Awarie sieci dystrybucyjnej oraz ich wpływ na odbiorców energii

Napięcia stosowane w sieci elektroenergetycznej podlegają normalizacji. Oznacza to, że napięcia muszą być jednakowe w całym obszarze, aby sieć mogła prawidłowo funkcjonować i spełniać swoje zadanie. W ciągu lat normy te się zmieniały i aktualnie stosowane w Polsce napięcia to: 0,4 kV, 20 kV, 110 kV, 220 kV oraz 400 kV. Podział sieci elektroenergetycznych według stosowanych napięć to:

• sieci niskiego napięcia – do 1 kV,
• sieci średniego napięcia – powyżej 1 kV do 110 kV,
• sieci wysokiego napięcia – od 110 kV do 220 kV,
• sieci najwyższych napięć – od 220 kV i wyższe.

Sieć elektroenergetyczną można podzielić również ze względu na pełnione funkcje na:

• sieć przesyłową,
• sieć rozdzielczą, zwaną także dystrybucyjną.

Sieci przesyłowe, zgodnie z nazwą, służą do przesyłu energii elektrycznej na duże odległości, a więc w skali krajowej oraz okręgowej. Nazwy tych sieci to kolejno: sieci państwowe oraz sieci okręgowe. W sieciach przesyłowych stosowane jest napięcie 220 kV, 400 kV i 750 kV, i są to sieci najwyższych napięć [5], [7]. Na rysunku 1. przedstawiono schemat sieci przesyłowej i dystrybucyjnej.

Sieć dystrybucyjna

Sieć dystrybucyjna, która nosi nazwę także sieci rozdzielczej, składa się z sieci średnich oraz wysokich napięć 20 kV i 110 kV [5]. Są to najczęściej tzw. sieci rejonowe, ponieważ przebiegają w obszarze poszczególnych Rejonów Energetycznych. Sieć dystrybucyjna służy do przesyłania energii bezpośrednio do większych skupisk odbiorców, np. zakładów przemysłowych, miast, osiedli, itp. Do sieci dystrybucyjnej zalicza się także sieć niskiego napięcia 0,4 kV, która dostarcza energię elektryczną bezpośrednio do poszczególnych odbiorców indywidualnych, tj. gospodarstw domowych, zakładów itp.

Za dystrybucję energii elektrycznej w danym regionie odpowiada Operator Systemu Dystrybucyjnego OSD. Do jego głównych zadań należy:

• zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania całego systemu,
• odpowiednia eksploatacja sieci, tzn. naprawy, remonty, modernizacja, przeglądy, konserwacje, wymiany,
• dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej,
• bilansowanie systemu i zarządzanie nim,
• rozwój systemu,
• użytkowanie i utrzymanie sieci dystrybucyjnej na danym obszarze [2].

Do operatora systemu dystrybucyjnego należy obowiązek dbania o zminimalizowanie przypadków wystąpienia awarii w systemie, m.in. poprzez wymienione wyżej działania eksploatacyjne [9]. Na obszarze kraju głównymi uczestnikami rynku energii są: Polska Grupa Energetyczna PGE S.A., Tauron Polska Energia S.A., Enea S.A. oraz Energa. Są to największe spółki krajowe, które rocznie produkują około 70% energii wytwarzanej w Polsce [14].

Czytaj również: Czy Twoja firma jest gotowa na blackout? Jak Data Center wpływa na ciągłość działania biznesu?

Linie napowietrzne jako element sieci dystrybucyjnej

Linie napowietrzne sieci elektroenergetycznej są to przewody elektryczne umieszczone na różnego typu konstrukcjach wsporczych, najczęściej w praktyce wykorzystuje się słupy elektroenergetyczne. Zaletą tych linii jest stosunkowo niski koszt budowy oraz łatwa dostępność do uszkodzonych elementów linii napowietrznych w przypadku awarii. Jako wady można wymienić duży wpływ na walory estetyczne krajobrazu, zajmowanie szerokiego pasa terenu oraz narażenie na awarie wywołane wpływem warunków atmosferycznych [10]. Linie napowietrzne stanowią większość wśród linii dystrybucyjnych. Podstawowe elementy linii napowietrznych to: przewody fazowe i odgromowe, konstrukcje wsporcze, izolatory, osprzęt liniowy i uziomy słupów.

Linie napowietrzne są jedno-, dwu- lub wielotorowe. Podstawowymi elementami linii napowietrznej są słupy, dla których wprowadzono odpowiednie oznaczenia literowe (rys. 2.). 

Podstawowe typy słupów średniego napięcia to: przelotowy (P), skrzyżowany (PS), narożny (N), odporowy (O), krańcowy (K), odporowo-narożny (ON), rozgałęźny odporowo-krańcowy (ROK), rozgałęźny krańcowo-krańcowy (RKK), rozgałęźny narożno-krańcowy (RNK), rozgałęźny odporowo-przelotowy (ROP), rozgałęźny krańcowo-przelotowy (RKP) i rozgałęźny przelotowo-krańcowy (RPK).

Linie napowietrzne prądu przemiennego można budować do każdego rodzaju sieci elektroenergetycznych pod względem napięć nominalnych. Wykorzystywane w liniach napowietrznych przewody wykonywane są jako linki skręcone z wielu drutów wykonanych najczęściej z aluminium lub ze stopów aluminium. Dla zwiększenia wytrzymałości mechanicznej przewodów w środku linek o większym przekroju umieszcza się stalowe druty. Rodzaje przewodów linii napowietrznych:

• nieizolowane – tzw. przewody gołe, nieposiadające izolacji żyły roboczej,
• izolowane – przewody posiadające izolację żył roboczych,
• pełnoizolowane – przewody o izolacji żył roboczych dostosowanej do warunków pracy linii napowietrznej, której wytrzymałość elektryczna odpowiada napięciu znamionowemu linii,
• pełnoizolowane samonośne – przewody z izolowanymi żyłami roboczymi bez elementu nośnego,
• pełnoizolowane podwieszone – przewody z żyłami roboczymi izolowanymi i wydzielonym elementem nośnym, służącym do zapewnienia wytrzymałości mechanicznej na rozciąganie,
• izolowane samonośne – przewody, których wszystkie żyły robocze bez elementu nośnego spełniają funkcję nośną i wykonane są z drutów ze stopu aluminium.

Linie kablowe jako element sieci dystrybucyjnej

Kable są to przewody odznaczające się specjalną budową przeznaczoną do prowadzenia linii pod powierzchnią ziemi. Podstawowe warstwy kabla to:

• żyły – wykonane z aluminium lub miedzi,
• izolacja – może być papierowa, olejowa, gazowa, polwinitowa lub polietylenowa,
• wypełniacz – jest to materiał izolacyjny wypełniający przestrzeń między izolacją żyły a powłoką kabla,
• powłoka – najczęściej wykonana z aluminium lub polwinitu, uszczelnia izolację kabla, niweluje dostęp wilgoci oraz nie dopuszcza do powstania pęcherzyków powietrza w izolacji,
• pancerz – zbudowany z drutów lub taśm stalowych owiniętych wokół kabla, ma za zadanie ochraniać kabel przed uszkodzeniami mechanicznymi,
• osłona zewnętrzna – wykonana z polwinitu lub juty, osłania pancerz przed wpływem wilgoci.

W zależności od przeznaczenia kabla i miejsca jego położenia niektóre z ww. warstw budowy kabli mogą być rozbudowane lub pominięte.

Awaryjność sieci dystrybucyjnej.

Kryteria podziału awarii sieci dystrybucyjnej

W zależności od wybranego kryterium można dokonać podziału awarii występujących w elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej. W układach elektroenergetycznych może wystąpić kilka rodzajów przerw:

• wywołane uszkodzeniami elementów systemu elektroenergetycznego,
• spowodowane wadliwym działaniem zabezpieczeń i automatyki elektroenergetycznej,
• wywołane błędnymi operacjami łączeniowymi,
• wynikające z planowych prac remontowo-konserwacyjnych,
• związane z przeciążeniem elementów sieci elektroenergetycznych.

Im sieć dystrybucyjna jest bardziej złożona, tym większe jest prawdopodobieństwo, że niektórzy odbiorcy zostaną narażeni na przerwy w zasilaniu. Poprawę niezawodności zasilania można uzyskać poprzez zwiększenie nakładów inwestycyjnych oraz modernizację, ulepszanie i rozwój sieci elektroenergetycznej. Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, to przerwy:

• przemijające (tzw. mikroprzerwy) – trwające krócej niż 1 sekunda,
• krótkie – trwające nie krócej niż 1 sekunda i nie dłużej niż 3 minuty,
• długie – trwające nie krócej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin,
• bardzo długie – trwające nie krócej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny,
• katastrofalne – trwające dłużej niż 24 godziny.

Innym kryterium jest podział ze względu na rodzaj awarii na:

• związane z przeciążeniami sieci,
• związane z uszkodzeniami sprzętu elektroenergetycznego, np. transformatorów, przewodów,
• związane ze zjawiskami atmosferycznymi, np. silnym wiatrem, burzami,
• związane z działaniami człowieka, takimi jak np. kradzieże miedzianych przewodów, nieumyślne uszkodzenia sprzętu, sabotaże,
• związane z innymi przyczynami.

Przerwy w dostawie energii mogą być spowodowane przez:

• uszkodzenia nierezerwowanych elementów układu elektroenergetycznego,
• wadliwe działanie zabezpieczeń i automatyki elektroenergetycznej,
• błędne decyzje i czynności łączeniowe, dokonane przez personel obsługujący infrastrukturę,
• planowane prace remontowe, konserwacyjne, modernizacyjne lub naprawcze,
• ograniczenia wynikające z deficytu mocy w systemie lub przeciążenia elementów systemu.

Klasyfikację przerw w zasilaniu odbiorców w energię elektryczną przedstawiono na rysunku 3.

Przerwy planowe w zasilaniu występują wskutek celowych wyłączeń, dokonywanych przez OSD. Są one zazwyczaj spowodowane koniecznością wykonania prac na urządzeniach elektroenergetycznych. Rozróżnia się następujące rodzaje wyłączeń planowych:

• eksploatacyjne – związane z pracami eksploatacyjnymi na wyłączonych elementach sieci,
• remontowe – związane z remontami wyłączonych elementów sieciowych,
• inwestycyjne – związane z instalowaniem nowych urządzeń w sieci, przyłączaniem nowo wybudowanych stacji oraz linii,
• bezpieczeństwa – związane z zapewnieniem bezpieczeństwa ludzi pracujących przy innych urządzeniach sąsiadujących z wyłączonymi.

W przypadku wyłączeń planowych, informacja o porze i czasie ich trwania musi być wcześniej ustalona oraz przekazana odbiorcom energii z wyprzedzeniem czasowym pozwalającym na przygotowanie się do mającej nastąpić przerwy w zasilaniu [3]. W sieciach dystrybucyjnych zasilających odbiorców komunalnych około 95% wyłączeń planowych stanowią wyłączenia eksploatacyjne i remontowe. Obecnie coraz więcej prac remontowych i konserwacyjnych przeprowadza się przy wykorzystaniu techniki prac pod napięciem, co w zdecydowanym stopniu ogranicza liczbę oraz czas trwania przerw w zasilaniu odbiorców. Wy­stępowanie przerw w zasilaniu jest nieuchronne, gdyż sieci elektroenergetyczne wyposażone są w urządzenia o określonej niezawodności [10].

Awaryjność sieci dystrybucyjnej w Polsce

Przedstawione badania opierają się na danych dotyczących zawodności linii napowietrznych i kablowych SN obejmujących okres 15 lat, na terenie dużej spółki dystrybucyjnej energii elektrycznej w kraju [11, 14]. Długość linii w poszczególnych latach obserwacji pokazano w tabeli 1.

Na początku obserwacji w badanej spółce było łącznie 1069,6 km linii napowietrznych, w tym 19,6 km linii izolowanych oraz 371 km linii kablowych SN. W końcowym etapie liczby te kształtowały się następująco: 1302,32 km linii napowietrznych, w tym 91,32 km linii izolowanych oraz 450 km linii kablowych SN.

W tabeli 2. przedstawiono liczbę awarii sieci SN w ciągu 15 lat obserwacji, z podziałem na elementy sieci, które uległy uszkodzeniu, na podstawie danych uzyskanych od OSD [12].

Dane te pokazują, że w okresie monitorowania awarie dotyczyły najczęściej izolatorów – to ok. 37% wszystkich awarii w sieci napowietrznej średniego napięcia. Najrzadziej w sieci średniego napięcia awarii ulegały kondensatory – to ok. 1,3% wszystkich awarii linii napowietrznych SN. Awarie w liniach kablowych o izolacji z XLPE stanowiły ok. 5,9% wszystkich awarii linii kablowych SN. Na rysunku 4. pokazano udział poszczególnych elementów sieci SN, które uległy awarii, a na rysunku 5. przedstawiono ich przyczyny.

Najczęściej awarie linii napowietrznych średniego napięcia były spowodowane przez:

• procesy starzeniowe – 19,38%,
• drzewa i gałęzie – 16,31%,
• wyładowania atmosferyczne – 13,64%,
• czynniki nieznane – 12,3%,
• działalność człowieka – 8,15%.

W wielu przypadkach przyczyny awarii pozostają nieznane (12,26%), co może być spowodowane brakiem znajomości czynnika powodującego stan awaryjny przez pogotowie energetyczne, dyspozytorów lub osoby odpowiedzialne. Prawie 8,15% awarii linii napowietrznych jest spowodowane np. przez zerwanie przewodów, uszkodzenia słupów w wyniku prac prowadzonych na roli, uszkodzenia powstałe wskutek prac na placach budowy czy wskutek wypadków komunikacyjnych. Takie zdarzenia mają zazwyczaj charakter losowy oraz traktowane są jak wypadek, tj. nie są to zamierzone działania.

Innego typu działalnością, powodującą występowanie awarii, są: akty sabotażu, strajki, wandalizm oraz inne działania zamierzone, często wykonywane z premedytacją. Źródłami zerwania przewodów mogą być też uszkodzenia mechaniczne spowodowane opadającymi drzewami lub gałęziami oraz nadmiernym obciążeniem przewodów szadzią w okresie zimowym, a także uszkodzenia termiczne linii – spowodowane przepaleniem przewodów w wyniku wyładowania atmosferycznego.

Część uszkodzeń jest wynikiem niewłaściwego montażu przewodów – co prowadzi do ich przemieszczania się względem izolatora i wiązałki oraz ścierania się w określonym miejscu – i starzenia się materiałów. Uszkodzenia izolatorów liniowych najczęściej polegają na ich mechanicznym zniszczeniu, takim jak złamanie lub urwanie lub wypalenie ścieżki przewodzącej na ich powierzchni, co może prowadzić do opadnięcia przewodu lub powstania zwarcia. Uszkodzenia słupów, np. złamania lub wykrzywienia konstrukcji wsporczej, także w dużej mierze są spowodowane zniszczeniami mechanicznymi [8].

Sezonowość awarii sieci dystrybucyjnej

Na rysunku 6. przedstawiono histogram częstości uszkodzeń linii napowietrznych SN w poszczególnych miesiącach.

Według pozyskanych danych, najwięcej awarii linii napowietrznych SN zaobserwowano w miesiącach letnich (lipiec, sierpień) oraz w miesiącach zimowych (styczeń, grudzień). Z pewnością ma to związek ze średnimi temperaturami występującymi w tych okresach oraz warunkami atmosferycznymi, gdyż skrajne temperatury powietrza stanowią zagrożenie dla systemu elektroenergetycznego.

Wysokie temperatury wpływają przede wszystkim na wydłużenia termiczne przewodów linii napowietrznych, co w efekcie prowadzi do zwiększania zwisów przewodów. Zmniejsza to odległości pracującej linii od obiektów znajdujących się bezpośrednio pod nią. Stanowi to poważne ryzyko przeskoku napięcia oraz wystąpienia awarii, np. poprzez zerwanie przewodów przez osoby postronne. W warunkach wysokiej temperatury, niskiej wilgotności powietrza oraz intensywnych porywów wiatru wzrasta ryzyko wystąpienia niekontrolowanych, nagłych pożarów lasów. Infrastruktura sieciowa może być narażona zarówno na zajęcie ogniem w wyniku poszerzania zasięgu pożaru, powodując lawinę awarii sieci, jak też może stanowić dodatkowe źródło zapłonu.

Ekstremalnie niskie temperatury powietrza również stanowią niebezpieczeństwo dla systemu elektroenergetycznego, ponieważ często wraz z nimi występuje gromadzenie się osadów lodowych (np. w wyniku występowania burz śnieżnych) na liniach napowietrznych i znacznych naprężeń mechanicznych. Także szadź osadzona na przewodach powoduje bardzo często wzrost liczby awarii. Zjawisko występowania szadzi na przewodach linii napowietrznej powoduje znaczny wzrost zwisów w przęsłach linii wskutek zwiększenia ciężaru przewodów.

W okresie letnim głównym zjawiskiem przyczyniającym się do awarii występujących sezonowo są wyładowania atmosferyczne, którym zazwyczaj towarzyszą intensywne opady deszczu oraz silny wiatr. Te warunki atmosferyczne bardzo często powodują uszkodzenia mechaniczne infrastruktury sieci elektroenergetycznej: słupów, przewodów, izolatorów oraz pozostałych elementów znajdujących się na konstrukcjach wsporczych.

Wichury i huragany mają ogromny wpływ na pracę linii napowietrznych. Jeśli prędkość wiatru przekroczy 20 m/s, istnieje liniowa zależność między prędkością wiatru a ryzykiem uszkodzenia linii elektroenergetycznej. Gdy prędkość wiatru wynosi ok. 40 m/s lub więcej, zwiększa się prawdopodobieństwo zawalenia się słupów elektroenergetycznych. Kiedy prędkość wiatru przekroczy 100 m/s, ryzyko awarii linii napowietrznych jest praktycznie pewne i prowadzi do poważnych uszkodzeń mechanicznych, powodując lawinowe zawalenie się znacznych fragmentów sieci elektroenergetycznej [10].

Praca w pobliżu sieci elektroenergetycznych

Bezpieczna praca w pobliżu linii napowietrznych i kablowych to kluczowy element polityki dbałości o bezpieczeństwo realizowanej przez służby energetyczne w celu zmniejszenia liczby potencjalnych awarii sieci. Zasady bezpieczeństwa pracy w pobliżu linii elektroenergetycznych regulują odpowiednie rozporządzenia ministra, przepisy bezpieczeństwa i normy dotyczące instalacji elektrycznych oraz standardy przyjęte przez poszczególnych OSD. Główne zasady, których należy przestrzegać, prowadząc prace w pobliżu linii energetycznych, to 4S, czyli:

• Spójrz w górę!
• Sprawdź, do czego się podłączasz!
• Sprawdź swoje narzędzia i ubranie!
• Spójrz w dół!

Wykonanie robót ziemnych w bezpośrednim sąsiedztwie kablowych linii elektroenergetycznych powinno być poprzedzone określeniem bezpiecznej odległości od sieci. Miejsce robót ziemnych należy oznakować i ogrodzić. Prowadzenie robót w pobliżu instalacji podziemnych, a także głębienie wykopów poszukiwawczych powinno odbywać się ręcznie, zabrania się używania sprzętów zmechanizowanych. Każde, nawet najmniejsze uszkodzenie lub przypuszczenie uszkodzenia należy zgłosić OSD.

Zabronione jest sytuowanie stanowisk pracy, składowisk wyrobów oraz materiałów, a także maszyn i urządzeń budowlanych bezpośrednio pod napowietrznymi liniami elektroenergetycznymi lub w bliskiej odległości od tych linii. Bezpieczne odległości zostały określone w przepisach, to: 3 metry dla linii o napięciu znamionowym nieprzekraczającym 1 kV i 30 metrów dla linii o napięciu znamionowym powyżej 110 kV. Żurawie, koparki oraz inne pojazdy i maszyny powinny być wyposażone w sygnalizatory.

Niezwykle istotne są wymogi pracy w pobliżu sieci energetycznej oraz odpowiedzialne zachowanie i wyuczone schematy, które pozwalają na zminimalizowanie wystąpienia wypadku przy pracy czy awarii.

Skutki awarii sieci dystrybucyjnej

Zapewnienie niezawodności dostawy energii elektrycznej jest podstawowym zadaniem stawianym przed każdym OSD. Wszelkie zakłócenia w pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych mogą powodować przerwy w zasilaniu odbiorców lub pogarszanie jakości dostarczanej energii. Skutkiem takich sytuacji są straty ekonomiczne u odbiorców energii elektrycznej. Zalicza się do nich sytuacja braku zasilania w zakładach produkcyjnych, obiektach użyteczności publicznej itp. Niewłaściwe parametry jakościowe energii elektrycznej stwarzają różnorodne ograniczenia w działalności odbiorców. W skrajnych przypadkach może to prowadzić nawet do zagrożenia zdrowia lub życia ludzkiego. Awaryjne braki w zasilaniu powodują bardzo często utratę zaufania odbiorców do dostawców energii elektrycznej. Oprócz losowych awarii występują także planowane wyłączenia w sieci, które mają inny charakter niż awarie. Są to przerwy planowane, do których odbiorcy mogą się przygotować. Problemem w przesyłaniu i dystrybucji energii elektrycznej jest utrzymanie określonych parametrów i minimalizowanie strat przesyłowych. Krajowy System Energetyczny i połączenia zagraniczne muszą zachować równowagę między produkcją a zużyciem energii elektrycznej przez odbiorców [4], [13]. W każdej chwili nawet nagły brak mocy wytwarzanej może powodować zakłócenia w działaniu systemu i prowadzić do blackoutu, który jest poważnym, awaryjnym zanikiem energii elektrycznej dla dużego obszaru, np. dla całego miasta lub kraju, i w skrajnych przypadkach może trwać nawet kilka dni. Takie awarie systemowe mogą mieć swoje źródła w czynnikach pierwotnych oraz wtórnych.

Czynniki pierwotne powstania i rozwoju awarii to: ekstremalne warunki atmosferyczne, np. wiatr, skrajne temperatury, klęski żywiołowe (powodzie, trzęsienia ziemi, huragany), przeciążenia linii przesyłowych, awarie techniczne w obwodach pierwotnych i wtórnych, błędne działania – lub ich brak – podejmowane przez osoby odpowiedzialne za dyspozycję, akty wandalizmu, sabotażu, strajki, protesty, itp., awarie wywołane przez infrastrukturę otaczającą linie i urządzenia elektroenergetyczne.

Czynniki wtórne to: przeciążenia sieci, niestabilność pracy systemu oraz znaczne odchylenia częstotliwości i napięcia od wartości przewidzianych przez normy. Czynniki wtórne stają się przyczyną wystąpienia awarii systemowej najczęściej wtedy, kiedy przeciążenia i niestabilność pracy sieci nie zostaną w porę opanowane, a odchylenia częstotliwości i napięcia będą tak znaczne, że nastąpi kaskadowe wyłączenie stacji systemowych i źródeł energii. Polskie elektrownie i elektrociepłownie nie są zdolne do samoczynnego uruchomienia się, tzw. samostartu. W związku z tym trzeba zastosować moc rozruchową z tych elementów systemu, które wciąż działają lub – w przypadku ich braku – trzeba skorzystać z nielicznych elektrowni wodnych, które mają zdolność samostartu. W tym celu od kilkunastu lat prowadzona jest rejestracja wskaźników zawodnościowych dla każdego OSD, aby monitorować przerwy w dostawie energii i móc szybko zareagować. Monitorowane są głównie dwa obszary:

Obszar I obejmuje dane zawodnościowe poszczególnych elementów: wskaźniki charakteryzujące awaryjność elementów sieci SN i nN, liczbę i częstość uszkodzeń głównych elementów sieci SN i nN;

Obszar II obejmuje dane dotyczące czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców: SAIDI (ang. System Average Interruption Duration Index) – wskaźnik przeciętnego (średniego) systemowego czasu trwania długiej przerwy w dostawach energii elektrycznej oraz SAIFI (ang. System Average Interruption Frequency Index) – wskaźnik przeciętnej systemowej częstości długich przerw w dostawie energii, jest miarą ilości przerw dla każdego odbiorcy. Zarówno SAIFI, jak i SAIDI nie obejmują przerw krótszych niż trzy minuty i wyznaczane są oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych. Każdy OSD ma obowiązek przedstawiania do wiadomości publicznej wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej.

Zapobieganie awariom sieci dystrybucyjnej

Podstawowym działaniem zapobiegającym awariom sieci dystrybucyjnej i zmniejszającym ryzyko powstawania niespodziewanych i losowych awarii w liniach napowietrznych oraz kablowych jest odpowiednia eksploatacja sieci i ciągłe inwestowanie w jej rozwój [3], [14]. Wymiana zużytych i zniszczonych elementów sieci wpływa na poprawę niezawodności całego układu. Również dbanie o stan sieci poprzez regularne, planowane, cykliczne i dokładne zabiegi eksploatacyjne – takie, jak: przeglądy, koszenie trawy, modernizacja, kontrole, obloty linii napowietrznych, wycinki drzew i gałęzi w pobliżu linii napowietrznych, malowanie konstrukcji wsporczych, itp. – mają ogromne znaczenie dla sprawnego funkcjonowania sieci i ograniczania liczby awarii.

Kontrola zadrzewienia w pobliżu linii napowietrznych jest jednym z głównych zadań stawianych przed właścicielami sieci dystrybucyjnych, ponieważ odpowiednia wycinka drzew minimalizuje ryzyko wystąpienia awarii wskutek upadku konarów lub gałęzi na przewody i słupy. Prowadzone prace eksploatacyjne mają za zadanie wyeliminowanie sytuacji awaryjnych w jak najwyższym stopniu. Regularne kontrole i wycinki drzew w pasie technologicznym linii napowietrznych znacznie zmniejszają wystąpienie awarii spowodowanej upadkiem drzewa na przewody, co mogłoby spowodować straty, takie jak zerwanie przewodów oraz przerwanie ciągłości dostaw prądu. W celu stałego zmniejszania liczby awarii konieczne jest odpowiedzialne i sumienne zarządzanie całą siecią dystrybucyjną przez każdego OSD.

Wnioski

1. Awarie systemów elektroenergetycznych, ze względu na ich liczne przyczyny, są zjawiskiem nieuniknionym. Ekstremalne zjawiska pogodowe nie są możliwe do przewidzenia, dlatego stanowią poważne zagrożenie dla pracy systemów elektroenergetycznych.
2. Niezbędne są nowe inwestycje w infrastrukturę sieciową oraz odpowiedzialna eksploatacja systemu elektroenergetycznego, a także dbałość i cykliczność prowadzonych zabiegów eksploatacyjnych, które wzmocnią bezpieczeństwo zasilania regionu OSD.
3. Intensywność awarii jest uzależniona w dużym stopniu od temperatury otoczenia. Istnieje powiązanie między wysokimi temperaturami a liczbą wyładowań atmosferycznych, którym często towarzyszą obfite opady deszczu oraz wichury. Skrajnie niskie temperatury natomiast powodują oblodzenie lub szadź na urządzeniach naziemnych oraz wiążą się z występowaniem burz śnieżnych, co również często prowadzi do awarii.
4. Zasady bezpieczeństwa w pobliżu linii elektroenergetycznych określają odpowiednie rozporządzenia i instrukcje. Bezpieczna praca w pobliżu linii napowietrznych oraz kablowych jest kluczowym działaniem, które podejmuje człowiek, aby zadbać o swoje bezpieczeństwo oraz zminimalizować liczbę potencjalnych awarii sieci elektroenergetycznej.

Literatura

1. J. Braun, Bezpieczeństwo energetyczne, Zeszyty Naukowe Uniwersytetu Ekonomicznego, Katowice 2018, nr 358. 
2. Cenniki energii elektrycznej 2020-2022.
3. M. Czosnyka, B. Wnukowska, K. Karbowa, Electrical energy consumption and the energy market in Poland, Progress in Applied Electrical Engineering, PAEE, 2020.
4. Krajowy plan na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030, Ministerstwo Aktywów Państwowych, Warszawa 2020.
5. J. Marzecki, Sieci elektroenergetyczne w obiektach przemysłowych. Zagadnienia wybrane, Politechnika Warszawska, Warszawa 2015.
6. W. Nowak i in., Stan i potrzeby rozwojowe sieci elektroenergetycznych w procesie transformacji niskoemisyjnej w Polsce, Europejski Instytut Miedzi, 2017.
7. Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Operator S.A., 2022.
8. Raport, Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032, PSE, Warszawa 2020.
9. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej, Agencja Rynku Energii, Warszawa 2020.
10. B. Wnukowska, M. Mrugała, Czynniki wpływające na poziom niezawodności zasilania zakładów produkcyjnych, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2022.
11. B. Wnukowska, D. Pisulska, Awarie sieci dystrybucyjnych, Collegium Witelona, 2023.
12. https://energetyka.wnp.pl/notowania/zapotrzebowanie_mocy_kse
13. https://forum-energii.eu/pl/dane-o-energetyce/za-rok-2021
14. https://www.pse.pl/obszary-dzialalnosci/krajowy-system-elektroenergetyczny/informacje-o-systemie