Kablowanie sieci dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia

Przedstawiono w nim wyniki statystycznej analizy wartości wymienionych wskaźników jakościowych dla Polski oraz innych krajów europejskich. Przeanalizowano zależność między ich wartościami, a stopniem „skablowania” całej sieci elektroenergetycznej. Przedstawiono szereg wniosków z przeprowadzonych analiz oraz badań. Elektroenergetyka jest niezbędnym składnikiem infrastruktury cywilizacyjnej i gospodarczej. Wzrost zapotrzebowania na moc i energię elektryczną jest oznaką rozwoju gospodarczego państwa. Problem niezawodności całego systemu elektroenergetycznego jest priorytetowym zagadnieniem właśnie ze względu na wymogi współczesnej gospodarki. Także indywidualny odbiorca energii elektrycznej ma bardzo wysokie wymagania odnośnie ciągłości i jakości dostaw energii elektrycznej. Energia elektryczna uważana jest za najważniejszy nośnik energii w gospodarstwach domowych. W wielu przypadkach jest ona jedynym systemowym nośnikiem energii.

Przerwa w jej dostawie wpływa na wiele aspektów życia domowników. Między innymi dezorganizuje ich życie, naraża na powstanie strat materialnych, a w skrajnym przypadku może prowadzić do zagrożenia zdrowia lub życia. Pomimo że w ostatnich latach nastąpił znaczny rozwój obszarów wiejskich i obecnie poziom życia w miastach i na wsi jest porównywalny, nadal występuje między nimi istotna różnica w ciągłości zasilania energią elektryczną, co pokazują zawodnościowe wskaźniki techniczne oraz ekonomiczno-gospodarcze. Taka sytuacja wymusza stały rozwój oraz modernizację dystrybucyjnych sieci elektroenergetycznych, zwłaszcza sieci terenowych. Konieczne jest więc także prowadzenie badań niezawodnościowych, pozwalających na wskazanie najbardziej zawodnych obiektów i urządzeń elektroenergetycznych.

W ostatnim czasie pojawiło się wiele publikacji i opracowań wskazujących na konieczność szybkiego zastąpienia napowietrznych linii elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia liniami kablowymi. Działanie takie ma wpłynąć na znaczne zwiększenie ciągłości zasilania odbiorców z sieci energetyki zawodowej. Pojawia się jednak szereg wątpliwości, czy takie działania prowadzone w oderwaniu od innych inwestycji są uzasadnione zarówno z technicznego, jak i ekonomicznego punktu widzenia. Zawarte w artykule uwagi i wnioski mają charakter dyskusyjny i w zamierzeniu Autora powinny wywołać polemikę wszystkich podmiotów zainteresowanych problemem ciągłości zasilania odbiorców energią elektryczną.

Parametry oraz wskaźniki wykorzystywane do oceny niezawodności oraz ciągłości dostaw energii elektrycznej do odbiorców

W literaturze polskiej do oceny niezawodności stosuje się najczęściej takie wskaźniki, jak: średnia intensywność awarii, średni czas trwania awarii, współczynnik zawodności oraz średni roczny czas trwania awarii, a także średnia wartość niedostarczonej do odbiorców energii [7, 8, 11, 20].

W międzynarodowych dokumentach normalizacyjnych oraz w opracowaniach naukowych i statystycznych wykorzystywane są odmienne wskaźniki. Do najczęściej prezentowanych należą [2, 3, 18]:

• SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) – systemowy wskaźnik średniej liczby (częstości) przerw na odbiorcę, zdefiniowany jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w ciągu roku do liczby odbiorców przyłączonych do sieci. Jeżeli nie ustalono inaczej, SAIFI nie obejmuje krótkich przerw o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty w zależności od przyjętej konwencji),
• CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) – średnia liczba przerw na dotkniętego wyłączeniem odbiorcę, zdefiniowana jako iloraz liczby wszystkich przerw nieplanowanych w ciągu roku do liczby wyłączonych odbiorców,
• MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index) – wskaźnik średniej liczby przerw chwilowych dla odbiorcy, ustalony jako średnia w ciągu roku liczba krótkich przerw w zasilaniu o czasie trwania poniżej 3 minut lub poniżej 1 minuty, jakiej może spodziewać się odbiorca. Jest obliczany jako stosunek liczby wszystkich przerw krótkich w ciągu roku do liczby odbiorców przyłączonych do sieci,
• SAIDI (System Average Interruption Duration Index) – systemowy wskaźnik średniego (przeciętnego) rocznego czasu trwania przerw, wyznaczony jako roczna suma czasu trwania wszystkich przerw (w minutach), podzielona przez całkowitą liczbę odbiorców przyłączonych do sieci,
• CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) – średni czas trwania przerwy. Jest to średni czas potrzebny do przywrócenia zasilania odbiorcy w przypadku wystąpienia przerw nieplanowanych. Obliczany jest jako suma czasu trwania wszystkich przerw w zasilaniu odbiorców (w minutach) podzielona przez liczbę wszystkich wyłączeń odbiorców. Jeżeli nie ustalono inaczej, ­CAIDI nie obejmuje krótkich przerw o czasie trwania poniżej 3 minut (lub 1 minuty),
• ASAI (Average Service Availability Index) – wskaźnik dyspozycyjności zasilania, określony jako stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach) gdy zasilanie było dostępne do czasu, gdy było ono zapotrzebowane,
• ASUI (Average Service Unavailability Index) – wskaźnik niedyspozycyjności zasilania, określony jako stosunek czasu w ciągu roku (w odbiorco-godzinach) gdy zasilanie było niedostępne do czasu, gdy było ono zapotrzebowane,
• AENS (Average Energy Not Supplied) – średnia (oczekiwana) roczna ilość energii niedostarczonej, określona jako stosunek energii niedostarczonej odbiorcom w ciągu roku do liczby odbiorców przyłączonych do sieci.

Wskaźniki niezawodnościowe sieci dystrybucyjnych w Polsce

W tabeli 1. przedstawione zostały wskaźniki charakteryzujące ciągłość zasilania odbiorców z sieci energetyki zawodowej (SAIDI, SAIFI oraz MAIFI), natomiast w tabeli 2. parametry niezawodnościowe najważniejszych obiektów elektroenergetycznych, jakimi są linie napowietrzne i kablowe średniego oraz niskiego napięcia, a także transformatory. 

Dane te są wartościami uśrednionymi dla całego kraju. Analizując je można stwierdzić, iż ulegają one stałej poprawie (z wyjątkiem wskaźnika MAIFI). Niestety jest to poprawa bardzo nieznaczna. Nasuwa się wręcz sugestia, iż przy aktualnym stanie wiedzy i technologii poprawa parametrów niezawodnościowych samych urządzeń możliwa jest w bardzo ograniczonym zakresie. Istnieją jednak liczne możliwości poprawy niezawodności całej sieci dystrybucyjnej i zwiększenia ciągłości zasilania odbiorców poprzez poprawę jakości eksploatacji sieci (częstsze przeglądy, wycinka drzew itp.) oraz zmianę struktury sieci (zmiana konfiguracji sieci, rezerwowanie urządzeń, które najczęściej ulegają awariom, wymiana przestarzałych urządzeń na nowoczesne). W literaturze można znaleźć wiele publikacji poruszających wymienione zagadnienia [4, 9, 13, 14, 15].

Kablowanie linii dystrybucyjnych jako metoda zwiększania ciągłości zasilania – analiza statystyczna

W ostatnim czasie coraz częściej pojawiają się głosy o konieczności kablowania dystrybucyjnych linii elektroenergetycznych niskiego oraz średniego napięcia. Żądania te nasilają się szczególnie w przypadkach rozbudowy sieci, ale dotyczą również przebudowy linii już istniejących. Jednocześnie Ministerstwo Energii zapowiada, iż w kolejnych latach krajowy plan skablowania sieci będzie elementem polityki energetycznej Polski. Powstaje więc pytanie, czy celowa, planowa wymiana linii napowietrznych, często w dobrym stanie technicznym, na linie kablowe jest uzasadniona zarówno z technicznego, jak i ekonomicznego punktu widzenia.

Analizując doświadczenia krajów europejskich można stwierdzić, iż występuje bardzo silna korelacja pomiędzy stopniem skablowania sieci a wskaźnikami charakteryzującymi ciągłość zasilania odbiorców. W tabeli 3. przedstawione zostały wskaźniki ciągłości zasilania dla wybranych krajów europejskich [5]. Dane te zostały także zaprezentowane na rysunku 1.

Zależność osiąganych wskaźników dostępności sieci, reprezentowanych w tym przypadku przez wskaźniki SAIDI oraz SAIFI, od stopnia skablowania sieci SN i nn, przedstawiona na rysunku 1, świadczy o znacznie większym wpływie czynników środowiskowych, w tym zjawisk atmosferycznych, na elektroenergetyczną sieć napowietrzną. Mimo to wskazać należy na pojawiające się wyjątki. Przypadkiem takim jest Malta, która mimo wysokiego wskaźnika skablowania sieci, wynoszącego 93,9%, w roku 2014 miała wskaźniki bardzo wysokie, a mianowicie ­SAIDI = 571 min/odbiorcę oraz SAIFI = 3,6 wyłączenia/odbiorcę. Tak wysoki wskaźnik był spowodowany wystąpieniem nietypowych, dla tego kraju burz, którym towarzyszyły ulewne deszcze oraz wyładowania atmosferyczne. Spowodowały one uszkodzenia sieci napowietrznej, ale także na skutek obsunięcia gruntu oraz zalania wodą liczne awarie sieci kablowej. Czy więc rzeczywiście samo skablowanie sieci napowietrznej jest antidotum na występowanie przerw w zasilaniu odbiorców energii elektrycznej?

Ze względu na lokalne uwarunkowania geograficzne oraz klimatyczne nie zawsze możliwe jest wykorzystanie doświadczeń innych krajów w elektroenergetyce polskiej. Stąd istotna jest analiza zależności wskaźników dostępności sieci od stopnia skablowania dla elektroenergetyki krajowej. Wartości tych wskaźników za lata 2009–2017 zawiera tabela 1., natomiast stopień skablowania sieci SN, nn oraz łącznie SN i nn został zaprezentowany w tabeli 4.

Zależność wskaźników SAIDI oraz SAIFI i MAIFI, od stopnia skablowania sieci SN i nn w Polsce, przedstawia rysunek 2.

Zalety oraz wady koncepcji kablowania sieci dystrybucyjnych w Polsce

Polska posiada jeden z najniższych w Europie wskaźnik skablowania sieci średniego oraz niskiego napięcia. Linie napowietrzne dominują zwłaszcza w dystrybucyjnych sieciach terenowych. Skutkiem tego są znacznie gorsze wskaźniki dostępności sieci dla terenów wiejskich, niż dla terenów miejskich, gdzie dominuje sieć kablowa. Liczne awarie linii napowietrznych, zwłaszcza na terenach leśnych, zmusiły spółki dystrybucyjne do analizy możliwych wariantów modernizacji sieci w celu zwiększenia ciągłości zasilania odbiorców, ale także, co dla wielu spółek jest czynnikiem decydującym, ograniczenia kosztów zawodnościowych związanych z naprawami linii napowietrznych. Jako rozwiązanie, które może poprawić sytuację, wskazano skablowanie linii napowietrznych, zwłaszcza przebiegających przez tereny leśne. Krajowy plan skablowania sieci ma stać się elementem polityki energetycznej Polski [12]. Operatorzy poszczególnych sieci dystrybucyjnych pracują obecnie nad założeniami do Krajowego planu automatyzacji sieci elektroenergetycznej oraz zmiany technologii z linii napowietrznych na kablowe. Według wstępnych założeń w roku 2040 linie kablowe mają stanowić około 75% całkowitej długości linii SN.

Aktualna struktura użytkowanych linii dystrybucyjnych jest zróżnicowana dla poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych. Przekłada się to bezpośrednio na długość linii koniecznych do skablowania w celu osiągnięcia założonego stopnia skablowania sieci. Energa – Operator użytkuje w chwili obecnej około 132 tys. km linii napowietrznych oraz szacuje, że na swoim terenie będzie musiała przebudować ponad 38 tys. km linii SN, co w skali roku daje długość około 1850 km. Spółka podkreśla, iż nowe linie niskiego napięcia od wielu lat są budowane prawie wyłącznie w technologii kablowej. Tauron Dystrybucja użytkuje w chwili obecnej około 41 tys. km linii napowietrznych SN oraz planuje przeznaczyć na ich przebudowę około 2 mld PLN. Spółka podkreśla jednak, iż skala koniecznych działań jest olbrzymia i prace w tym zakresie potrwają wiele lat. W zakresie linii niskiego napięcia od wielu lat na terenie działania spółki budowane są prawie wyłącznie ciągi kablowe, natomiast w najbliższym czasie planowane są inwestycje związane z kablowaniem sieci nn miejskich oraz podmiejskich. PGE Dystrybucja użytkuje w chwili obecnej około 111 tys. km linii średniego napięcia z czego ponad 20 tys. km to linie kablowe, a 4,5 tys. linie izolowane lub niepełnoizolowane. Jako cel na najbliższe lata spółka postawiła sobie zwiększenie długości eksploatowanych linii kablowych do około 34,5 tys. km do roku 2023, co wiąże się z koniecznością skablowania w skali roku około 2880 km linii. Spółka podkreśla, iż nowe linie niskiego napięcia od wielu lat są budowane prawie wyłącznie w technologii kablowej [12].

Już tak pobieżna analiza struktury użytkowanych linii dystrybucyjnych pozwala na stwierdzenie, iż osiągnięcie docelowego stopnia skablowania na poziomie 75%, będzie trwało wiele lat oraz pochłonie znaczne środki finansowe. Istnieje więc konieczność dokładnej analizy planowanej inwestycji oraz rozważenie inwestycji alternatywnych, ewentualnie komplementarnych. Poniżej zostały przedstawione uwagi dyskusyjne dotyczące zalet oraz wad kablowania sieci dystrybucyjnych oraz samej eksploatacji linii kablowych:

1. Po występujących w Polsce okresowo burzach i nawałnicach, a także w warunkach oblodzenia i sadzi, najwięcej awarii występuje w liniach napowietrznych SN oraz nn. Podkreślić należy, iż najliczniejsze uszkodzenia obserwuje się w liniach przechodzących przez tereny leśne. Skablowanie tych linii pozwoli na wyeliminowanie uszkodzeń spowodowanych przez wiatr, upadające drzewa i gałęzie oraz wyładowania atmosferyczne.
2. Zaletą linii kablowych jest mniejsza uciążliwość dla otoczenia w warunkach normalnej eksploatacji (mały wpływ na krajobraz, mniejsze zagrożenie porażeniowe, mniejszy hałas, mniejsza ekspozycja na pola elektromagnetyczne).
3. Elektroenergetyczne sieci kablowe są znacznie droższe w budowie i eksploatacji, natomiast charakteryzują się znacznie mniejszymi kosztami zawodnościowymi.
4. Linie napowietrzne są tańsze w budowie oraz eksploatacji. Niższe są koszty ich przeglądów oraz konserwacji. Narażone są jednak na liczne czynniki atmosferyczne, jak wiatr, wyładowania piorunowe, oblodzenie i sadź, czy też przewracające się drzewa, które powodując uszkodzenia linii znacznie podwyższają koszty zawodności.
5. Koszty usuwania awarii są znacznie wyższe dla linii kablowych, ze względu na konieczność lokalizacji miejsca uszkodzenia kabla oraz konieczność jego odkopania (demontażu kanału kablowego). Sama procedura naprawy dla linii kablowych jest również znacznie bardziej skomplikowana, niż dla linii napowietrznych.
6. Duży wpływ na wartość wskaźnika SAIDI ma aktualna topologia sieci, zwłaszcza terenowych, w większości przypadków pozbawiona zupełnie możliwości rezerwowego zasilania odbiorców.
7. Krajowe sieci dystrybucyjne SN oraz nn są bardzo ubogo wyposażone w urządzenia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i sterowniczej, co oczywiście w dużej mierze jest skutkiem prymitywnej topologii sieci.
8. Znaczna część awarii spowodowanych przez przewracające się drzewa lub opadające gałęzie jest skutkiem braku, lub niewłaściwie prowadzonej przycinki. Nie ma możliwości uniknięcia wszystkich awarii spowodowanych przez drzewa, bowiem nawet w przypadku stosowania pasa przycinki zgodnego z normą [16] mogą zdarzyć się sytuacje łamania i opadania na przewody linii drzew z tzw. drugiego szeregu. Jednak staranna przycinka, jest w stanie ograniczyć te zjawiska do minimum.
9. Plany Spółek Dystrybucyjnych obejmują przede wszystkim kablowanie linii napowietrznych średniego napięcia przebiegających przez obszary leśne. Jak pokazują doświadczenia z innych branż, np. telekomunikacyjnej, prowadzenie linii kablowych przez obszary mocno zadrzewione posiada też wady. Przede wszystkim po kilku latach w miarę bezawaryjnej eksploatacji zaczynają pojawiać się uszkodzenia infrastruktury podziemnej spowodowane rozrostem korzeni drzew. Należałoby więc opracować specjalne standardy układania linii kablowych w terenach leśnych, które zapewniłyby ochronę kabli przed korzeniami drzew.
10. W chwili obecnej, statystyki awaryjności wskazują, iż około 8% przypadków uszkodzeń kabli SN jest skutkiem wyładowań atmosferycznych [7]. Świadczy to w dużej mierze o nieskutecznej ochronie przeciwprzepięciowej linii kablowych. Czy w takiej sytuacji i przy uwzględnieniu dłuższego czasu lokalizacji uszkodzenia w linii kablowej, wymiana linii napowietrznych na linie kablowe da oczekiwane rezultaty w zakresie ciągłości zasilania odbiorców?
11. Z powodu ograniczonego miejsca oraz podziemnej lokalizacji kabli, występują trudności w realizacji inwestycji związanych z rozwojem infrastruktury elektroenergetycznej, np. z przyłączaniem nowych odbiorców. Problem ten nie występuje zazwyczaj w liniach napowietrznych.
12. W przypadku linii kablowych istnieje konieczność wydzielenia pasa terenu nad ułożonym kablem, który może być użytkowany jedynie w ograniczonym zakresie. Obostrzenia są w tym przypadku znacznie większe niż w przypadku linii napowietrznych.
13. W sytuacji uszkodzenia linii kablowych, w większości przypadków istnieje konieczność wypłacenia odszkodowań właścicielom gruntów, na których doszło do awarii kabla, za zniszczenia które wystąpiły podczas usuwania uszkodzenia.
14. Proces kablowania sieci napowietrznych wywoła liczne procesy z obecnymi właścicielami gruntów i może się przeciągnąć na wiele lat.
15. W przypadku budowy linii kablowych występują poważne problemy prawne dotyczące własności gruntów, przez które kabel ma przebiegać. Do chwili ustalenia stanu prawnego wszystkich działek objętych inwestycją w zasadzie nie jest możliwe jej rozpoczęcie. Dodatkową zaletą izolowania linii jest w tym przypadku możliwość wykorzystania istniejącego słupa (-ów) linii SN czy nn, w przypadku problemów z posadowieniem nowego.
16. Podczas kablowania linii nn będzie istniała konieczność zaprojektowania licznych szaf rozdzielczych umożliwiających wyprowadzenie wielu przyłączy do budynków z uwzględnieniem konieczności budowy nowych przyłączy w przyszłości. Znacznie łatwiej jest zrealizować nowe przyłącze w liniach napowietrznych (rys. 3.).
17. Przy kablowaniu linii nn będzie istniała konieczność zmiany sposobu prowadzenia przyłączy światłowodowych oraz telekomunikacyjnych obecnie bardzo często podwieszanych na słupach linii elektroenergetycznych nn.
18. Przewody linii napowietrznych starzeją się znacznie wolniej niż kable elektroenergetyczne. Jest to spowodowane faktem, iż przewody linii napowietrznych nie mają własnej izolacji, natomiast w kablu występują osłony i ekrany, których właściwości izolacyjne ulegają stopniowemu pogorszeniu wraz z upływem czasu, nawet przy braku występowania czynników zewnętrznych. Proces destrukcji izolacji jest dodatkowo przyspieszany przez częste załączanie i wyłączanie kabla, podczas którego pojawiają się przepięcia oraz w przypadku przeciążania kabla.
19. Jak pokazują badania niezawodnościowe tańszym niż kablowanie sieci, byłoby jej izolowanie, polegające na zastąpieniu linii napowietrznych z przewodami gołymi liniami napowietrznymi z przewodami niepełnoizolowanymi (przewodami w osłonie). Rozwiązanie to także zapewnia większą ciągłość zasilania odbiorców. Należy również wspomnieć, że istnieją inne metody zwiększania ciągłości zasilania odbiorców energii elektrycznej, w wielu przypadkach znacznie tańsze niż kablowanie sieci [6]

Podsumowanie

Stan techniczny elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych może być oceniany na podstawie dwóch podstawowych kryteriów, tj. pod względem zaawansowania technicznego i technologicznego oraz pod względem stopnia zużycia wynikającego z wieloletniej eksploatacji. W pewnym zakresie kryteria te są ze sobą powiązane, ponieważ budowa lub modernizacja elementów sieci dystrybucyjnych realizowana jest najczęściej z wykorzystaniem nowoczesnych rozwiązań technicznych. W przypadku krajowych sieci dystrybucyjnych należy zwrócić uwagę na ich nienajlepszy stan, zarówno pod względem pierwszego, jak i drugiego kryterium. Według danych PTPiREE [21] około 60% stacji elektroenergetycznych SN/nn, ponad 70% linii napowietrznych SN oraz ponad 30% linii napowietrznych nn wybudowano ponad 25 lat temu i od chwili rozpoczęcia eksploatacji nie były one poddawane generalnym remontom, czy też modernizacjom. Jest to spowodowane wieloma czynnikami, w tym przede wszystkim barierami prawnymi oraz brakiem środków finansowych. Wiele obiektów nie ma ustanowionego prawa do służebności na gruntach, na których są zlokalizowane, co uniemożliwia przeprowadzenie modernizacji w zakresie wymagającym pozwolenia na budowę [17]. Także nasycenie sieci dystrybucyjnych automatyką elektroenergetyczną oraz zaawansowanymi układami pomiarowymi (AMI) jest znacząco za małe w stosunku do istniejących potrzeb.

W planach inwestycyjnych spółek dystrybucyjnych na najbliższe kilkadziesiąt lat powinno się uwzględnić z jednakowym priorytetem takie zagadnienia, jak [17, 19]:

• działania zmierzające do ograniczenia strat energii,
• zwiększenie ciągłości zasilania odbiorców z sieci dystrybucyjnych,
• przystosowanie sieci dystrybucyjnych do zwiększenia nasycenia lokalnymi źródłami energii,
• dostosowanie sieci dystrybucyjnych do możliwości bilansowania lokalnego,
• rozbudowa automatyki zabezpieczeniowej oraz sterowniczej, a także wprowadzenie na znacznie większą skalę automatyki rozproszonej i łączników sterowanych w głębi sieci,
• wprowadzenie na szeroką skalę inteligentnych systemów pomiarowych (AMI),
• powszechne wykorzystanie sygnalizatorów przepływu prądu zwarciowego,
• zwiększenie udziału prac pod napięciem, zwłaszcza w sieciach SN,
• rozwój łączności i systemów przesyłania danych w celu niezawodnego sterowania i zarzadzania pracą sieci.

W powyższym kontekście położenie przez spółki dystrybucyjne tak silnego nacisku na kablowanie sieci dystrybucyjnych, z pominięciem lub odsunięciem na dalszy plan innych inwestycji, wydaje się być błędem. Zwłaszcza że celem nadrzędnym tej inwestycji ma być zmniejszenie wskaźnika SAIDI oraz SAIFI, co może prowadzić do sytuacji w których w pierwszej kolejności kablowane będą linie nowe, zasilające znaczną liczbę odbiorców, a linie stare klasyfikujące się do modernizacji, ale zasilające małą grupę odbiorców, będą planowane do skablowania w kolejnych latach. Ponadto w niekorzystnych warunkach nawet dla sieci skablowanej istnieje możliwość wystąpienia wskaźników SAIDI oraz SAIFI o dużych wartościach. Oczywiście proces kablowania jest jak najbardziej uzasadniony, ale powinien być zaplanowany i rozłożony na co najmniej kilkadziesiąt lat, aby nakłady finansowe na jego realizację nie spowodowały braku środków na pozostałe, wskazane powyżej kierunki działań modernizacyjnych sieci dystrybucyjnych. W pierwszej kolejności kablowane powinny być te ciągi liniowe, które są już w znacznym stopniu wyeksploatowane. Przed rozpoczęciem procesu kablowania sieci dystrybucyjnych należy także rozwiązać wiele problemów wskazanych w artykule.

Jak zostało to zaznaczone we wstępie do artykułu, ma on charakter dyskusyjny i w zamierzeniu Autora powinien wywołać polemikę wszystkich podmiotów zainteresowanych problemem ciągłości zasilania odbiorców energią elektryczną, co do sensowności „powszechnego” kablowania sieci dystrybucyjnych.

Literatura

1. Agencja Rynku Energii, Statystyka elektroenergetyki Polskiej 2005 – 2017, Warszawa 2006 – 2018
2. Asgarpoor S., Mathine M., Reliability evaluation of distribution systems with non-exponential down times. IEEE Transations on Power Systems, May 1997, s. 579-584
3. Asgarpoor S., Mathine M.J., Distribution system reliability evaluation with aging equipment. Electric Power Systems Research, Vol. 33, Issue: 2, May, 1995, p. 133-137
4. Bewszko T., Planowanie i eksploatacja sieci elektroenergetycznych jako wielokryterialne problemy decyzyjne. Przegląd Elektrotechniczny Nr 8/2011, s. 16-20
5. CEER Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas Supply
6. Chojnacki A., Optimisation Of The Level Of Reliability Of Field Distribution Networks In The Context Of The Need To Provide A Reserve For Their Individual Elements, International scientific and technical conference “Progress in Applied Electrical Engineering” PAEE 2019, Kościelisko, 17 – 21.06.2019
7. Chojnacki A.Ł., Chojnacka K.J., Niezawodność elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych. Wydawnictwo Politechniki Świętokrzyskiej, Kielce, 2018, PL ISSN 1897-2691, PL ISBN 978-83-65719-28-7
8. Chojnacki A.Ł., Analiza niezawodności eksploatacyjnej elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych. Wydawnictwo Politechniki Świętokrzyskiej w Kielcach, 2013 ISSN 1897-2691
9. Gładykowski F., Zagrożenie dla linii napowietrznej 15 kV ze strony drzew rosnących w pobliżu. INPE Nr 144/2011
10. [http://lezajsk.nstrefa.pl/elinsbud/oze/elektryka-i-energetyka - dostęp z dnia 04.04.2019
11. Kowalski Z., Niezawodność zasilania odbiorców energii elektrycznej. Wydawnictwa Politechniki Łódzkiej, Łódź 1992
12. Krzyczkowski W., Kablowanie sieci energetycznych - kosztowny projekt na wiele lat. – Publikacja internetowa: https://www.bankier.pl/wiadomosc/Kablowanie-sieci-energetycznych-kosztowny-projekt-na-wiele-lat-4150347.html – dostęp z dnia 02.04.2019
13. Marzecki J., Modernizacja i kierunki rozwoju terenowych sieci niskiego i średniego napięcia. Przegląd Elektrotechniczny Nr 2/2019, s. 67-70
14. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia. Przegląd Elektrotechniczny Nr 3/2009, s. 196-199
15. Marzecki, J., Metody ekonomiczne stosowane do analizy i optymalizacji sieci rozdzielczych. Przegląd Elektrotechniczny Nr 9/2006, s. 69-74
16. Norma PN-EN 50341 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV
17. Nowak W., Szpyra W., Tarko R., Stan i potrzeby rozwojowe sieci elektroenergetycznych w procesie transformacji niskoemisyjnej w Polsce. Europejski Instytut Miedzi Copper Alliance, Wrocław 2017
18. Paska J., Niezawodność systemów elektroenergetycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa, 2005
19. Sowa P., Kurpas J., Niezawodność systemu elektroenergetycznego w ujęciu regulacji jakościowej. Przegląd Elektrotechniczny Nr 11/6, s. 292-294
20. Sozański J., Niezawodność zasilania energią elektryczną. WNT, Warszawa 1982
21. Tomczykowski J., Sieci energetyczne pięciu największych operatorów. Energia elektryczna Nr 5/2015

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!