Krajowa elektroenergetyczna sieć dystrybucyjna

Poza licznymi zaletami energia elektryczna charakteryzuje się jedną podstawową wadą – brak możliwości jej magazynowania w dużych ilościach. Źródła wytwórcze – elektrownie – muszą zatem produkować energię w ilościach dopasowanych do bardzo zróżnicowanego zapotrzebowania energii przez odbiorców, natomiast sektor przesyłowy musi – przesyłając ją – dostarczać odbiorcom. Specyfika działania sieci różnych napięć zalicza ich działanie do funkcjonowania w ramach tzw. monopolu naturalnego.

W krajowej sieci elektroenergetycznej wyróżnia się:

• system sieci przesyłowych o napięciach znamionowych 750, 400 i 220 kV na terenie całego kraju, który zarządzany jest przez Operatora Systemu Przesyłowego (OSP);
• systemy sieci dystrybucyjnych o napięciach znamionowych 110 kV i niższych (średnim SN i niskim nn) zarządzane są przez Operatorów Systemów Dystrybucyjnych (OSD) na obszarach ograniczonych ich działaniami.

Autorzy artykułu od wielu lat prowadzą analizę rozwoju sieci elektroenergetycznych w Polsce z punktu widzenia ich stanu, strat mocy i energii na drodze przesyłu oraz bezpieczeństwa zasilania odbiorców. W tym celu wykorzystywali dane statystyczne zawarte w rocznikach Agencji Rynku Energii „Statystyka elektroenergetyki Polskiej” [1], a rezultaty analiz dla różnych okresów czasu, przedstawili w pracach [2¸7]. W prezentowanym artykule Autorzy skoncentrowali się na charakterystyce polskich sieci elektroenergetycznych w okresie ostatnich pięciu lat XXI wieku (dostępne dane), tj. 2014¸2018 wykorzystując (tak jak w poprzednich pracach) dane statystyczne zawarte w [1]. Ponadto dla szerszej analizy rozwoju sieci dane statystyczne z ostatniego pięciolecia porównano z rokiem 2000, co pozwala ocenić zaistniałe zmiany w blisko dwudziestu latach XXI wieku.

Dla zilustrowania zmian poszczególnych wielkości wyznaczono, w oparciu o dane statystyczne zawarte w rocznikach [1], średnioroczne wartości przyrostów (dodatnich lub ujemnych) poszczególnych wielkości opisujących sieci elektroenergetyczne różnych napięć dla poniższych przedziałów czasowych według zależności:

dla okresu ostatnich 5 lat (tj. 2018–2014):

dla okresu lat 2018–2000:

gdzie:

X2000, X2014, X2018 – wartości badanej wielkości odpowiednio w latach 2000, 2014, 2018.

W artykule przeanalizowano zmiany następujących wielkości:

• strukturę odbiorców zasilanych na różnych poziomach napięć i ilości dostarczanej im energii elektrycznej,
• stan sektora przesyłowego i dystrybucyjnego, w skład którego wchodzą linie elektroenergetyczne różnych napięć, stacje rozdzielcze i transformatorowo-rozdzielcze, odpowiadające za rozdział i transformację energii elektrycznej w sieci.

Odbiorcy energii elektrycznej w Polsce

Odbiorcy energii elektrycznej, ze względu na specyfikę potrzeb, przyłączani są do sieci elektroenergetycznych różnych poziomów napięć: wysokiego WN (110 kV), średniego SN (1¸60 kV) i niskiego nn (do 1 kV). W tabelach 1–3 zestawiono dla poszczególnych grup odbiorców:

• liczbę odbiorców,
• ilość dostarczanej energii elektrycznej,
• dostawy energii elektrycznej na jednego odbiorcę końcowego.

Średnioroczne przyrosty analizowanych wielkości zestawiono w trzech dolnych wierszach tabel 1–3. Dodatkowo zmiany ilości energii elektrycznej wprowadzonej do sieci na trzech poziomach napięć w pięcioleciu 2014–2018 zilustrowano na rysunku 1.

Dane zawarte w tabelach pozwalają ocenić następujące zmiany jakie wystąpiły w analizowanych latach XXI wieku u odbiorców energii elektrycznej w Polsce:

• liczba odbiorców zasilanych z sieci najwyższych i wysokich napięć stanowi – tak jak w poprzednich latach – mało liczną grupę, tj. 0,2% wszystkich odbiorców, a dostawy energii elektrycznej tym odbiorcom są na poziomie 20% łącznej energii dostarczanej wszystkim odbiorcom;
• najbardziej dynamicznie wzrastało wykorzystanie sieci średniego napięcia, tak pod względem dostaw energii (średni roczny przyrost ponad 3% od roku 2000, a w ostatnich latach ponad 4%), jak i liczby odbiorców (średni roczny przyrost ponad 2% od roku 2000, a ponad 3% w roku 2018 w stosunku do roku poprzedniego);
• największą liczebnie grupą odbiorców – około 87% – są gospodarstwa domowe i rolne GDiR, jednak przy znacznie mniejszym udziale w dostawach energii – blisko 23%;
• porównując gospodarstwa domowe i rolne GDiR zlokalizowane w miastach i na wsi (odbiorcy skupieni i rozproszeni) widać ustabilizowaną tendencję wzrostową, z wyjątkiem roku 2018, w którym nastąpiło zmalenie dostaw energii do GDiR w miastach w porównaniu do roku 2017;
• interesującym jest fakt w całym analizowanym okresie, odbiorcy GDiR w miastach charakteryzują się spadkiem wartości wskaźnika dostaw energii na odbiorcę, natomiast tendencja wzrostowa tego wskaźnika utrzymuje się na terenach wiejskich.

Infrastruktura krajowej sieci elektroenergetycznej

Podstawowymi elementami sieci elektroenergetycznych są linie przesyłowe różnych poziomów napięć, stacje rozdzielcze bądź transformatorowo-rozdzielcze oraz transformatory o różnych przekładniach napięciowych. Na podstawie danych statystycznych zaczerpniętych z [1] w tabelach 6–10 zestawiono:

• długości linii elektroenergetycznych napowietrznych i kablowych w podziale na napięcia wysokie i najwyższe (tab. 6.) oraz średnie i niskie (tab. 7.);
• liczbę stacji elektroenergetycznych w czterech grupach o górnym napięciu 750 i 400 kV, 220 kV, 110 kV i SN (tab. 8.);
• liczbę i moce transformatorów o przekładni NN/(NN + WN), WN/SN, SN/SN i SN/nn (tab. 9. i 10.).

Ponadto w każdej tabeli podano średnioroczne przyrosty a dla poszczególnych wielkości. Dodatkowo na rysunkach 2. i 3. zilustrowano przykładowo zmiany długości linii kablowych SN i nn oraz zmiany mocy znamionowej transformatorów zainstalowanych stacjach energetycznych.

Analizując dane liczbowe zestawione w tabelach 6-10 można scharakteryzować stan polskich sieci elektroenergetycznych i występujące zmiany na przestrzeni wybranych pięciu ostatnich lat XXI wieku.

Linie elektroenergetyczne:

• ogółem w Polsce pracuje blisko 844 tys. km linii napowietrznych i kablowych różnych napięć, w tym blisko 49 tys. km linii NN i WN (5,8%), 315,4 tys. km linii SN (37,4%) oraz 479,5 tys. km linii nn (56,8%);
• długości linii napowietrznych znacznie przekraczają długości linii kablowych na wszystkich poziomach napięć;
• podkreślić należy dynamiczny wzrost długości linii kablowych najwyższych i wysokich napięć, co ilustruje wartość średniorocznego przyrostu powyżej 12% (choć w ostatnim roku wskaźnik ten wyniósł tylko a2018÷2017 = 2,7%);
• udział linii kablowych SN nie przekracza 30%, a linii nn – 35%, przy czym dwukrotnie szybciej wzrasta długość linii SN (a_SN = 2,83%) w stosunku do linii nn (a_nn = 1,43%);
• istniejąca linia napowietrzna 750 kV jest jedyną polską linią o tym napięciu, stąd przyrost a_750kV = 0; natomiast obserwuje się regres w długościach linii napowietrznych 220 kV, dla których a_220kV = –0,20%,
• zauważyć można nieco wolniejszy (szczególnie w ostatnich latach) przyrost długości linii napowietrznych 400 kV, chociaż wskaźniki średniorocznych przyrostów są najwyższe w porównaniu ze wskaźnikami dla linii pozostałych poziomów napięć (a_400kV = 6,1%).

Stacje elektroenergetyczne:

• wzrost liczby stacji jest konsekwencją rozwoju linii poszczególnych poziomów napięć;
• najszybszy rozwój zauważa się w przypadku stacji o górnym napięciu 400 kV, a tendencję malejącą w liczbie stacji o górnym napięciu 220 kV;
• ustabilizowany jest przyrost liczby stacji 110 kV i SN.

Transformatory:

• łącznie zainstalowanych jest blisko 270 tys. transformatorów, z czego ponad 98% stanowią transformatory rozdzielcze SN/nn;
• łączna moc znamionowa zainstalowanych transformatorów przekracza nieco 175 tys. MVA, przy stosunkowo równomiernym podziale na poszczególne grupy, a mianowicie: transformatory NN/(NN + WN) – 33,4%, transformatory WN/SN – 34,4% i transformatory SN/nn – 29,1% (transformatory SN/SN – tylko 3,1%).

Zauważa się około dwukrotnie szybszy wzrost wartości łącznej mocy znamionowej transformatorów WN/SN (a_moc = 2,55%) od wzrostu ich liczby (a_liczba = 1,32%), co wskazuje na instalowanie transformatorów o większych mocach znamionowych w stosunku do transformatorów zainstalowanych wcześniej;

Średnia moc transformatorów eksploatowanych w roku 2018 wynosiła:

• NN/(NN + WN) Sśr = 272,7 MVA,
• WN/SN Sśr = 21,3 MVA,
• SN/nn Sśr = 0,193 MVA = 193 kVA.

Analizując stan i rozwój sieci elektroenergetycznych warto uwzględnić również rodzaj odbiorców, którzy zasilani są z sieci rozdzielczych średniego i niskiego napięcia, czyli odbiorców miejskich (odbiorca skupiony) i wiejskich (odbiorca rozproszony). Dynamiczny rozwój w ostatnich latach budownictwa tzw. jednorodzinnego na obszarach podmiejskich (identyfikowanych jako obszary wiejskie) spowodował znaczny wzrost potrzeb elektroenergetycznych na tych obszarach. W rocznikach [1] brak szczegółowych danych rozróżniających sieci elektroenergetyczne na terenach miejskich i wiejskich. Dla potrzeb oceny stanu wiejskich sieci dystrybucyjnych Autorzy przeprowadzali wcześniej analizę porównawczą sieci wiejskich i miejskich na bazie uzyskanych wówczas danych. Niektóre wyniki tych analiz prezentowane były m.in. na Ogólnopolskich Konferencjach pt. „Elektroenergetyka na terenach wiejskich – ETW” w roku 2006 [8, 9] i 2009 [10]. Ostatnią taką charakterystykę infrastruktury wiejskich sieci elektroenergetycznych przedstawiono w referacie własnym na Konferencji pt. „Energetyka we wsiach i rolnictwie” (Warszawa – 2012), opublikowanym w „Wiadomościach Elektrotechnicznych” [11]. Autorzy bardzo żałują, że ww. dane nie są publikowane, gdyż nie pozwala to na szczegółową analizę tak ważnej części sieci zasilającej najliczniejszą grupę odbiorców.

Wskaźniki niezawodnościowe sieci dystrybucyjnej SN i nn

Każdy odbiorca – niezależnie od charakteru potrzeb – oczekuje pewnych dostaw energii elektrycznej. Przerwy w zasilaniu często powodują występowanie określonych strat finansowych oraz dyskomfort wynikający z braku dostaw energii elektrycznej. Operatorzy sieci dystrybucyjnych (OSD), zdając sobie sprawę z w/w niedogodności, coraz większą uwagę zwracają na zagwarantowanie ciągłości zasilania odbiorcom energii elektrycznej. Przerwy w zasilaniu wynikają zazwyczaj z awaryjności elementów sieci, lecz mogą też wystąpić z powodu przeprowadzanych prac konserwatorskich, remontowych lub modernizacyjnych.

Od kilkunastu lat prowadzona jest rejestracja wskaźników zawodnościowych w dwóch obszarach.

Obszar I obejmuje dane zawodnościowe poszczególnych elementów sieci, takich jak:

• wartości wskaźników charakteryzujących awaryjność elementów sieci SN i nn,
• liczba i częstość uszkodzeń głównych elementów sieci SN i nn.

Obszar II obejmuje dane dotyczące czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców, takich jak:

SAIDI – wskaźnik przeciętnego (średniego) systemowego czasu trwania przerwy długiej w dostawach energii elektrycznej (podawany w minutach/odbiorcę);

SAIFI – wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich w dostawie energii (podawany w liczbie przerw/odbiorcę).

Wzorem wcześniejszych prac Autorów [2, 3, 4, 6] w niniejszym artykule skoncentrowano się na analizie awaryjności elementów sieci opartej na współczynniku awaryjności q, nazywanego również współczynnikiem zawodności lub współczynnikiem niezdatności, który uwzględnia nie tylko liczbę awarii elementów sieci zaliczanych do danej grupy (linie, transformatory), ale również czas przerwy w dostawach energii elektrycznej (suma czasu trwania awarii i czasu jej usunięcia). Należy podkreślić, że dla przedsiębiorstw sieciowych niezmiernie ważnym czynnikiem jest czas, w którym odbiorcy pozbawieni są dostaw energii elektrycznej.

Współczynnik awaryjności wynika z przeciętnej liczby awarii danego elementu lub układu sieciowego w ciągu roku oraz średniego czasu trwania awarii i wyznaczany jest według następujących wzorów:

dla linii elektroenergetycznych:

dla transformatorów:

gdzie:

wu_L, wu_TR – wskaźniki uszkodzeń odpowiednio linii i transformatorów,

Tp_l, Tp_TR – średnie czasy przerwy z powodu awarii, odpowiednio linii elektroenergetycznych i transformatorów.

W tabeli 11. zestawiono wartości współczynników awaryjności q obliczone na podstawie danych zawartych w rocznikach „Statystyki Elektroenergetyki Polskiej” [1] dla lat 2014–2018. Dla porównania podano także dane spotykane w literaturze [12, 13].

Analizując zestawione wartości współczynnika awaryjności q można zauważyć, że:

• zdecydowana poprawa niezawodności pracy wystąpiła dla dwóch elementów sieciowych:
• dla transformatorów SN/nn, dla których współczynnik awaryjności zmalał praktycznie o dwa rzędy wartości,
• dla linii kablowych średniego napięcia, dla których współczynnik awaryjności zmalał praktycznie o rząd wartości;
• uzasadnieniem tego faktu jest zdecydowanie wyższa jakość stosowanych elementów sieci (transformatory hermetyczne bezobsługowe i kable o izolacji z polietylenu sieciowanego) oraz znacznie krótszy czas likwidacji uszkodzenia;
• nieznaczną poprawę niezawodności pracy zauważa się również w przypadku linii kablowych niskiego napięcia;
• wzrost średnich wartości współczynnika awaryjności linii napowietrznych – tak średniego, jak i w szczególności niskiego napięcia – w porównaniu do danych literaturowych sprzed wielu lat, wskazywać to może na zły stan techniczny tych elementów (co skutkuje z reguły większą od normatywnej liczbą uszkodzeń); może również być konsekwencją (szczególnie dla linii SN) bardzo niekorzystnych warunków atmosferycznych, które wystąpiły w ostatnich latach.

Znajomość wartości współczynników awaryjności poszczególnych elementów sieci pozwalają w taki sposób prowadzić prace rozwojowe i modernizacyjne przez przedsiębiorstwa sieciowe, by zapewnić zminimalizowanie czasów przerw w zasilaniu pojedynczych odbiorców czego dowodem będą niższe wartości systemowego wskaźnika SAIDI (wskaźnik z II obszaru). Dla ilustracji przedstawiono w tabeli 12. – na podstawie [1] – wartości wskaźnika SAIDI w analizowanym pięcioleciu lat 2014–2018.

Przedstawione powyżej dane pozwalają jednoznacznie stwierdzić, że zdecydowane zmniejszenie wartości SAIDI obserwuje się dla przerw spowodowanych planowymi wyłączeniami. Czas przerw z tego tytułu zmalał o 54%. Mniej równomiernie maleją wartości SAIDI dla przerw nieplanowanych łącznie z przerwami spowodowanymi warunkami katastrofalnymi. Spadek wartości zmalał ok. 51%, ale w znacznie wzrósł o 32% w 2017 roku ze względu na niekorzystne warunki atmosferyczne. Na podstawie ww. danych można pozytywnie ocenić działania spółek dystrybucyjnych na rzecz poprawy pewności dostaw energii do odbiorców.

Podsumowanie

Zmiany polityczno-społeczno-gospodarcze po roku 1990 w Polsce wywołały różne zmiany w zapotrzebowaniu energii elektrycznej przez odbiorców. Od roku 2000 (czyli w wieku XXI) obserwuje się jedynie w niektórych grupach wzrost liczby odbiorców i zapotrzebowania na energię elektryczną. Podobnie stabilny wzrost infrastruktury sieciowej zauważalny jest tylko w pewnych jej segmentach. W podsumowaniu sformułowano kilku ogólnych wniosków dotyczących rozpatrywanego okresu lat 2014–2018:

• zauważalny i stały jest wzrost liczby odbiorców i dostaw energii elektrycznej zasilanych z sieci średniego napięcia OSD;
• stosunkowo równomierny jest wzrost liczby odbiorców i dostaw energii elektrycznej zasilanych z sieci niskiego napięcia OSD, tak na obszarach miast, jak i wsi;
• dynamiczny rozwój obserwuje się w liniach napowietrznych 400 kV, a szczególnie najbardziej rozwijały się w ostatnich latach linie kablowe NN i WN;
• pojawia się tendencja malejąca w długości linii napowietrznych SN (a < 0), a nawet nn (a2018-2014 = – 0,36), natomiast zauważalny jest szybszy wzrost długości linii kablowych SN i nn;
• najszybszy rozwój zauważa się w przypadku stacji o górnym napięciu 400 kV – tak liczby stacji, jak i liczby oraz mocy instalowanych w nich transformatorów – jest to konsekwencja dynamicznego rozwoju linii 400 kV;
• awaryjność rozpatrywanych elementów sieci SN i nn jest na ustabilizowanym poziomie.

Literatura

1. Statystyka Elektroenergetyki Polskiej 2018, Wyd. Agencja Rynku Energii, Warszawa 2019 (oraz wcześniejsze roczniki z lat 2015 – 2018).
2. Niewiedział E., Niewiedział R., Aktualny stan elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych w Polsce z punktu widzenia bezpieczeństwa zasilania odbiorców, w: Mat. Konferencji nt. Aktualne problemy budowy, rozwoju i eksploatacji sieci energetycznych w Polsce (ISBN 978-83-931190-1-1), Warszawa 2010, s. 17–34.
3. Niewiedział E., Niewiedział R., Krajowa sieć dystrybucyjna średniego i niskiego napięcia, w: Mat. 45 Konferencji z cyklu Inżynieria elektryczna i energetyczna – projektowanie, budowa, eksploatacja, Łochów 2012, s. 121÷139.
4. Niewiedział E., Niewiedział R., Krajowe sieci dystrybucyjne a bezpieczeństwo zasilania odbiorców, elektro.info, 2014, nr 1/2, s. 18÷23.
5. Niewiedział E., Niewiedział R., Infrastruktura Krajowej Sieci Elektroenergetycznej w latach 2000 ÷ 2014, Biuletyn Techniczny Oddziału Krakowskiego SEP (ISSN 1426-742X), Kraków 2016, Nr 3 (66), s. 13÷20.
6. Niewiedział E., Niewiedział R., Charakterystyka krajowej sieci dystrybucyjnej w XXI wieku, elektro.info, 2017, nr 9 (157), s. 24÷30.
7. Niewiedział E., Infrastruktura KSE w XXI wieku,  Energia Elektryczna (ISSN 1897-3833), 2018, Część 1: nr 2, s. 18÷20; Część 2: nr 3, s. 19÷23.
8. Niewiedział E., Niewiedział R., Ocena aktualnego stanu wiejskich elektroenergetycznych sieci rozdzielczych, w: Mat. III Ogólnopolskiej Konferencji nt. Elektroenergetyka na terenach wiejskich (ISBN 83-89008-94-7), Nałęczów 2006, s. 10–17.
9. Niewiedział E., Niewiedział R., Prognozowanie potrzeb rzeczowych w zakresie modernizacji i rozwoju sieci elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia na terenach wiejskich, Przegląd Elektrotechniczny, R. 82, 2006, nr  9, s. 63–65.
10. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektro-energetycznych, INPE, 2009, Nr 122-123, s. 75–85.
11. Niewiedział E., Niewiedział R., Potrzeby rozwojowe i modernizacyjne sieci elektroenergetycznej na terenach wiejskich, Wiadomości Elektrotechniczne, 2012, nr 8 (1030), s. 3–10.
12. Sozański J.: Niezawodność zasilania energią elektryczną. WNT, Warszawa 1982.
13. Praca zbiorowa (pod red. S. Kujszczyk): Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze. PWN, Warszawa 1994.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!