Reklozer jako element automatyzacji sieci średniego napięcia

Podobne dokumenty
Techniczne i ekonomiczne aspekty instalowania reklozerów w głębi sieci średniego napięcia

Techniczne i ekonomiczne aspekty instalowania reklozerów w głębi sieci średniego napięcia

Pewność i wysoka jakość zasilania - przykłady zastosowania reklozerów w krajowych sieciach dystrybucyjnych SN

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

LECH WIERZBOWSKI, JANUSZ BYRCZEK Tavrida Electric Polska sp. z o.o.

III Lubelskie Forum Energetyczne

Sieci energetyczne pięciu największych operatorów

Monitorowanie i kontrola w stacjach SN/nn doświadczenia projektu UPGRID

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

REZIP - system lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN - alternatywa dla FDIR/SCADA

Niezawodność dostaw energii elektrycznej w oparciu o wskaźniki SAIDI/SAIFI

Ciągłość dostawy energii jest oceniania

(FD) - Fault Detection - wykrycie miejsca zwarcia Na podstawie informacji o przepływie prądu zwarciowego ze wskaźników zwarć

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

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

Automatyzacja sieci i innowacyjne systemy dyspozytorskie a niezawodność dostaw energii elektrycznej

Pilotażowy projekt Smart Grid Inteligentny Półwysep. Sławomir Noske,

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

Infrastruktura Smart Grid w stacjach WN/SN i SN/nn. Uniwersalne rozwiązania do automatyzacji i nadzoru urządzeń stacyjnych Roman Jałoza

Samoczynny napowietrzny wyłącznik próżniowy. Reklozer KTR. Zdalne sterowanie i monitoring sieci SN KARTA KATALOGOWA 0609

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

Praktyczne aspekty współpracy magazynu energii i OZE w obszarze LOB wydzielonym z KSE

WYTYCZNE WYKONAWCZE. data i podpis. data i podpis

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

WYTYCZNE WYKONAWCZE. data i podpis. data i podpis

METODA ANALIZY NIEZAWODNOŚCI UKŁADÓW ROZDZIELCZYCH ŚREDNICH NAPIĘĆ

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

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

Tematy prac dyplomowych dla studentów studiów I. stopnia stacjonarnych kierunku. Elektrotechnika. Dr inż. Marek Wancerz elektrycznej

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

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

Skrócenie SAIDI i SAIFI i Samoczynna Reaktywacja Sieci

Automatyzacja pracy sieci średniego napięcia a poziom ich niezawodności

Zatwierdzone Zarządzeniem nr 10/2015 Dyrektora Departamentu Zarządzania Majątkiem Sieciowym

Charakterystyka ogólna

ENERGOPROJEKT KRAKÓW SA

Praktyczne aspekty statycznej estymacji stanu pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w warunkach krajowych

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

T200. The Guiding System, Doświadczenie. nowa droga do realizacji

System NetMan NETCON 100 Inteligentna platforma dla automatyzacji stacji rozdzielczych średniego i niskiego napięcia

FUNKCJONOWANIE KRAJOWEJ SIECI DYSTRYBUCYJNEJ W ASPEKCIE BEZPIECZEŃSTWA DOSTAW ENERGII

G-10.5 Sprawozdanie o stanie urządzeń elektrycznych

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

Wpływ mikroinstalacji na pracę sieci elektroenergetycznej

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

Symulacja komputerowa układów SZR

Wybrane realizacje w Polsce w latach Zdjęcia

I. Rozdzielnica SN typu RSL

Automatyka SZR. Korzyści dla klienta: [ Zabezpieczenia ] Seria Sepam. Sepam B83 ZASTOSOWANIE UKŁADY PRACY SZR

ul. Rynek Sułkowice numery działek: 4112, 4113, 4111/1, 4115/1

Wybrane zagadnienia pracy rozproszonych źródeł energii w SEE (J. Paska)

REGULATORY NAPIĘCIA TRANSFORMATORÓW Z PODOBCIĄŻEIOWYM PRZEŁĄCZNIKIEM ZACZEPÓW - REG SYS

Objaśnienia do formularza G-10.7

Automatyzacja pracy rozdzielni sieciowej 20 kv

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

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

Obszarowe bilansowanie energii z dużym nasyceniem OZE

SPOSOBY POPRAWY NIEZAWODNOŚCI W SIECI ŚREDNICH NAPIĘĆ POLITYKA ENERGETYCZNA GMIN

Rozłącznik napowietrzny SN o konstrukcji zamkniętej trójbiegunowej typ RPZ-24

Procedury przyłączeniowe obowiązujące w PGE Dystrybucja S.A. związane z przyłączaniem rozproszonych źródeł energii elektrycznej

Załącznik nr 2: Lp. Nazwa sygnału Sterowanie 1 Sterowanie 2 Uwagi SZR 110kV Sprzęgło 110 kv Pole liniowe 110 kv

(12) OPIS PATENTOWY (19) PL (11) (13) B1

Rezerwowanie zabezpieczeń zwarciowych w kopalnianych sieciach średniego napięcia

INTELIGENTNA STACJA SN/nN. Koncepcja WAGO. Adrian Dałek, Marcin Surma

System monitorowania jakości energii elektrycznej w TAURON Dystrybucja S.A.

Badanie uproszczonego zabezpieczenia szyn przy wykorzystaniu zabezpieczeń typu: ZSN5L

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

Informacja dotycząca nastaw sygnalizatorów zwarć doziemnych i międzyfazowych serii SMZ stosowanych w sieciach kablowych SN.

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

Przywrócenie zasilania. poniżej 30 sekund

DANE TECHNICZNE I UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE

OBJAŚNIENIA DO FORMULARZA G-10.5

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

Objaśnienia do formularza G-10.5

PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII DYSTRYBUCYJNYCH 110 KV

Serwisowe Linie Kablowe SN wsparciem dla OSD

Analiza niezawodności wybranych urządzeń stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn

Transformatory SN/nn z podobciążeniowymi przełącznikami zaczepów - doświadczenia praktyczne i możliwości zastosowania

Standard techniczny nr 2/DTS/ sygnały przesyłane z obiektów elektroenergetycznych do systemu SCADA. w TAURON Dystrybucja S.A.

INFRASTRUKTURA ENERGETYCZNA NA DOLNYM ŚLĄSKU

TECHNOLOGIA SZEROKOPASMOWEJ KOMUNIKACJI PLC DLA SYSTEMÓW SMART GRID I SMART METERING.

Veolia Powerline Kaczyce Sp. z o.o.

Elektrotechnika I stopień ogólnoakademicki. niestacjonarne. przedmiot kierunkowy. obowiązkowy polski semestr VI semestr letni. Teoria obwodów 1, 2

Sieci średnich napięć : automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń / Witold Hoppel. Warszawa, Spis treści

W A R U N K I P R Z Y Ł Ą C Z E N I A DO SIECI ELEKTROENERGETYCZNEJ E N E R G E T Y K A U N I E J Ó W

Poprawa niezawodności sieci średniego napięcia poprzez instalację łączników z telesterowaniem

ZAWARTOŚĆ OPRACOWANIA

WERSJA SKRÓCONA ZABEZPIECZENIA W INSTALACJACH ELEKTRYCZNYCH

ZABEZPIECZENIA URZĄDZEŃ ROZDZIELCZYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA. Rafał PASUGA ZPBE Energopomiar-Elektryka

Kierownik projektu. Imię i Nazwisko

KONWERSATORIUM PLATFORMA TECHNOLOGICZNA SMART SMART GRID GRID

Wyłącznik próżniowy z posobnym układem biegunów

Poprawa SAIDI i SAIFI: cztery kroki ku niezawodności

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

REKLOZERY TAVRIDA ELECTRIC NOWA GENERACJA DLA SIECI INTELIGENTNYCH O NAPIĘCIU DO 40,5 kv

Zakres: Wykonanie dokumentacji modernizacji stacji 7640 przy ul. Odblask 1 w Warszawie.

PODSTAWY OCENY WSKAŹNIKÓW ZAWODNOŚCI ZASILANIA ENERGIĄ ELEKTRYCZNĄ

XIV Konferencja OŚWIETLENIE DRÓG i MIEJSC PUBLICZNYCH SPOSOBY ZARZĄDZANIA SYSTEMAMI OŚWIETLENIA

1. Parametry jakościowe energii elektrycznej

Propozycja OSP wymogów ogólnego stosowania wynikających z Rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 z dnia 17 sierpnia 2016 r. ustanawiającego kodeks

Transkrypt:

Mirosław KORNATKA 1 Lech WIERZBOWSKI 2 Politechnika Częstochowska, Instytut Elektroenergetyki (1), TAVRIDA ELECTRIC POLSKA sp. z o.o. (2) Reklozer jako element automatyzacji sieci średniego napięcia Streszczenie. Niezawodność dostaw energii elektrycznej to jedno z zagadnień znajdujących się w centrum zainteresowania Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. Szczególna uwaga skierowana jest na sieci średniego napięcia. W artykule przedstawiono rolę jaką odgrywają reklozery w procesie automatyzacji sieci średniego napięcia oraz poprawy poziomu jej niezawodność. Przeprowadzono studium przypadku instalacji 20 reklozerów KTR w jednym z rejonów dystrybucji (RD) z terenu województwa małopolskiego. Przedstawiono analizę wpływu instalacji reklozerów w sieci średniego napięcia badanego rejonu na wybrane wskaźniki niezawodnościowe. Słowa kluczowe: reklozer, smart grid, sieci średniego napięcia, niezawodność Wstęp Jakość zasilania urządzeń elektroenergetycznych, niezawodne przesyłanie energii elektrycznej oraz automatyzacja sieci średniego napięcia (SN) pozostają kluczowymi zagadnieniami krajowej energetyki [1,2,3]. Aktualnie, zmieniają się wymagania stawione sieciom SN. Do niedawna, podstawowym zadaniem sieci SN był przesył mocy elektrycznej z GPZ do poszczególnych stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn. Coraz częściej, w sieciach kierunek przepływu mocy w sieci SN może się zmieniać w związku z instalacją źródeł generacji rozproszonej. W tych warunkach również generacja rozproszona będzie wymagała coraz większego stopnia automatyzacji sieci SN. W Polsce, łączna długość linii średniego napięcia wynosi około 300 000 kilometrów. W większości przypadków są to linie napowietrzne i kablowe o napięciu od 15 do 30 kv. Około 80 % ich długości stanowią linie napowietrzne o strukturze otwartej. Większość linii napowietrznych SN jest zabezpieczona tylko poprzez urządzenia znajdujące się w głównym punkcie zasilającym (GPZ). W chwili wystąpienia zwarcia, następuje selektywne wyłączenie zabezpieczonej linii oraz pobudzenie automatyki samoczynnego ponownego załączenia (SPZ). Statystyki eksploatacyjne wykazują skuteczność działania automatyki SPZ na poziomie od 50% do około 90% wszystkich zakłóceń [4]. Skuteczność ta zależy od wielu czynników, miedzy innymi od: długości ciągu magistralnego, łącznej długości odgałęzień, liczby cykli SPZ, sposobu pracy punktu neutralnego sieci SN oraz sposobu współpracy automatyki SPZ z urządzeniami zainstalowanymi w głębi linii. Brak informacji o miejscu uszkodzenia powoduje jednak, iż odbiorcy zasilani z danej linii pozbawieni są napięcia często przez wiele godzin. Koncepcja poprawy niezawodności sieci napowietrznych SN polega zarówno na podniesieniu efektywności jej zarządzania, jak również szukaniu metod skracania czasu trwania przerw, zmniejszenia ilości odbiorców objętych zakłóceniem. Istotnym zagadnieniem jest ograniczenie czasu lokalizacji zakłócenia do minimum oraz szybka rekonfiguracji sieci SN. W celu skrócenia przerw awaryjnych i poprawy warunków ruchowych, wprowadza się dodatkowe urządzenia instalowane w głębi sieci SN, coraz częściej są to reklozery.

Automatyzacja sieci średniego napięcia W energetyce światowej widoczny jest proces wdrażania koncepcji sieci typu smart grid. Należy podkreślić, że przechodzenie energetyki od obecnej infrastruktury sieciowej systemu energetycznego do smart grid, będzie procesem długotrwałym. Barierą są koszty inwestycje. W głębi sieci SN, w zależności od konkretnych warunków sieciowych, można zainstalować różne urządzenia służące do odłączania uszkodzonego odcinka linii jak również urządzenia do identyfikacji i lokalizacji zwarć [5,6]. Ze względu na występujące potrzeby oraz możliwości inwestycyjne poszczególnych spółek dystrybucyjnych możliwe są różne rozwiązania praktyczne. Dostępna jest szeroka gama urządzeń i systemów informatycznych służących ograniczeniu skutków zwarć w głębi sieci SN. Spośród nich można wymienić choćby niektóre jak np: wskaźniki przepływu prądu zwarciowego umożliwiające lokalną identyfikację miejsca zwarcia, rozłączniki sterowane radiowo, które mogą również współpracować z urządzeniami zabezpieczeniowo-sterowniczymi (MiROD), łączniki sekcjonujące (ang. automatic sectionalizing link) umożliwiają skuteczne, selektywne odłączenie linii promieniowej w przypadku wystąpienia w niej zwarcia trwałego, reklozery (ang. recloser) - autonomiczne wyłączniki napowietrzne o zwartej budowie, czy też rozbudowane systemy służące identyfikacje i lokalizacje zakłóceń [2,3]. Reklozery O skuteczności wyżej wymienionych aparatów decyduje w głównej mierze ich zdolność do samoczynnego, natychmiastowego podjęcia działań zaradczych. Wśród wymienionych wyżej urządzeń tę cechę posiada tylko reklozer. Jest on odpowiednikiem kompletnie wyposażonego pola SN z wyłącznikiem, elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową (EAZ) i układem pomiarowym. Podstawowym jego atutem jest możliwość wykonania kilkukrotnego cyklu SPZ a tym samym wyodrębnienie zwarć przemijających. Drugą cechą charakterystyczną dla reklozera jest zdolność do natychmiastowego, samoczynnego wyłączenia zasilania dla określonego z góry - przez miejsce instalacji i współprace z innymi reklozerami - obszaru objętego ewentualnym zwarciem. W Polsce jest zainstalowanych ponad 1200 reklozerów firmy Tavrida Electric W większości przypadków są instalowane w celu [7]: podzielenia długich linii średniego napięcia na krótsze odcinki i wykorzystania w głębi sieci automatyki zabezpieczeniowej, a dzięki temu ułatwienia doboru nastaw zabezpieczeń w stacji GPZ, wydzielenia fragmentów sieci, w których występują częste zakłócenia (obszary wiejskie, leśne) i tym samym poprawienia ciągłość zasilania dla pozostałych odbiorców, zbudowania napowietrznej rozdzielni sieciowej bez konieczności stawiania kontenera lub rozbudowywania stacji GPZ. Zalety użytkowe reklozerów wynikają z przystosowania ich do stosowanych w kraju układów telesterowania: Tranking - moduły wejść/wyjść dwustanowych reklozerów KTR umożliwiają współpracę ze standardowymi układami sterowania. Na terenie Polski reklozery KTR pracują ze sterownikami wszystkich głównych producentów. Układy sterowania oraz radio mogą być zamontowane w obudowie sterownika reklozera, bez konieczności montowania dodatkowej szafki sterowania. Sieci telefonii komórkowej transmisja pakietowa GPRS zainstalowane w reklozerze KTR złącza komunikacji szeregowej RS485/RS232 umożliwiają podłączenie tych urządzeń do systemu SCADA (dostępne protokoły komunikacji

DNP3.0, IEC 60870 lub MODBUS-RTU). Wykorzystanie transmisji GPRS umożliwia nie tylko przekazanie podstawowych sygnałów sterowania i sygnalizacji ale również: pomiary prądów, napięć, częstotliwości, mocy i energii, odczyt rejestratora zdarzeń, zdalną zmianę nastaw, synchronizację czasu. Duże możliwości podłączenia reklozerów KTR do systemów zdalnego sterowania przy braku mechanicznych połączeń między szafką sterowania i wyłącznikiem, zapewnia ich niezawodne działanie w każdych warunkach atmosferycznych. Ważnym aspektem jest wyposażenie reklozerów w kompletny zestaw EAZ linii napowietrznej SN. Zalety zainstalowania EAZ w głębi sieci zostały dostrzeżone i docenione przez spółki dystrybucyjne na terenie całego kraju. W przypadku pracy linii napowietrznej bez reklozerów, zakłócenia występujące w sieci napowietrznej powodują działanie automatyki zabezpieczeniowej w stacji GPZ i wyłączenie całej linii. Dostaw energii elektrycznej pozbawieni są wszyscy odbiorcy pomimo tego, że zakłócenia występują najczęściej na obszarach leśnych i pozamiejskich. Najlepszym rozwiązaniem poprawiającym w tym wypadku ciągłość dostaw energii dostarczanej do odbiorców w mieście jest zastosowanie na granicy miasta wyłącznika z automatyką zabezpieczeniową [7]. Studium przypadku instalacji reklozerów w sieci średniego napięcia W artykule przeprowadzono studium przypadku instalacji 20 reklozerów KTR w jednym z rejonów dystrybucji (RD) z terenu województwa małopolskiego. Porównano wybrane aspekty techniczne pracy tego rejonu przed i po zabudowie reklozerów. Zabudowa reklozerów KTR miała miejsce na początku roku 2011. Rejon dystrybucji obejmuje swoją działalnością 10 gmin. Całkowita powierzchnia obsługiwanego terenu to 895 km2, 9 GPZ-tów oraz 998 stacje SN/nn. W tabeli 1 przedstawiono zestawienie z lat 2007-2012 liczby zakłóceń, wskaźnika zakłóceń oraz średniego czasu trwania lokalizacji uszkodzenia jakie wystąpiły w analizowanym RD. Tab. 1. Liczba zakłóceń, średni czas trwania lokalizacji zakłócenia oraz wartość wskaźnika zakłóceń jakie miały miejsce w analizowanym RD w latach 2007-2012 [opracowano na podstawie 8] Liczba wszystkich zakłóceń występujących w sieci SN 2007 2008 2009 2010 2011 2012 261 216 218 378 183 254 Liczba zakłóceń w liniach napowietrznych 153 133 135 256 116 173 Średni czas trwania wszystkich lokalizacji zakłócenia występujących w sieci SN [h] Średni czas trwania lokalizacji zakłócenia w liniach napowietrznych [h] 5,08 4,48 12,56 7,46 3,16 3,68 5,78 4,79 11,29 18,28 3,68 4,17 Średnia wartość wskaźnika zakłóceń występujących w sieci SN Średnia wartość wskaźnika zakłóceń linii napowietrznych SN 44,33 38,37 37,7 47,72 33,76 37,05 19,39 17,35 16,27 25,1 12,8 17,05

Przed zabudową reklozerów awarie występujące w liniach SN powodowały bardzo długie przerwy w zasilaniu w energię elektryczną dla wszystkich odbiorców zasilanych z danego ciągu liniowego. Po wykonaniu analizy awaryjności z lat poprzednich i przeanalizowaniu układu normalnego zdecydowano się na zabudowę 16 reklozerów KTR pracujących w ciągach linii napowietrznych oraz 4 reklozerów KTR zabudowanych w miejscach podziału sieci. Dotychczasowe długie ciągi liniowe zabezpieczane jednym wyłącznikiem w GPZ-cie podzielono na kilka odcinków, każdy oddzielnie zabezpieczony przez automatykę znajdującą się w reklozerze. Na rys 1. przedstawiono zmiany wartości czasu trwania zakłóceń w liniach kablowych, napowietrznych jak również w transformatorach SN/nn. Rys. 1. Średni czas trwania zakłócenia dla linii napowietrznych i kablowych oraz transformatorów SN/nn badanych rejonów. Wpływ złych warunków atmosferycznych na awaryjność linii napowietrznych SN widoczny jest na rys 1. Na początku roku 2010 analizowany obszar dotknięty był katastrofalnymi warunkami pogodowymi. Średni czas trwania lokalizacji zakłócenia w liniach napowietrznych SN w roku 2010 wynosił około 14 godzin. W pozostałych latach średni czas trwania wynosił około 4 godziny. Na rys 2. przedstawiono zmiany wartości wskaźnika zakłóceń w liniach kablowych i napowietrznych SN oraz w transformatorach SN/nn badanego rejonu.

Rys. 2. Średnia wartość wskaźnika zakłóceń występujących w sieci SN dla linii napowietrznych i kablowych oraz transformatorów SN/nn badanego rejonu. Sterowanie reklozerami w sposób zdalny z rejonowej dyspozycji ruchu poprzez dyżurnego dyspozytora umożliwia szybką identyfikację i lokalizację zwarcia a w konsekwencji wydzielenie uszkodzonego odcinka linii. Zainstalowanie reklozerów KTR w analizowanej sieci w sposób istotny skróciło czas lokalizacji zwarć. Zaleta reklozerów wynika z faktu, iż są to urządzenia posiadające kompletne układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej umożliwiając eliminowanie zwarć przemijających (automatyka SPZ). W tabeli 2 przedstawiono wartości wskaźników SAIDI, SAIFI przerw nieplanowanych z lat 2008-2012, dla sieci SN analizowanego Rejonu Dystrybucji. Porównywanie wskaźników SAIDI i SAIFI na przestrzeni lat jest dobrą miarą analizy zmian niezawodności danego obszaru. Warunkiem koniecznym jest porównywalność innych czynników jakim są przede wszystkim warunki atmosferyczne. Tab. 2. Wartości wskaźników SAIDI i SAIFI dla przerw nieplanowanych badanego RD w latach 2008-2012 [opracowano na podstawie 5] Wskaźniki / rok 2008 2009 2010 2011 2012 SAIDI nieplanowe [minut/odbiorca/rok] SAIFI nieplanowe [liczba przerw/odbiorca/rok] 640,40 506,39 1 173,73 301,03 369,84 4,20 5,49 5,34 2,34 3,41 Wartości wskaźnika SAIDI przerw nieplanowych zmniejszył się po zabudowie reklozerów prawie dwukrotnie. Średnio statystyczny odbiorca energii elektrycznej danego obszaru ma więc prawie o połowę krótszy czas wyłączeń nieplanowych. Natomiast w roku 2010 wartość wskaźnika SAIDI dla przerw nieplanowanych wynosił aż 1 173,73 minut na statystycznego odbiorcę w ciągi roku.

Istotnym wskaźnikiem niezawodnościowym jest również ilość energii niedostarczonej odbiorcom na skutek przerw w zasilaniu. Spółki dystrybucyjne starają się ograniczać planowe wyłączenia dla odbiorców. Nie da się jednak wyeliminować zdarzeń losowych jakimi są awarie sieci. W tabeli 3 przedstawiono dane dotyczące niedostarczonej energii elektrycznej w poszczególnych grupach urządzeń sieci SN w latach 2007-2012 wynikających tylko z tytułu zakłóceń, które wystąpiły w analizowanym RD. Tab. 3. Energia niedostarczona w poszczególnych grupach urządzeń sieci SN w latach 2007-2012 w analizowanym RD w latach 2007-2012 [opracowano na podstawie 8] Rok Linie napowietrzne Linie kablowe Transformatory Inne urządzenia 2007 424,83 110,51 3,85 10,43 2008 322,55 82,46 2,04 66,78 2009 586,79 118,7 0,56 36,32 2010 2645,63 165,29 394,68 16,85 2011 170,01 71,72 0 13,66 2012 263,19 80,61 1,05 13,61 Na rys 3 przedstawiono energie niedostarczoną wynikającą z zakłóceń występujących w liniach napowietrznych SN, liniach kablowych SN, transformatorach SN/nn oraz w grupie innych urządzeniach. Rys. 3. Energia niedostarczona w poszczególnych grupach urądzeń sieci SN w latach 2007-2012 Przy porównywalnej średniej liczbie występujących zakłóceń w latach 2007-2009 oraz 2011-2012 widoczne jest zmniejszenie wartości niedostarczonej energii

elektrycznej. Jest to równoznaczne ze zmniejszeniem strat finansowych spółki dystrybucyjnej wynikających z tytułu niesprzedanej energii elektrycznej odbiorcom indywidualnym i przemysłowych. Jednakże, niejednokrotnie większe koszty występują u odbiorców dotkniętych nieplanowanymi wyłączeniami energii elektrycznej. Ponieważ brak jest oszacowań kosztów wynikających z tytułu przerw nieplanowanych poszczególnych grup odbiorców trudno wiarygodnie szacować straty ponoszone z tego tytułu. Zagadnienie to wymaga dalszej analizy. Podsumowanie 1. Skrócenie przerw dostawach energii elektrycznej spowodowanych zakłóceniami pracy sieci SN znalazło się w centrum zainteresowania spółek dystrybucyjnych. 2. Prace dyspozytorów w sposób istotny usprawniają zainstalowane w głębi sieci reklozery. Usprawniają one procesy łączeniowe, lokalizacje uszkodzeń w liniach napowietrznych SN jak również zmiany jej konfiguracji. Jest to niewątpliwie efektywny sposób automatyzacji sieci średnich napięć. 3. W większości awaryjnych wyłączeń można stwierdzić, że wpływ reklozerów ma bardzo duże znaczenie podczas awarii na czas jego trwania oraz na występujące ograniczenia w dostawie energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych i przemysłowych. 4. Zastosowanie w sieciach napowietrznych i kablowo-napowietrznych SN wyłączników typu reklozer wychodzi naprzeciw oczekiwaniom klientów a tym samym przyczynia się do realizacji podstawowego celu firm energetycznych jakim jest niezawodne dostarczenie energii elektrycznej o właściwych parametrach do odbiorcy. Literatura 1. Bielak S.: Automatyzacja sieci Energolinia nr 11/12 rok 2012 2. Chojnacki I.: Misja: niezawodność dostaw Energia Elektryczna, nr 5 rok 2013 3. Kubacki S., Mazierski M.: Cztery kroki ku niezawodności Energia Elektryczna, nr 5 rok 2013 4. Winkler W., Wiszniewski A.: Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. WNT Warszawa rok 1999. 5. Kornatka M.: Wybrane metody poprawy niezawodności linii napowietrznych średniego napięcia Rynek Energii nr 1 (86) rok 2010. 6. Kornatka M., Serafin R.: Wpływ reklozerow na prace sieci średniego napięcia Zarządzanie energią i teleinformatyka. ZET 2012. Materiały i studia. Praca zbiorowa pod red. H. Kapronia KAPRINT Lublin 2012 7. Byrczek J., Tomaszewski A.: Dlaczego reklozer? Urządzenia Dla Energetyki nr. 7 rok 2009. 8. Program AWARNET - program do analiz awarii w sieciach SN Autorzy: dr inż. Mirosław Kornatka; Instytut Elektroenergetyki Politechniki Częstochowskiej, Al. Armii Krajowej 17, 42-200 Częstochowa, e-mail: kornatka@el.pcz.czest.pl mgr inż. Lech Wierzbowski, Tavrida Electric Polska sp. z o.o. ul. Graniczna 44, 43-100 Tychy, e- mail: lwierzbowski@tavrida.pl