Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych

Podano krótką charakterystykę odbiorców wiejskich oraz infrastruktury wiejskiej sieci elektroenergetycznej SN i nn. Wymieniono kierunki rozwoju tej sieci. Stwierdzono, że poważną przeszkodą w jej rozwoju jest mała lub wręcz ujemna opłacalność dla dystrybucyjnych przedsiębiorstw energetycznych. Na podstawie uśrednionych kosztów z 2006 roku roczne potrzeby finansowe na odtworzenie, modernizację i rozwój sieci elektroenergetycznej na terenach wiejskich oszacowano na ok. 2,9 mld zł.

Rozwój każdego kraju, w tym również Polski, uzależniony jest w dużym stopniu od rozwoju elektroenergetyki, tak w zakresie źródeł wytwórczych jak i sieci przesyłowych oraz dystrybucyjnych wszystkich poziomów napięć. Odbiorcy korzystający z energii elektrycznej dla różnych celów (np. produkcyjnych, usługowych, oświetleniowych, urządzenia AGD) mają jedno podstawowe wymaganie, aby dostawy energii były pewne o możliwie wysokiej jakości. Obecny stan elektroenergetyki w naszym kraju jest niezadowalający. Konsekwencje tego stanu są szczególnie odczuwalne przez odbiorców rozproszonych, czyli odbiorców zlokalizowanych na terenach wiejskich i podmiejskich. Przerwy w zasilaniu oraz niska jakość energii powodują, że odbiorcy ci pozbawieni są często możliwości korzystania z energii, bez której trudno sobie wyobrazić egzystencję w obecnym czasie.

Problemu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej odbiorcom jest dostrzegany przez rząd, co uwidocznione jest w zapisach ostatniej wersji dokumentu Ministerstwa Gospodarki POLITYKA ENERGETYCZNA POLSKI DO 2030 ROKU, wyznaczającego strategię państwa w zakresie energetyki w perspektywie blisko ćwierćwiecza. Oto niektóre z nich, które łączą się bezpośrednio z odbiorcami rozproszonymi:

• rozwój sieci przesyłowych i dystrybucyjnych poprawi niezawodność pracy sieci, a informacja o możliwych lokalizacjach mocy wytwórczych ułatwi podejmowanie decyzji o inwestycjach;
• istotnym elementem poprawy bezpieczeństwa energetycznego jest rozwój energetyki rozproszonej wykorzystującej lokalne źródła energii;
• energetyka odnawialna to z reguły niewielkie jednostki wytwórcze zlokalizowane blisko odbiorcy, co pozwala na podwyższenie lokalnego bezpieczeństwa energetycznego oraz obniżenie strat przesyłu.

Realizacja powyższych zadań, a dodatkowo wywiązanie się przez przedsiębiorstwa energetyczne z obowiązku zmniejszenia strat sieciowych, wymaga poprawnego stanu układów sieci elektroenergetycznych. Spełnienie ich możliwe jest poprzez modernizację obecnych układów sieciowych i budowę nowych elementów sieci.

Zapisy dotyczące zadań stojących przed przedsiębiorstwami energetycznymi w zakresie dostaw energii elektrycznej znajdują się w dwóch podstawowych aktach prawnych:

• Ustawa Prawo energetyczne z 1997 r. z późniejszymi nowelizacjami (Dz. U. z 1997 r. Nr 54, poz.348, Dz. U. z 2006 r. Nr 89 poz. 625 )
• Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. Nr 93, poz.623)

Krótka charakterystyka odbiorców wiejskich

Rozwój sieci elektroenergetycznych poprzedzony musi być analizą zmian zapotrzebowania energii przez odbiorców w długim horyzoncie czasowym. Dla zilustrowania tych zmian w tabeli 1 zestawiono wartości charakterystycznych wielkości sprzedaży energii elektrycznej w okresie od 1990 do 2007 roku w rozbiciu na odbiorców wiejskich i miejskich.

Na podstawie zestawionych danych można zauważyć, że:

• odbiorcy miejscy zużywają o ok.5% więcej energii elektrycznej na jednego odbiorcę niż odbiorcy wiejscy,
• odwrotnie kształtuje się zużycie w gospodarstwach domowych rolnych, zużycie gospodarstwa wiejskiego jest o ok. 20% wyższe od zużycia gospodarstwa miejskiego,
• odbiorcy rozproszeni charakteryzują bardziej dynamicznym wzrostem zużycia energii elektrycznej niż odbiorcy miejscy tzw. skupieni (średnie roczne przyrosty są w większości przypadków wyższe dla wsi),
• mniejszy jest przyrost liczby odbiorców ogółem i gospodarstw domowych i rolnych na wsi w porównaniu z miastem.

Tabela 1. Charakterystyczne wielkości sprzedaży energii elektrycznej w mieście i na wsi w latach 1970 – 2000

*) GDiR – gospodarstwa domowe i rolne

Infrastruktura wiejskiej sieci elektroenergetycznej SN i nn

Aktualne dane o krajowej infrastrukturze sieciowej zawierają roczniki Agencji Rynku Energii „Statystyka Elektroenergetyki Polskiej”. Brak w nich jednak danych szczegółowych rozróżniających sieci na terenach miejskich i wiejskich. Dla potrzeb oceny stanu wiejskich sieci dystrybucyjnych autorzy przeprowadzili w roku 2006 analizę porównawczą sieci wiejskich i miejskich na bazie uzyskanych wówczas danych. Niektóre wyniki tych analiz prezentowane były m.in. na poprzedniej Ogólnopolskiej Konferencji ETW 2006 [1]. Obecnie – dla potrzeb określenia trendów zmian występujących w infrastrukturze sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia na terenach miejskich i wiejskich – zestawiono liczbę stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn oraz moce zainstalowanych w nich transformatorów, długości linii elektroenergetycznych średniego i niskiego napięcia z rozróżnieniem sposobu ich wykonania – napowietrzne i kablowe (tab. 2 – 4). Dla poszczególnych elementów zestawień określono występujące wówczas roczne wskaźniki zmian i porównano je odpowiednio z aktualnie występującymi w krajowej sieci elektroenergetycznej wskaźnikami (tab. 5).

Tabela 2. Stacje transformatorowo-rozdzielcze SN/nn

Tabela 3. Długości linii elektroenergetycznych średniego napięcia (SN)

Tabela 4. Długości linii elektroenergetycznych niskiego napięcia (nn)

Tabela 5. Roczne wskaźniki zmian ilościowych wybranych elementów krajowej sieci rozdzielczej SN/nn

Analizując zestawione w tabelach 2 – 5 wartości rocznych wskaźników zmian ilościowych poszczególnych elementów
sieciowych można stwierdzić, co następuje:

• przyrost liczby stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn (transformatorów SN/nn) utrzymuje się praktycznie w obu analizowanych okresach (2002 – 2005 i 2005 – 2007) na tym samym poziomie, tj. około 0,8% rocznie;
• nieco większy jest przyrost mocy transformatorów, przekraczający w latach 2002 – 2005 wartość 1% i sięgający
  dla lat 2005 – 2007 wartości 1,5%;
• przyrosty długości linii napowietrznych, tak średniego jak i niskiego napięcia, są procentowo bardzo małe, przy czym dla miast zauważalna jest nawet tendencja malejąca;
• procentowe przyrosty długości linii kablowych na wsi są wyższe niż dla miast, ale należy mieć na uwadze fakt, że ich bezwzględne długości są znacznie niższe; odwróciła się natomiast tendencja do ich wzrostu – w latach 2002 – 2005 większy był procentowy przyrost długości linii kablowych nn, natomiast w latach 2005 – 2007 większy był procentowy przyrost długości linii kablowych SN.

Udział liczby stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nn na terenach wiejskich był w 2005 roku [1] na poziomie 67,8% ogólnej liczby stacji SN/nn, przy znacznie niższym udziale zainstalowanych mocy znamionowych transformatorów – 39,0% i trzykrotnie mniejszej średniej mocy transformatora – 102 kVA w sieci wiejskiej w porównaniu z 331 kVA w sieci miejskiej. W tabeli 6 zestawiono średnie długości linii SN i nn przypadające na jedną stację SN/nn. Z porównania podanych wartości wynika, że występuje ustabilizowanie się średnich długości linii w latach 2002 – 2005, a jedynie w stosunku do roku 1995 [2] nastąpiły pewne zmiany – zmalała średnia długość linii nn przypadająca na jedną stację na terenach wiejskich i wzrosła średnia długość linii nn przypadająca na jedną stację na terenach miejskich.

Tabela 6. Powiązania linii SN i nn z stacjami transformatorowymi SN/nn

Ustabilizowane są również średnie wartości liczby odbiorców przypadających na jedną stację SN/nn i ilości energii elektrycznej sprzedawanej z jednej stacji SN/nn – ilustrują to dane zestawione w tabeli 7. Należy jednak podkreślić, że sieć wiejska jest bardziej rozbudowana – na jednego odbiorcę wiejskiego przypada ponad 5 razy dłuższy odcinek linii SN i ponad 3 razy dłuższy linii nn niż na odbiorcę miejskiego. Podobnie liczba stacji na 1000 odbiorców jest czterokrotnie wyższa w sieci wiejskiej niż w sieci miejskiej.

Tabela 7. Liczba odbiorców i sprzedaż energii elektrycznej w odniesieniu do jednej stacji SN/nn

Rozwój dystrybucyjnej sieci elektroenergetycznej

Przedsiębiorstwa energetyczne realizują inwestycje w następujących zakresach:

• budowa nowych i modernizacja dotychczas eksploatowanych elementów sieci – jako ogólna strategia zwiększenia majątku sieciowego niezbędnego dla poprawnej pracy sieci,
• przyłączenia nowych odbiorców do sieci,
• budowa sieci dla przyłączania źródeł generacji rozproszonej.

Zapewnienie poprawnej pracy sieci wymaga jej rozwoju, czyli budowy nowych elementów, które spowodują zmniejszenie strat sieciowych, awaryjności układów, poprawę warunków napięciowych, a w konsekwencji zmniejszenie kosztów eksploatacyjnych stałych i zmiennych przedsiębiorstwa energetycznego. Podobne oszczędności może uzyskać przedsiębiorstwo poprzez modernizację elementów sieci, która jest często niezbędna z uwagi na okres ich eksploatacji znacznie dłuższy od okresu amortyzacji i występujące znacznie wyższe koszty zapewnienia poprawnej pracy tych elementów.

Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii jest obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci z podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci na zasadzie równoprawnego traktowania, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia do sieci, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia i odbioru. W praktyce niewiele jest wniosków o przyłączenie, które nie spełniają warunków technicznych, a szczególnie ekonomicznych. Stąd przedsiębiorstwa realizują przyłączenia większości podmiotom, w tym również źródłom generacji rozproszonej przeznaczając na ten cel znaczącą część środków inwestycyjnych.

Problemy planowania rozwoju dystrybucyjnej sieci elektroenergetycznej

Przedsiębiorstwa energetyczne (zgodnie z zapisami Ustawy), które zajmują się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, sporządzają dla obszaru swojego działania plany rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną uwzględniając miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego albo kierunki rozwoju gminy określone w studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy. Przedsiębiorstwa sporządzają plany rozwoju na okresu nie krótsze niż 3 lata.

Plany obejmują między innymi:

• przewidywany zakres dostarczania energii elektrycznej,
• przedsięwzięcia w zakresie modernizacji, rozbudowy lub budowy sieci elektroenergetycznej,
• przewidywany sposób finansowania inwestycji, przewidywane przychody niezbędne do realizacji planów oraz harmonogram realizacji inwestycji.

Plany powinny zapewnić minimalizację nakładów i kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo energetyczne dla ograniczenia nadmiernego wzrostu stawek opłat przesyłowych przy zagwarantowaniu pewnych dostaw energii o wymaganej jakości.

Sporządzenie planów rozwoju przez przedsiębiorstwo energetyczne napotyka często bariery spowodowane brakiem planów zagospodarowania przestrzennego. Plany te powinny być przygotowane przez gminy i stanowić podstawę planowania oraz organizacji zaopatrzenia nie tylko w energię elektryczną, ale również w ciepło i gaz.

Wymagania w zakresie jakości napięcia i pewności zasilania

Aktualne przepisy prawne – Ustawa Prawo energetyczne oraz Rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego – podają wymagania odnośnie do jakości napięcia i pewności zasilania, zgodnie z poniższym:

• jakość napięcia – dla podmiotów zaliczanych do III, IV i V grupy przyłączeniowej (odbiorcy zasilani na średnim i niskim napięciu) wymagany standard jakości, w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń, zapisany jest następująco „w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ± 10% napięcia znamionowego”; 5% czasu, dla którego może być przekroczona wartość odchyleń wynosi ok. 8,4 godzin w tygodniu;
• pewność zasilania – podane są dopuszczalne czasy trwania jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania wyłączeń w ciągu roku kalendarzowego:
  • dla podmiotów z grupy przyłączeniowej III – wartości dopuszczalnych czasów określone są w umowie
  • oświadczeniu usług,
  • dla podmiotów z grupy przyłączeniowej IV i V dopuszczalne czasy wynoszą:
    • dla jednorazowej przerwy planowanej – 16 godzin, nieplanowanej – 24 godziny,
    • przerwy w ciągu roku, będącej sumą czasów przerw jednorazowych: dla jednorazowej przerwy planowanej – 35 godzin, nieplanowanej – 48 godzin.

Przyłączanie źródeł rozproszonych do sieci elektroenergetycznej

Bardzo ważnym zadaniem, które muszą rozwiązywać przedsiębiorstwa energetyczne jest przyłączenie źródeł generacji rozproszonej. Podstawowymi problemami, jakie występują przy włączaniu tych źródeł do sieci elektroenergetycznej, według [3] są:

• chimeryczność źródeł, tzn. nieoznaczoność ilości i czasu wprowadzenia wytworzonej energii do sieci, a w konsekwencji konieczność utrzymywania kosztownych rezerw mocy,
• odchylenia od poziomu lokalnych napięć poza granice normy,
• wpływy źródeł na straty mocy czynnej i biernej w sieci.

Nie sposób omówić wszystkie konsekwencje wynikające z przyłączenia źródeł rozproszonych do sieci. Poniżej opisano najważniejsze z nich.

Źródła generacji rozproszonej, jako źródła o małych mocach jednostkowych, najczęściej przyłączane są do sieci dystrybucyjnej średniego i niskiego napięcia (w wyjątkowychprzypadkach przy mocach rzędu megawatów do sieci 110 kV). Mogą być przyłączane bezpośrednio do sieci lub do odbiorcy (rzadziej stosowane). Rozwiązanie techniczne układu przyłączenia zależy od właściwości źródła i interakcji między źródłem a siecią. Przyłączenie źródeł generacji rozproszonej odbywa się w stosunkowo krótkich okresach (inaczej niż przy dużych elektrowniach systemowych) i na terenach, na których są możliwości wytwarzania energii elektrycznej według określonej technologii. Lokalizacja uwarunkowana jest dostępnością źródeł. Często sieć musi być dostosowana do możliwości lokalizacyjnych źródła rozproszonego. Ponadto niejednokrotnie odbiorcy oddaleni są od źródła i stąd konieczność budowy stosunkowo długich ciągów sieciowych, które pociągają za sobą dodatkowe koszty.

Możliwości współpracy źródeł rozproszonych z siecią elektroenergetyczną są następujące:

• współpraca równoległą z siecią,
• praca wyspowa,
• praca źródła wyłącznie w stanach awaryjnych,
• praca źródła lokalnego w stanach awaryjnych z możliwością współpracy równoległej z siecią,
• współpraca równoległa z siecią z możliwością ręcznego przełączania do pracy na sieć wydzieloną w przypadku utraty powiązania układu wytwórczo-odbiorczego z siecią nadrzędną.

Przyłączenie źródła rozproszonego do węzła systemu elektroenergetycznego powoduje zmianę stanu pracy tego systemu. Można stwierdzić, że źródła te powodują następujące problemy techniczne, które pociągają za sobą konkretne ograniczenia i muszą być na bieżąco rozwiązywane:

• dwukierunkowy rozpływ mocy,
• potencjalny wzrost wskaźników termicznych wyposażenia,
• obniżone możliwości regulacji napięcia – odchylenia i wahania napięcia mogą przekraczać normy w tym zakresie,
• podwyższone poziomy mocy zwarciowych w miejscu przyłączenia źródła,
• zmniejszenie skuteczności zabezpieczeń i mechanizmów koordynacji.

Tendencja do wprowadzania coraz większej liczby źródeł generacji rozproszonej będzie skutkowała nowym podejściem do pracy układów sieciowych. Współpraca tych źródeł będzie zależała w dużym stopniu od tego, jakie zadania będą  miały do spełnienia. Źródła rozproszone mogą być zastosowane dla specjalnych celów, np. dostawa mocy do konkretnego odbiorcy charakteryzującego się wysokimi wymaganiami w zakresie pewności zasilania. Źródła te mogą powoli stawać się głównymi źródłami energii elektrycznej. W takim przypadku obecna sieć będzie przekształcać się w tzw. mikrosieci, w skład których będą wchodzić: grupy odbiorców, nowoczesne urządzenia generujące o małej mocy oraz nowoczesnego systemu zabezpieczeń i monitoringu. Te mikrosieci będą mogły współpracować ze sobą np. wymieniając nadwyżki wytwarzanej mocy i energii.

Biorąc powyższe pod uwagę trzeba zdawać sobie sprawę z tego, że przyszła struktura sieci i ich eksploatacja może być dostosowana do innych wymagań. Zawsze jednak nadrzędnym jej zadaniem będzie transport energii od wytwórcy do odbiorcy o wysokiej jakości. Tradycyjna sieć dystrybucyjna może również stanowić niezbędne rezerwowe zasilanie.

Ekonomiczna efektywność wiejskich sieci elektroenergetycznych

Przedsiębiorstwa energetyczne, odpowiedzialne za dostawy mocy i energii elektrycznej do odbiorców, realizują swoje zadania poprzez układy sieciowe o różnej  konfiguracji. Podejmowanie decyzji o prowadzeniu sieciowych inwestycji rozwojowych i przyłączania nowych odbiorców poprzedzone musi być analizą ekonomicznej efektywności (opłacalności) planowanego przedsięwzięcia, wykonaną zgodnie z aktualnie stosowanymi kryteriami ekonomicznymi.

Do najbardziej reprezentatywnych kryteriów, uznawanych niejednokrotnie za najważniejsze, zalicza się:

• kryterium wartości bieżącej netto NPV, w którym bada się nadwyżkę strumienia wpływów nad strumieniem łącznych kosztów wyznaczonych dla zadanej stopy procentowej i założonego okresu ekonomicznej eksploatacji; warunek opłacalności nowej inwestycji sprowadza się do spełnienia nierówności: NPV ≥ 0, który oznacza, że wartość kryterialna NPV nie może być ujemna;
• kryterium wewnętrznej stopy zwrotu IRR, które pokazuje rzeczywistą stopę zysku (procentową) możliwą do uzyskania w odniesieniu do całego nakładu inwestycyjnego; warunek opłacalności: wartość kryterialna IRR musi być większa od stopy procentowej przyjętej za minimalnie dopuszczalną.

Opłacalność inwestycji sieciowych uzależniona jest od wielu, bardzo różnych czynników. W odniesieniu do inwestycji przyłączeniowych można wyszczególnić przede wszystkim:

• poziom nakładów inwestycyjnych, który często jest bardzo wysoki w odniesieniu do zasilania odbiorców wiejskich,
• udział przyszłego odbiorcy w nakładach inwestycyjnych, określony poprzez opłaty za przyłączenie,
• poziom nadwyżki stawek opłaty przesyłowej nad jednostkowymi kosztami eksploatacyjnymi stałymi i zmiennymi
• w okresie eksploatacji układu,
• stopień wykorzystania zdolności przesyłowych układu.

Specyfika spółek dystrybucyjnych działających w ramach tzw. monopolu naturalnego powoduje, że jednostkowe opłaty za usługę dostarczania mocy i energii elektrycznej są  zatwierdzane przez Urząd Regulacji Energetyki. Masowość odbiorców energii o bardzo różnym zapotrzebowaniu mocy i energii decyduje o wysokości stawek opłat, tzn. stawki odzwierciedlają jednostkowe koszty średniego odbiorcy grupy, a nie koszty pojedynczego odbiorcy. Różnice między opłatami a kosztami przesyłu energii występują szczególnie ostro w odniesieniu do odbiorców rozproszonych. Wymagają oni często budowy dłuższych ciągów sieciowych, czyli układów o wyższych nakładach kapitałowych. Taki stan pociąga za sobą w wielu przypadkach nieopłacalność dla spółek inwestowania w sieć elektroenergetyczną, głównie wiejską.

Opłacalność rozwojowych lub modernizowanych inwestycji sieciowych jest uzależniona od celu, jakiemu ma służyć np. poprawa pewności zasilania, zmniejszenia kosztów remontów, itd. W takich przypadkach chętnie wykorzystuje się kryterium kosztów rocznych, w którym pomija się spodziewane wpływy, a uwzględnia się jedynie wszystkie koszty. Decyzja o realizacji inwestycji podejmowana jest na podstawie wartości kryteriów wielu (przynajmniej dwóch)  wariantów spełniających te same zadania, a różniących się sposobem rozwiązania układu i jego wyposażeniem. Podkreślić należy, że w powyższych przypadkach można naturalnie stosować również kryteria NPV bądź IRR, przy czym dla tych kryteriów wpływami będą efekty gwarantowane przez nowe układy, np. efektem mogą być oszczędności na stratach energii lub zmniejszenie kosztów remontów wyeksploatowanych elementów sieci.

W jednym i drugim przypadku niezbędne jest przeprowadzenie każdorazowo analizy opłacalności, tak aby inwestycje rozwojowe i modernizacyjne w sieci przynosiły przedsiębiorcom spodziewany zysk. Trzeba jeszcze raz podkreślić, że niestety w wielu przypadkach inwestycje na terenach wiejskich nie spełniają tego wymagania, gdyż wpływy są niejednokrotnie znacznie niższe niż koszty, które powodują odbiorcy zasilani z tej sieci.

Kierunki rozwoju wiejskiej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia

Aktualne zagadnienia rozwoju sieci rozdzielczych średniego i niskiego napięcia przedstawione są w pracach [4, 5] oraz dyskutowane były na IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Prognozowanie w elektroenergetyce PE 2008” [6, 7].

Jerzy Marzecki w pracy [5] szczegółowo omawia przewidywane struktury terenowych (w tym wiejskich) sieci rozdzielczych SN i nn.

1. Sieci rozdzielcze SN powinny być jednostopniowe o napięciu znamionowym 20 kV lub 15 kV w zależności od lokalnych warunków. Napięcie 20 kV powinno się jednak uznawać za preferowane, tak ze względu na unifikację międzynarodową, jak i fakt, iż linie napowietrzne 15 kV (ze znikomymi wyjątkami) mają izolację na napięcie 20 kV, a także większość aparatury rozdzielczej jest nominowana tym poziomem napięcia. Napięcie sieci rozdzielczych niskiego napięcia – ze względu na unifikację międzynarodową – posiada od roku 2004 wartość 400/230 V.
2. Sieci średniego napięcia powinny pracować w układach otwartych (nie należy przewidywać pracy równoległej transformatorów w stacjach zasilających). Jako standardowe prądy zwarcia dla sieci SN uzasadnione są – występujące już od wielu lat [8] – dwa poziomy: 10 kA jako poziom podstawowy i 12,5 kA jako poziom specjalny, stosowany na wybranych obszarach (np. dla sieci miejskich).
3. W obszarach podmiejskich i małych miast typowym rozwiązaniem powinna być sieć kablowa, a w strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z niewielkim udziałem kabli (jako fragmentów sieci napowietrznej).
4. Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci napowietrznej SN powinien pozostać stosowany obecnie układ magistralno-odgałęźny ze stacjami na pojedynczych odczepach (rys. 1a). Wskazanym jest, by magistrala miała możliwość drugostronnego zasilania, natomiast odgałęzienia mogą nie mieć połączeń rezerwujących, chociaż celowość ich stosowania w sporadycznych przypadkach może być uzasadniona.
5. Stacje SN/nn powinny być lokalizowane możliwie w środku obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nn.
6. Dla sieci niskiego napięcia należy przewidywać w zasadzie układy otwarte. Można jednak rozpatrywać celowość stosowania tzw. uproszczonej sieci zamkniętej, jako jednego ze sposobów poprawy warunków napięciowych w istniejącej sieci.
7. W sieciach napowietrznych nn – niezależnie od rodzaju stosowanych przewodów linii: gołe czy izolowane – należy przewidywać układ magistralno-odgałęźny z magistralą zasilaną jednostronnie (połączenia rezerwujące ewentualnie tylko dla pojedynczych odbiorców wymagających zwiększonej pewności zasilania). Przyłącza i odgałęzienia przyłączone bezpośrednio do linii bez stosowania łączników.
8. Dla obszarów wiejskich podstawowym rozwiązaniem powinno być:
   • przy odbiorcach rozproszonych – sieć przewodów izolowanych zawieszanych na słupach;
   • przy zabudowie ciągłej lub zwartej – sieć kabli ziemnych lub mieszana: kabli ziemnych i przewodów izolowanych.

Tradycyjne linie z przewodami gołymi powinny być tylko rozwiązaniem uzupełniającym, stosowanym na terenach niezadrzewionych.

Postęp techniczny w budowie sieci spowodował, że coraz powszechniejsze jest stosowanie łączników zdalnie sterowanych (ŁZS), które poprawiają pewność zasilania i umożliwiają stosowanie nowych układów rozległych sieci średniego napięcia. Wprowadzenie tych łączników wymaga zmiany modelu sieci napowietrznej (p.4) zgodnie z zaleceniami przedstawionymi w pracy [4]. Do zdalnego sterowania łączników stosuje się zestaw, w skład którego wchodzi jeden lub więcej łączników oraz sterownik i transformator zasilający, wspólne dla wszystkich łączników zainstalowanych w danym węźle sieci. Ponieważ udział kosztu sterownika i transformatora zasilającego zestaw w łącznym koszcie zestawu jest znaczny, będzie zatem występowała tendencja do tworzenia mniejszej liczby węzłów odgałęźnych, przy czym będą to węzły z większą liczbą odchodzących linii. Mniej będzie zatem sieci o strukturze jak na rysunku 1a, a przeważać będą sieci o strukturze jak na rysunku 1b. Oddzielnym zagadnieniem jest optymalny wybór liczby i lokalizacji ŁZS. Problem ten został szeroko przedstawiony i częściowo rozwiązany w pracach [9, 10].

Analizując rozwiązania konstrukcyjne  poszczególnych elementów sieciowych w aspekcie planowania rozwoju wiejskiej sieci elektroenergetycznej średniego i niskiego napięcia należy uwzględniać przede wszystkim linie  napowietrzne z przewodami izolowanymi i nowoczesne stacje transformatorowo-rozdzielcze.

Linie napowietrzne z przewodami izolowanymi:

• na średnim napięciu – to zarówno linie z przewodami w pełni izolowanymi jak i linie z przewodami w osłonach izolacyjnych,
• na niskim napięciu – to linie z izolowanymi przewodami samonośnymi.

Zastosowanie przewodów izolowanych praktycznie całkowicie eliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i burze, śnieg i sadź na przewodach i drzewach [5]. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejsza nakłady na okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii, a w przypadku linii niskiego napięcia nie wymaga stosowania poprzeczników z izolatorami i pozwala na stosowanie słupów drewnianych.

Wybór rozwiązania konstrukcyjnego stacji transformatorowo- rozdzielczej SN/nn uzależniony będzie od występującego charakteru zabudowy. Dla tzw. odbiorców rozproszonych wskazanym jest stosowanie stacji słupowych (słupy z żerdzi strunobetonowych wirowanych) z transformatorem o mocy znamionowej do 400 kVA, zasilanych po stronie SN linią napowietrzną i wyprowadzeniami obwodów nn liniami napowietrznymi albo kablami ziemnymi. Konstrukcje wsporcze tych stacji przystosowane są do pełnienia w ograniczonym zakresie funkcji słupa krańcowego dla linii SN i nn. Przy zabudowie ciągłej lub zwartej, która może również wystąpić na terenach wiejskich, możliwe są dwa rozwiązania stacji:

• jednożerdziowe stacje słupowe SN/nn z transformatorem o mocy docelowej 630 kVA, zasilane po stronie SN linią napowietrzną lub kablową i odejściami kablowymi po stronie nn, wyposażone w przekładniki prądowe i napięciowe umożliwiające pośredni pomiar energii elektrycznej;
• małogabarytowe stacje transformatorowo-rozdzielcze SN/nn o mocach znamionowych  transformatorów od 250 do 630 kVA zapewniające wysoki poziom bezpieczeństwa i komfort obsługi stacji, zwartą budowę, niewielkie wymiary i wagę, łatwy transport oraz szybki montaż w terenie, mały zakres prac konserwacyjnych, estetyczny wygląd stacji umożliwiający dopasowanie wystrojem zewnętrznym do otoczenia (stacja nie stanowi dysonansu architektonicznego).

Podsumowanie

W niniejszym artykule zasygnalizowano wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia. Trudno je uszeregować według ważności. Można jednak stwierdzić, że poważną przeszkodą w rozwoju tej sieci jest mała lub wręcz ujemna opłacalność dla dystrybucyjnych przedsiębiorstw energetycznych. Rzeczowe i kapitałowe potrzeby rozwojowe oraz odtworzeniowe wiejskich sieci elektroenergetycznych planowane na lata 2007 - 2013 przedstawiono na Ogólnopolskiej Konferencji ETW 2006 [1] oraz na VIII Konferencji Naukowej „Prognozowanie w elektroenergetyce” [11]. Na podstawie uśrednionych kosztów jednostkowych poszczególnych elementów infrastruktury występujących w roku 2006, roczne potrzeby finansowe na odtworzenie, modernizację i rozwój krajowej sieci elektroenergetycznej na terenach wiejskich oszacowano na poziomie ok. 2,9 mld zł.

Selected problems of rural power network development

Abstract
Given is a short characteristic of rural consumers and of MV and LV rural power network  infrastructure. Specified are development directions of the network. Ascertained is that an important obstacle to development of this network is its low or even negative profitability for power  distributors. On the basis of averaged costs in the year 2006, the annual financial necessities for rural  areas power network restoration, modernization and development are estimated to be on the level of about 2,9 billion zls. Keywords: MV and LV rural power networks, directions and problems of development

Autorzy: Jerzy Kulczycki , Elżbieta Niewiedział, Ryszard Niewiedział

Literatura: