transformatorów o przekładniach WN/SN i SN/nn w poszczególnych przedziałach czasowych są zmienne;
rok 2016 w porównaniu z rokiem 2015 charakteryzuje się znaczącym przyrostem liczby i mocy transformatorów NN/(NN+WN); porównując wartości przyrostów widać, że α2016 2015 jest ok. trzykrotnie wyższa w przypadku liczby i blisko pięciokrotnie wyższa w przypadku mocy od średnich wartości przyrostów α2015 2000 w całym okresie piętnastu lat; mniejsze różnice (od wymienionych wyżej) wystąpiły w przypadku liczby i mocy transformatorów WN/NN wzrost α2016 2015 ok. dwukrotnie wyższy od α2015 2000. Przyłącza odbiorców do sieci elektroenergetycznej Dla pełnego obrazu infrastruktury sieciowej niezbędna jest informacja o przyłączach do sieci. Stąd w tabeli 9 przedstawiono liczbę i długość przyłączy dla trzech lat 2000, 2015 i 2016, średnie roczne przyrosty liczby i długości w okresie pierwszych piętnastu lat XXI wieku oraz roczny przyrost w roku 2016 w stosunku do roku 2015. Analiza danych z tabeli 9 pozwala sformułować ogólny wniosek: obserwuje się stopniowy spadek liczby i długości przyłączy napowietrznych, a dynamicznie wzrastają przyłącza kablowe; potwierdza to wnioski o rozwoju linii kablowych średniego i niskiego napięcia. Podsumowanie Przedstawiona w artykule charakterystyka sieci elektroenergetycznych pokazała stan obecny infrastruktury sieciowej w Polsce w powiązaniu z jej rozwojem w XXI wieku. Nasuwa się pytanie: czy można na podstawie przedstawionych danych prognozować zmiany w infrastrukturze sieciowej w krótszym bądź dłuższym horyzoncie czasowym? Odpowiedź nie jest prosta ponieważ: brak możliwości określenia potrzeb materiałowych wynikających ze starzenia fizycznego infrastruktury sieciowej; nie ma podstaw do dokładnego określenia, które z zapowiadanych nowych rozwiązań i w jakim stopniu będą wprowadzane w przyszłych latach. Autorka opracowania nie dysponuje danymi statystycznymi dotyczącymi stopnia zamortyzowania elementów sieci, które pozwoliłyby na ocenę ich stanu fizycznego i potrzeb odtworzeniowych. Wcześniejsze opinie wskazywały na znaczne wyeksploatowanie majątku sieciowego. Obecnie można tylko, w ślad za artykułami zamieszczonymi w ubiegłorocznych numerach czasopisma Energia Elektryczna stwierdzić, że Operatorzy Systemu Przesyłowego
i Systemów Dystrybucyjnych w ostatnim okresie już ponieśli poważne nakłady inwestycyjne, i przewidują dalsze, na sukcesywne odtworzenie i modernizację majątku sieciowego. W ostatnich latach w Polsce występuje duży nacisk na innowacyjny rozwój gospodarczy, w ramach którego zakłada się zdolność i motywację przedsiębiorstw do: poszukiwania nowych rozwiązań, pomysłów i koncepcji; zwiększenia efektywności energetycznej, a tym samym zwiększenia konkurencyjności gospodarki wobec innych krajów; prowadzenia badań naukowych polepszających i rozwijających produkcję. Nakłada to obowiązek na operatorów sieci, wprowadzenia rozwiązań innowacyjnych, które znacząco udoskonalą proces przesyłu mocy i energii elektrycznej od wytwórcy do odbiorcy. Głównym zadaniem, którego realizacja pozwoli wywiązać się z tego obowiązku jest przekształcanie sieci tradycyjnych w sieci inteligentne, które pozwolą na zarządzanie bezpośrednimi interakcjami i komunikacją między odbiorcami energii elektrycznej (klientami przedsiębiorstw energetycznych) i wytwórcami energii. Pozwolą również na integrację znacznych ilości energii ze źródeł odnawialnych wytwarzanej na morzu i na lądzie, a także współpracę z prosumentami, czyli mikro-i miniźródłami. Tylko sieć inteligentna może zintegrować działania różnych użytkowników przyłączonych do sieci. Przejście z sieci analogowej do cyfrowej jest więc koniecznym krokiem na drodze unowocześniania działania przedsiębiorstw dystrybucyjnych. Sieci inteligentne umożliwią wprowadzanie, między innymi: systemów zarządzania dla zapewnienia optymalnej eksploatacji i poprawy pewności zasilania odbiorców; rozbudowę sieci niezbędną dla wprowadzenia projektów z obszaru e-mobilności Ministerstwo Energii uważa, że Polska może być liderem Unii Europejskiej w rozwoju elektromobilności, która jest wyzwaniem dla regulacji, a rozwój samochodów elektrycznych wymusi na dystrybutorach zapewnienie odpowiedniej sieciowej infrastruktury ładowania; gwarancję cyberbezpieczeństwa konieczność przygotowania skutecznej strategii zapobiegania zagrożeniom, wykrywania ich i reagowania na nie; duże nasycenie sieci elektroenergetycznych systemami teleinformatycznymi stwarza różnego rodzaju zagrożenia i stąd niezbędne są działania zabezpieczające. Do innych zadań rozwojowych trzeba zaliczyć: innowacyjne rozwiązania technologiczne, np. zastosowanie nowych konstrukcji linii napowietrznych i kablowych o większych możliwościach przesyłowych, transformatorów o niskich stratach mocy i energii, które pozwolą na zwiększenie efektywności energetycznej procesu transformacji, stacji transformatorowych z podobciążeniową regulacją napięcia;
rozszerzenie współpracy z jednostkami naukowymi, po której oczekuje się nowych pomysłów np. z zakresu sieci inteligentnych, aktywnych odbiorców gwarantujących optymalne zużycie energii, współpracy z odnawialnymi źródłami energii, poprawy niezawodności i ciągłości zasilania odbiorców, stabilizacji sieci. Należy podkreślić, że wszystkie przedsiębiorstwa sieciowe przewidują konieczność wydatkowania znacznych nakładów inwestycyjnych na realizację innowacyjnych zamierzeń, ale zdają sobie jednocześnie sprawę z tego, że zdecydowanie poprawią stan infrastruktury sieci elektroenergetycznych i zapewnią bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej wszystkim odbiorcom.