Infrastruktura KSE w XXI wieku. Część 1

Podobne dokumenty
ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM W XXI WIEKU

Straty sieciowe a opłaty dystrybucyjne

STRATY ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM

Efektywność energetyczna a straty energii elektrycznej w polskich sieciach elektroenergetycznych

Sieci energetyczne pięciu największych operatorów

INTEGRATOR MIKROINSTALACJI ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII ZYGMUNT MACIEJEWSKI. Wiejskie sieci energetyczne i mikrosieci. Warszawa, Olsztyn 2014

Koszty niedostarczonej energii elektrycznej jako element oceny opłacalności wytypowanych rozwiązań linii elektroenergetycznych

ANALIZA STATYSTYCZNA STRAT ENERGII ELEKTRYCZNEJ W KRAJOWYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM W OSTATNIM PIĘTNASTOLECIU

DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ W POLSCE DZIAŁANIA ANIA PODJĘTE PRZEZ PGE DYSTRYBUCJA S.A. DLA POPRAWY WSKAŹNIK

OCENA STANU TECHNICZNEGO SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH I JAKOŚCI ZASILANIA W ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ MAŁOPOLSKIEJ WSI

OCENA PARAMETRÓW JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ DOSTARCZANEJ ODBIORCOM WIEJSKIM NA PODSTAWIE WYNIKÓW BADAŃ

ENERGA gotowa na Euro 2012

Współpraca energetyki konwencjonalnej z energetyką obywatelską. Perspektywa Operatora Systemu Dystrybucyjnego

Ewaluacja modelu regulacji jakościowej i aktualne wyzwania taryfowe. Lublin, 14 listopada 2017 r.

Porozumienie Operatorów Systemów Dystrybucyjnych i Operatora Systemu Przesyłowego w sprawie współpracy w sytuacjach kryzysowych

WPŁYW PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ W ŹRÓDŁACH OPALANYCH WĘGLEM BRUNATNYM NA STABILIZACJĘ CENY ENERGII DLA ODBIORCÓW KOŃCOWYCH

Niezawodność dostaw energii elektrycznej w oparciu o wskaźniki SAIDI/SAIFI

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

Krajowe sieci dystrybucyjne a bezpieczeństwo zasilania odbiorców

ELEKTROENERGETYKA POLSKA - AKTUALNE PROBLEMY I WYZWANIA

Andrzej Kąkol, IEN O/Gdańsk Robert Rafalik, ENEA Operator Piotr Ziołkowski, IEN O/Gdańsk

Objaśnienia do formularza G-10.7

Bilansowanie mocy w systemie dystrybucyjnym czynnikiem wspierającym rozwój usług systemowych

Rozbudowa stacji 400/220/110 kv Wielopole dla przyłączenia transformatora 400/110 kv. Inwestycja stacyjna

System elektroenergetyczny

G MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, Warszawa. Agencja Rynku Energii S.A. Portal sprawozdawczy ARE

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

Spis treści. Słownik pojęć i skrótów Wprowadzenie Tło zagadnienia Zakres monografii 15

G MINISTERSTWO GOSPODARKI, pl. Trzech Krzyży 3/5, Warszawa

Wpływ mikroinstalacji na pracę sieci elektroenergetycznej

Wpływ rozwoju elektromobilności na sieć elektroenergetyczną analiza rozpływowa

Integracja systemu BiSun do analizy Różnicy Bilansowej z systemem SZMS w TAURON Dystrybucja S.A.

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

POTRZEBY INWESTYCYJNE SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH

STRESZCZENIE NIE- TECHNICZNE PROGRAM INWESTY- CYJNY PGE DYSTRYBU- CJA S.A.

Zgorzelecki Klaster Rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii i Efektywności Energetycznej

SIEĆ ELEKTROENERGETYCZNA JAKO ŚRODOWISKO RYNKOWE DZIAŁANIA PROSUMENTÓW I NIEZALEŻNYCH INWESTORÓW

Działania podjęte przez ENEA Operator dla poprawy wskaźników regulacji jakościowej. Lublin, 15 listopada 2016

Wpływ niezawodności linii SN na poziom wskaźników SAIDI/SAIFI. Jarosław Tomczykowski, PTPiREE Wisła, 18 września 2018 r.

1. Udział dochodów z działalności rolniczej w dochodach gospodarstw domowych z użytkownikiem gospodarstwa rolnego w 2002 r.

PROSUMENT sieć i rozliczenia Net metering

System elektroenergetyczny

PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII DYSTRYBUCYJNYCH 110 KV

Obliczanie oraz analiza potrzeb w rejonowej sieci średniego i niskiego napięcia.

Lokalne obszary bilansowania

SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY

Agencja Rynku Energii S.A Warszawa 1, skr. poczt. 143 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

DZIENNIK USTAW RZECZYPOSPOLITEJ POLSKIEJ

Korzyści z wdrożenia sieci inteligentnej

KLASTER ROZWOJU ODNAWIALNYCH ŹRÓDEŁ ENERGII. Stampede Slides

G MINISTERSTWO GOSPODARKI, pl. Trzech KrzyŜy 3/5, Warszawa. Agencja Rynku Energii S.A. Portal sprawozdawczy ARE

NAJWYśSZA IZBA KONTROLI. Zarząd. PGE Dystrybucja Warszawa-Teren Sp. z o.o. WYSTĄPIENIE POKONTROLNE

Karta (sylabus) modułu/przedmiotu ELEKTROTECHNIKA (Nazwa kierunku studiów)

Zaktualizowana prognoza zatrudnienia według wielkich grup zawodów w Polsce na lata

TARYFY ZA DOSTAWĘ ENERGII ELEKTRYCZNEJ Z PUNKTU WIDZENIA ODBIORCY

G-10.4(P)k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego

GOSPODARKA REMONTOWA. Ogólny plan innogy Stoen Operator Sp. z o.o. w zakresie gospodarki remontowej oraz plan remontów na 2019 rok

III Lubelskie Forum Energetyczne. Planowane przerwy w dostawie energii elektrycznej. Regulacja jakościowa dla Operatorów Systemów Dystrybucyjnych.

Rozdział 4. Profile regionalne małych i średnich przedsiębiorstw. Województwo dolnośląskie

2. DZIAŁANIA INWESTYCYJNE, REMONTOWE I MODERNIZACYJNE PODEJMOWANE PRZEZ OPERATORÓW W ROKU

GMINNA GOSPODARKA ENERGETYCZNA WPROWADZENIE

G-10.4(P)k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego

Taryfa dla obrotu energii elektrycznej

DLA OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH NA LATA

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.5

KLASTRY ENERGII Jan Popczyk

Polityka inwestycyjna spółek dystrybucyjnych a bezpieczeństwo dostaw energii

CENNIK ENERGII ELEKTRYCZNEJ Nr 1/2019

III Lubelskie Forum Energetyczne

KONWERGENCJA ELEKTROENERGETYKI I GAZOWNICTWA vs INTELIGENTNE SIECI ENERGETYCZNE WALDEMAR KAMRAT POLITECHNIKA GDAŃSKA

Projekt ElGrid a CO2. Krzysztof Kołodziejczyk Doradca Zarządu ds. sektora Utility

Podejście ENERGA-Operator do nowych źródeł zmiennych. Serock, 28 maja 2014 r.

PRAKTYKA I KNOW HOW (powstające klastry energii i opracowywana monografia X )

Zagadnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej

Udział gospodarstw domowych w obciążeniu KSE

MINISTERSTWO GOSPODARKI, plac Trzech Krzyży 3/5, Warszawa G-10.4(P)k

PROJEKTY SMART GRID W POLSCE SMART METERING & ADVANCED METERING INFRASTRUCTURE

Elementy do wykorzystania w założeniach i planach zaopatrzenia w ciepło, energię elektryczną i gaz

Pytanie 4. Czy dla linii kablowo-napowietrznych WN wypełniamy oddzielnie kartę dla odcinka napowietrznego i oddzielne kabla 110 kv?

G-10.4(D)k. Sprawozdanie o działalności przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się dystrybucją energii elektrycznej

MODELOWANIE SIECI DYSTRYBUCYJNEJ DO OBLICZEŃ STRAT ENERGII WSPOMAGANE SYSTEMEM ZARZĄDZANIA MAJĄTKIEM SIECIOWYM

DNOŚCI W STRATACH ENERGII TRANSFORMATORÓW W ROZDZIELCZYCH SN/nn

RWE Stoen Operator Sp. z o.o. strona 1

Rozwój sieci dystrybucyjnej na potrzeby rozwoju elektromobilności. Sławomir Bogucki Lublin, 14 listopada 2017 r.

Miło Cię widzieć. innogy

Redukcja zapotrzebowania mocy na polecenie OSP Mechanizmy funkcjonowania procesu DSR r.

MINISTERSTWO GOSPODARKI, pl. Trzech KrzyŜy 3/5, Warszawa. Agencja Rynku Energii S.A Warszawa 1 skr. poczt. 143

Zadania regulatora w obszarze utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii

OPTYMALIZACJA KOSZTÓW POBORU ENERGII ELEKTRYCZNEJ W OBIEKCIE

Wirtualny minisystem elektroenergetyczny Wstępne analizy dr inż. Krzysztof Bodzek

Monitorowanie i kontrola w stacjach SN/nn doświadczenia projektu UPGRID

ANALIZA STATYSTYCZNA CIĄGŁOŚCI DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ ODBIORCOM Z TERENÓW WIEJSKICH WOJEWÓDZTWA MAŁOPOLSKIEGO

Zgorzelecki Klaster Rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii i Efektywności Energetycznej

Model różnicy bilansowej w kontekście przyjęcia roku bazowego w Modelu Regulacji dla OSD

System elektroenergetyczny

ALGORYTMY OBLICZENIOWE - wykorzystanie danych pomiarowych z liczników bilansujących na stacjach SN/nn

G (P) k. Sprawozdanie o działalności operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego

Przychody z produkcji energii w instalacji PV w świetle nowego prawa

2. DZIAŁANIA INWESTYCYJNE, REMONTOWE I MODERNIZACYJNE PODEJMOWANE PRZEZ OPERATORÓW W ROKU 2013.

Rozbudowa i modernizacja stacji

Transkrypt:

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.