Polska infrastruktura sieciowa z roku na rok jest coraz starsza. Aby zachować jakość świadczonych usług, OSD muszą zainwestować niemałe sumy w modernizację sieci elektroenergetycznych. Nakładów finansowych wymaga również wdrażanie rozwiązań z zakresu nowoczesnej energetyki – Smart Grid. O bieżących potrzebach sektora energetycznego i przyszłości budowy inteligentnej sieci opowiedział Michał Roman, Dyrektor Pionu Zarządzania Majątkiem Sieciowym w Energa Operator, Koordynator Rady Dyrektorów Majątku Sieciowego OSD przy PTPiREE.

Michał Roman, Dyrektor Pionu Zarządzania Majątkiem Sieciowym w Energa Operator,
Koordynator Rady Dyrektorów Majątku Sieciowego OSD przy PTPiREE.

Rozmawiała: Izabela Żylińska

Czy i dlaczego polska sieć energetyczna wymaga modernizacji? Co się stanie, jeśli tego nie zrobimy w najbliższych latach?

Wiele z elementów sieci należących do polskich OSD przekroczyło ponad 40 lat. W celu konieczności zapewnienia coraz wyższych wskaźników niezawodności pracy sieci i zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wymagana jest ich pilna modernizacja i rozbudowa. Patrząc na wyniki przedstawione na wykresie, możemy mówić o starzejącej się infrastrukturze sieciowej w Polsce. W przypadku sieci dystrybucyjnej, największy stopień zużycia cechuje linie napowietrzne 110 kV i 15 kV (WN i SN). Prawie 80 proc. tych linii wybudowano ponad 25 lat temu i od tamtego czasu, ze względu na bariery prawne oraz brak odpowiednich środków finansowych, w większości przypadków nie były one modernizowane (wykres). Przechodziły jedynie niezbędne przeglądy i remonty bieżące.

Ze względu na to, że awaryjność linii średniego napięcia ma największy wpływ na wskaźniki niezawodności dostaw energii elektrycznej do odbiorców, OSD koncertują swoje działania właśnie w tym zakresie. Należy jednak pamiętać, że sieć elektroenergetyczna służąca do przesyłania energii elektrycznej do odbiorców, to cały szereg elementów nie tylko na poziomie średniego napięcia. Dlatego w budżetach OSD muszą znaleźć się środki także na modernizację urządzeń wysokiego i niskiego napięcia.

W jaki sposób należałoby przeprowadzić proces modernizacji sieci energetycznej? Które elementy wymagają natychmiastowych napraw i zmian?

Kierunki modernizacji sieci elektroenergetycznych wynikają z analizy ich awaryjności, wieku oraz wpływu danej grupy urządzeń na wskaźniki techniczne niezawodności dostaw energii. Stąd jako najbardziej priorytetowe możemy wymienić następujące działania:

• modernizacja/wymiana najbardziej awaryjnych odcinków sieci,
• wymiana linii SN z przewodami gołymi na linie kablowe lub linie z przewodami w osłonie izolacyjnej,
• skracanie ciągów SN poprzez dobudowę stacji WN/SN,
• zmiana topologii sieci SN (budowa nowych powiązań, domykanie sieci SN/stacji SN/nn zasilanych jednostronnie do układów pierścieniowych),
• automatyzacja i monitorowanie pracy sieci SN,
• budowa nowoczesnych kanałów łączności na potrzeby zdalnego sterowania pracą sieci oraz bieżącego monitorowania parametrów elektrycznych,
• wdrożenie odpowiednich narzędzi IT na potrzeby sterowania pracą sieci (np. SCADA FDiR, systemy okołoscadowe klasy DMS).

Czy warto od razu wdrażać Smart Grid, czy możemy sobie pozwolić na poczekanie z „uinteligentnianiem” sieci?

W ostatnim czasie spółki dystrybucyjne przeprowadziły wiele analiz, które miały na celu określenie najwłaściwszego sposobu osiągania najwyższych parametrów jakościowych dostaw energii elektrycznej dla swoich odbiorców. Jednoznacznie określono, że największy wpływ na poziom wskaźników typu SAIDI/SAIFI mają urządzenia średniego napięcia (aż w 80 proc. całkowitej wartości tych mierników). Oczywiście, główne sposoby obniżania awaryjności linii elektroenergetycznych to niezmiennie modernizacje i wymiana majątku. Dotyczy to w szczególności, tak jak już wcześniej wspomniano, wymiany napowietrznych linii średniego napięcia z przewodami gołymi na linie kablowe lub na linie z przewodami w osłonie izolacyjnej oraz skracania ciągów średniego napięcia poprzez wyprowadzenia nowych kierunków ze stacji typu GPZ lub budowa nowych stacji tego typu. Jednak te procesy, ze względu na ich złożoność, problemy prawne oraz wielkość koniecznych do poniesienia nakładów finansowych niezbędnych do ich realizacji, będą trwały przez następne lata. Dla zwiększenia efektu z ponoszonych na odtwarzanie majątku sieciowego inwestycji należy jednocześnie wdrażać rozwiązania informatyczne, które pozwolą na zautomatyzowanie sposobu zarządzania pracą linii elektroenergetycznych, jak np. system FDIR, którego niepodważalną zaletą jest ułatwienie i przyspieszenie procesu lokalizacji uszkodzonych odcinków sieci oraz jej automatycznej rekonfiguracji. Dla jego najefektywniejszego działania, niezbędne jest wdrożenie sieci inteligentnych, które na bieżąco mogą dokonywać przeliczeń inżynierskich, dotyczących parametrów elektrycznych linii, a także przeprowadzać automatyczne przełączenia układów zasilania lub podpowiadać służbom nadzorującym pracę urządzeń, optymalne scenariusze łączeń w danej chwili. Każda zwłoka w rozpoczęciu działań zmierzających do „uinteligentniania” naszych sieci spowoduje, że tym dłużej i mniej efektywniej będziemy pracować nad poprawą wskaźników SAIDI/SAIFI.

Czy wśród spółek energetycznych istnieją obawy dotyczące przyszłej inteligentnej sieci?

Sieci inteligentne to nieuchronna i najbliższa przyszłość. Są one wdrażane przez wszystkich operatorów. Ich wykorzystanie przyczyni się do szerszego zakresu automatycznego sterowania urządzeniami co znacząco poprawi niezawodność pracy sieci dystrybucyjnej. Osiągnięcie odpowiedniego poziomu sieci inteligentnej wymaga od OSD nowoczesnej infrastruktury elektroenergetycznej, zdolnej zapewnić wyższy poziom informatyczny procesom monitorowania, analizy i sterowania. Obecna sieć energetyczna powstała w znacznej mierze kilkadziesiąt lat temu i nie została zaprojektowana dla realizacji tego typu zadań. Budując nowe urządzenia elektroenergetyczne czy planując modernizację istniejących zakłada się, że będą one miały jak najwięcej funkcjonalności tzw. inteligentnej sieci. Spółki energetyczne nie tylko nie obawiają się „inteligentnej przyszłości”, ale wręcz dużo środków (finansowych i organizacyjnych) kierują dla wdrożenia w życie projektów, które mają na celu zautomatyzowanie pracy zarządzanego majątku elektroenergetycznego. Zdają sobie sprawę, że te zadania będą trwały kilka, kilkanaście najbliższych lat i każde opóźnienie może spowodować trudności w osiągnięciu właściwego i wymaganego przez odbiorców poziomu niezawodności sieci dystrybucyjnej.

Serdecznie dziękuję za rozmowę.

Struktura wiekowa wybranych elementów sieci dla pięciu największych OSD na koniec 2017 r.
Źródło: Raport „Energetyka przesyłowa i dystrybucyjna”, PTPiREE, 2018

Artykuł ukazał się w ramach czasopisma "Smart Grids Polska" 1/2019(21).

© Materiał chroniony prawem autorskim - wszelkie prawa zastrzeżone.
Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy ARTSMART Izabela Żylińska.