Analiza zmian sieci dystrybucyjnej w latach 2016-2020

Stan sieci dystrybucyjnej ma kluczowe znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dla kilkunastu milionów odbiorców. Warunkuje także możliwość przyłączenia nowych źródeł, nowych odbiorców. Aby sieć działała możliwie niezawodnie, zwiększała potencjał przyłączenia OZE, operatorzy dystrybucyjni realizują inwestycje, które przekładają się m.in. na kilometry nowych linii i nowe stacje.

W artykule analizie poddano sumaryczne dane dotyczące sieci dystrybucyjnych eksploatowanych przez pięciu największych operatorów sieci, tj. PGE Dystrybucja, Tauron Dystrybucja, Energa-Operator, Enea Operator oraz innogy Stoen Operator. Analizy dokonano za okres ostatnich pięciu lat, ze szczególnym uwzględnieniem lat 2016 i 2020. Wyniki przedstawiono dla podstawowych elementów sieci dystrybucyjnej, tj. linii, stacji i transformatorów, które podzielono ze względu na napięcie znamionowe na linie wysokiego (WN), średniego (SN) i niskiego napięcia (nn) oraz stacje i transformatory WN i SN.

Na rysunku 1 pokazano długości linii elektroenergetycznych z podziałem na napięcia. Jak widać, w sieci dystrybucyjnej najdłuższe są linie niskiego napięcia, a najkrótsze linie wysokiego napięcia. Porównując lata 2016 i 2020, na każdym poziomie napięcia nastąpił wzrost długości linii, z czego największy miał miejsce dla linii niskiego napięcia (rys. 2).

Na koniec 2020 roku długość linii wysokiego napięcia to prawie 34 tys. km. W porównaniu do 2016 roku jest to więcej o 525 km, co daje wzrost długości o 1,6 proc. (rys. 2). Linie WN to w 98 proc. linie napowietrzne, warto jednak zaznaczyć, że z wybudowanych w analizowanym okresie linii aż 225 km to linie kablowe (rys. 3), co daje 68-procentowy wzrost tego typu rozwiązania w stosunku do 2016 roku.

Sieć średniego napięcia, ze względu na wpływ na ocenę niezawodności zasilania odbiorców w energię elektryczną, w ostatnich latach była powodem szczególnego zainteresowania OSD [2]. Stąd działania operatorów w celu zmniejszenia wskaźników SAIDI i SAIFI w tym obszarze są najbardziej widoczne. Chodzi tu przede wszystkim o kablowanie linii. Potwierdzają to pokazane na rysunku 4 długości poszczególnych typów linii SN. Nadal jednak linie SN to w większości (66,2 proc.) linie napowietrzne z przewodami gołymi.

Zmiany w latach 2016-2020 w zakresie długości poszczególnych typów linii SN pokazano na rysunku 5. Największa to wzrost długości linii kablowych o ponad 12 tys. km i likwidacja przeszło 8 tys. km linii napowietrznych z przewodami gołymi. Zauważalne jest jeszcze ponad 4 tys. km nowych linii napowietrznych z przewodami w osłonie. Największe procentowe zmiany dotyczą linii izolowanych, ale wynika to ze zdecydowanie mniejszego wolumenu tego typu linii. Efektem działań OSD jest wzrost w stosunku do 2016 roku o 3,3 p.p. udziału linii kablowych, który na koniec 2020 roku wyniósł 28,4 proc.

Elementem poprawy niezawodności zasilania jest również skracanie długości ciągów liniowych SN. Z przedstawionych na rysunku 6 danych wynika, że w analizowanym okresie nastąpiło zmniejszenie najdłuższych ciągów. Jednocześnie nowo budowane linie charakteryzują się ciągami liniowymi poniżej 20 km. Na koniec 2020 roku stanowiły one 80,3 proc. wszystkich ciągów.

Kolejną inwestycją OSD, która poprawia niezawodność dostaw energii elektrycznej, to budowa w sieci SN łączników zdalnie sterowanych pozwalających na szybką lokalizację zwarcia w sieci. W latach 2016-2020 wybudowano prawie 7 tys. tego typu urządzeń. Około 90 proc. łączników z telesterowaniem to rozłączniki sterowane zdalnie w liniach napowietrznych w głębi sieci SN.

Podobnie jak w przypadku linii SN, linie elektroenergetyczne niskiego napięcia budowane są jako linie kablowe lub linie z przewodami izolowanymi. W analizowanym okresie nastąpił wzrost długości linii o prawie 18 tys. km. W tym samym czasie zlikwidowano ponad 16 tys. linii z przewodami gołymi. Mimo tych działań największy udział w ramach linii nn na koniec 2020 roku miały linie z przewodami gołymi – 38 proc.

Jednymi z najważniejszych elementów sieci dystrybucyjnej, mającymi fundamentalne znaczenie dla jej funkcjonowania, są stacje elektroenergetyczne wysokiego napięcia, czyli tzw. Główne Punkty Zasilające. W 2020 roku takich stacji było 1537, o 34 więcej niż w 2016 roku. Znacznie większą grupą stacji są jednak stacje średniego napięcia, które ze względu na rolę, jaką pełnią w sieci, możemy podzielić na stacje SN/nn i stacje SN/SN.

Wśród stacji SN podstawowa grupa to stacje SN/nn (99 proc.). Służą one do zasilania sieci elektroenergetycznych niskiego napięcia, czyli zapewniają dostawę energii elektrycznej do milionów odbiorców, przede wszystkim do gospodarstw domowych. Stacje SN/nn możemy podzielić ze względu na budowę na stacje wnętrzowe (w tym kontenerowe) i napowietrzne (w tym napowietrzno-wnętrzowe). Prawie 70 proc. stacji to stacje napowietrzne wykonywane najczęściej jako stacje słupowe. Warto jednak zauważyć, że w ostatnich latach zmniejszyła się liczba stacji słupowych na korzyść stacji wnętrzowych, co zapewne związane jest z preferowanym przez OSD standardem budowy linii średniego napięcia jako linii kablowych.

Automatyzacja sieci SN wymaga instalowania w stacjach SN/nn w głębi sieci urządzeń telemechaniki i automatyki zabezpieczeniowej. W tym zakresie widać wyraźne działanie operatorów dystrybucyjnych. W 2020 roku w stosunku do 2016 roku było dwa razy więcej stacji SN/nn wyposażonych w telemechanikę.

Mimo obserwowanego w ostatnich latach spadkowego trendu zużycia energii elektrycznej, wzrosła średnia moc transformatorów zainstalowanych zarówno w stacjach wysokiego, jak i średniego napięcia.

Dużo ciekawych wniosków można wyciągnąć z informacji o wieku sieci elektroenergetycznej. Największy stopień zużycia cechuje linie napowietrzne WN (110 kV). Prawie 80 proc. z nich wybudowano ponad 25 lat temu i od tamtego czasu, ze względu na bariery prawne oraz brak odpowiednich środków finansowych, w większości przypadków nie było wymienianych lub modernizowanych, a przechodziło jedynie wymagane przeglądy i remonty. Natomiast zupełnie inaczej przedstawia się sytuacja linii kablowych WN. Ich „młody wiek” nie wynika jednak z tego, że OSD szczególnie inwestują w odtworzenie tej części majątku, tylko z faktu, iż to rozwiązanie, co prawda coraz częściej, ale nadal jest stosunkowo rzadko stosowane.

Trochę lepiej w tym kontekście prezentują się stacje WN. 18 proc. z nich ma poniżej 10 lat, co wskazuje, że w przypadku sieci WN inwestycje w stacje są większe niż w linie. Jednak największe inwestycje widać w przypadku transformatorów WN. Najliczniejsza grupa ma poniżej 10 lat. Jest to zapewne w części zasługą programów unijnych, gdzie wymiana transformatorów wpisywała się w takie cele jak zwiększenie potencjału przyłączenia OZE czy ograniczanie strat energii elektrycznej.

Z perspektywy kilku lat widać starzejące się linie napowietrzne SN, co jest wynikiem tego, że remontowane linie odtwarzane są najczęściej jako linie kablowe. Tylko 7 proc. linii napowietrznych do 10 lat i jednocześnie 48 proc. w wieku powyżej 40 lat (o 12 p.p. więcej niż w 2016 roku) jest najgorszym wynikiem spośród prezentowanych elementów sieci. Zupełnie odwrotnie jest w przypadku linii kablowych SN – coraz więcej jest nowych linii i coraz mniej tych w wieku powyżej 40 lat. Mimo że coraz więcej budowanych jest linii kablowych SN, to infrastruktura kablowa odmładza się bardzo wolno. Od 2016 roku o 5 p.p. wzrósł udział linii kablowych SN, które mają poniżej 10 lat.

W przypadku stacji i transformatorów SN/nn sytuacja wygląda podobnie jak w przypadku WN, więcej inwestycji w transformatory niż w stacje. Tutaj również wsparciem były fundusze unijne, w ramach których operatorzy wymienili kilkanaście tysięcy najstarszych transformatorów SN/nn.

W przypadku linii niskiego napięcia stosunkowo dobrze wyglądają linie kablowe. 31 proc. z nich jest w wieku poniżej 10 lat. Gorzej przedstawia się sytuacja linii napowietrznych. Tylko 14 proc. linii jest w wieku poniżej 10 lat. W porównaniu do 2016 roku o 5 p.p. wzrosła grupa powyżej 40 lat i tylko o 1,5 p.p. grupa do 10 lat.

Generalnie wiek infrastruktury dystrybucyjnej można ocenić jako zaawansowany. Większość z elementów sieci OSD przekroczyło 25 lat, stąd w celu zapewnienia coraz wyższych wskaźników niezawodności pracy sieci oraz bezpieczeństwa dostaw wymagana jest jej modernizacja i rozbudowa. Wyniki przedstawione w [1] wskazują, że jest to także problem europejskich operatorów dystrybucyjnych.

Podsumowanie

Widoczne w ostatnich pięciu latach zmiany sieci dystrybucyjnej można wytłumaczyć zmieniającym się otoczeniem, w jakim funkcjonują operatorzy systemów dystrybucyjnych. Najważniejszym wydarzeniem w tym okresie było prowadzenie regulacji jakościowej, która narzuciła znaczne ograniczenie wskaźników niezawodnościowych. Spowodowało to wdrożenie przez OSD działań takich jak przebudowa linii napowietrznych średniego napięcia na kablowe oraz automatyzacja sieci SN (telemechanika w stacjach SN, łączniki sterowane radiowo). Ukierunkowanie na tego typu inwestycje było na tyle duże, że przełożyło się na zauważalny wzrost poziomu skablowania linii SN, udziału stacji SN/nn wyposażonych w telemechanikę. Jednak poza wybranymi elementami sieci (liniami kablowymi) pozostała, większa część infrastruktury elektroenergetycznej jest w znacznej mierze w wieku powyżej 40 lat, co wymusza pilną potrzebę jej modernizacji. Należy jednak zaznaczyć, że nakłady inwestycyjne na obecnym poziomie, jak pokazuje statystyka, nie poprawiają struktury wiekowej sieci. Efekty daje dopiero ukierunkowane, zwiększone inwestowanie, tak jak to miało miejsce np. w przypadku kablowania sieci SN.

JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI
Biuro PTPiREE

Literatura:
[1] Connecting the dots: Distribution grid investment to power the energy transition, Eurelectric 2021.
[2] J. Tomczykowski, Kluczowa rola linii SN w ocenie niezawodności sieci dystrybucyjnych, ,,Energia Elektryczna’’ nr 8/2019.
[3] Raport PTPiREE „Energetyka. Dystrybucja i przesył”, 2017 rok (dane za 2016).
[4] Raport PTPiREE „Energetyka. Dystrybucja i przesył”, 2021 rok (dane za 2020).