Strategia Energetyki Województwa Lubuskiego Załącznik 1 Analiza stanu istniejącego systemów energetycznych



Pobieranie 1.79 Mb.
Strona14/27
Data29.04.2016
Rozmiar1.79 Mb.
1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   27

1.15System elektroenergetyczny

1.15.1Charakterystyka przedsiębiorstw energetycznych działających na obszarze województwa


Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator S.A., (od 10 stycznia 2013r. nowa nazwa spółki Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. zwany dalej PSE S.A.), jest spółką z siedzibą w Konstancinie-Jeziornej, która zgodnie z decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr DPE-47-58(5)/4988/2007/BT z dnia 24 grudnia 2007 r., została wyznaczona Operatorem Systemu Przesyłowego elektroenergetycznego na okres od 1 stycznia 2008 r. do 1 lipca 2014 r.
Głównym celem działalności PSE SA jest świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej oraz zapewnianie bezpiecznej i ekonomicznej pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego, a także zapewnianie współdziałania tego systemu z innymi systemami elektroenergetycznymi, z którymi jest połączony. Jako operator systemu przesyłowego wymienione przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej jest odpowiedzialne za:

  • ruch sieciowy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym;

  • bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu;

  • eksploatację, konserwację i remonty oraz niezbędna, rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi.

Do obowiązków operatora systemu przesyłowego należy również bilansowanie systemu polegające na równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną, z dostawami energii oraz zarządzanie ograniczeniami systemowymi w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. W przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych w przepustowości tych systemów zarządzanie ograniczeniami systemowymi odbywa się w zakresie wymaganych parametrów technicznych energii elektrycznej.


Operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego na obszarze województwa lubuskiego jest spółka ENEA Operator powstała w grudniu 2006 roku jako spółka zależna ENEA S.A., z której została wydzielona zgodnie z dyrektywą 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającą dyrektywę 96/92/WE.

Przedsiębiorstwo prowadzi działalność na podstawie koncesji na dystrybucje energii elektrycznej, udzielonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w dniu 28 czerwca 2007 r. DEE/50/13854/W/2/2007/PKo z późn. zm., ważnej do dnia 1 lipca 2017 r. ENEA Operator Sp. z o.o. została wyznaczona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki operatorem systemu dystrybucyjnego w dniu 30 czerwca 2007 r. na okres od 1 lipca 2007 r. do 1 lipca 2017 r.


Najważniejszym obowiązkiem wymienionej spółki jest zapewnienie odbiorcom ciągłego dostępu do wysokiej jakości energii elektrycznej. Jego obowiązkiem jest:

  • dbałość o rozwój i systematyczne ulepszanie infrastruktury dystrybucyjnej w celu poprawiania jakości świadczonych usług,

  • planowanie rozwoju sieci z uwzględnieniem popytu na energię elektryczną oraz rozwoju mocy wytwórczej przyłączonych obiektów,

  • pozyskiwanie, przetwarzanie i udostępnianie danych pomiarowych sprzedawcom energii, wykonywania procedur zmiany sprzedawcy,

  • zapewnienie bezpieczeństwa zarówno infrastruktury,

  • zakup energii elektrycznej na pokrycie strat sieciowych na przejrzystych i niedyskryminacyjnych zasadach.

Działania przedsiębiorstwa skupiają się obecnie w następujących obszarach:



  • przyłączanie nowych odbiorców zapewniających wzrost sprzedaży usług dystrybucji,

  • zmniejszenie strat w dystrybucji energii, stosowanie profilaktyki sieciowej,

  • prowadzenie ruchu i utrzymanie sieci w odpowiednim stanie technicznym, poprawa jakości i pewności zasilania, poprawa bezpieczeństwa obsługi urządzeń elektroenergetycznych, rozwój systemów informatycznych i telekomunikacyjnych, a także środków transportu,

  • działania z zakresu zmniejszenia negatywnego wpływu wykorzystywanych urządzeń na środowisko.

Funkcję operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego na obszarach związanych z zasilaniem obiektów kolejowych pełni PKP Energetyka S. A., przekształcona z PKP Energetyka Sp. z o.o. Ważność posiadanej koncesji na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej została przedłużona Decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr DEE/237-ZTO/3158/W/2/2010/BT z dnia 12 maja 2010 r. na okres do 31 grudnia 2030 r.

Przedsiębiorstwo wchodzi w skład Grupy PKP, ale stanowi samodzielny podmiot prawa handlowego. Jest ogólnopolskim dostawcą energii elektrycznej, przede wszystkim w formie tzw. energii trakcyjnej, na potrzeby odbiorców kolejowych. Należy też do największych krajowych odbiorców energii elektrycznej (3,4% zużycia krajowego). Przedsiębiorstwo posiada sieć dystrybucyjną na terenie całego kraju, zlokalizowaną zarówno w centrach dużych miast, jak i na terenach słabiej zurbanizowanych oraz o niedostatecznie rozwiniętej infrastrukturze elektroenergetycznej, dzięki czemu skutecznie uzupełnia ofertę innych dostawców energii elektrycznej. W strukturze przedsiębiorstwa dystrybucją energii elektrycznej zajmuje się Oddział Dystrybucja Energii Elektrycznej w Warszawie, przy czym województwo lubuskie leży w obszarze działania podległych mu: Zachodniego Rejonu Dystrybucji z siedzibą w Poznaniu i Pomorskiego Rejonu Dystrybucji z siedzibą w Szczecinie. Do najważniejszych zadań, jakie postawiło przed sobą omawiane przedsiębiorstwo energetyczne na najbliższe lata należy:


  • modernizacja dotychczas eksploatowanych i budowa nowych obiektów zasilania sieci trakcyjnej (głównie podstacji trakcyjnych i linii zasilających podstacje) w ramach modernizacji linii kolejowych,

  • uruchomienie działalności w obszarze wytwarzania energii elektrycznej, obejmujące przede wszystkim udział Spółki w budowie siłowni wytwarzających energię elektryczną w kogeneracji z wytwarzaniem energii cieplnej oraz wykorzystujących paliwa odnawialne,

  • rozbudowa sieci dystrybucyjnej Spółki wynikająca z przyłączania nowych odbiorców energii elektrycznej (głównie podmiotów spoza rynku kolejowego),

  • rozbudowa potencjału technicznego służącego do świadczenia usług elektroenergetycznych, w tym modernizacji urządzeń sieci trakcyjnej.

Oprócz wymienionych koncesje na przesył energii elektrycznej na terenie województwa lubuskiego posiadają: Zakład Elektroenergetyczny ENERGO-STIL Sp. z o. o. i Arctic Paper Kostrzyn S.A. Ponadto przez teren województwa lubuskiego przebiega linia SN relacji Przemków-Nowa Sól będąca własnością TAURON Dystrybucja S.A.


Zakład Elektroenergetyczny ENERGO-STIL Sp. z o. o. jest przedsiębiorstwem multienergetycznym, świadczącym usługi w zakresie obrotu i przesyłu energii elektrycznej na napięciu 6 kV i 0,4 kV na terenie przemysłowym STILON i bezpośrednio do niego przyległym. Wymieniona spółka posiada koncesję na dystrybucję energii elektrycznej udzieloną decyzją z Prezesa URE z dnia 26 listopada 1998 r., Nr PEE/50/40//W/1/98/MS z późniejszymi zmianami, która obejmuje wykonywanie działalności gospodarczej polegającej na dystrybucji energii elektrycznej na potrzeby odbiorców zlokalizowanych na terenie miasta Gorzowa Wielkopolskiego, na obszarze przemysłowym STILON i w jego sąsiedztwie, za pomocą sieci rozdzielczych o napięciu 6 kV i 0,4 kV. W dniu 24 czerwca 2011 r. Zakład Elektroenergetyczny ENERGO-STIL Sp. z o. o. został wyznaczony operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego na okres od dnia 1 września 2011 r. do dnia 30 listopada 2018 r.
Arctic Paper Kostrzyn S.A. prowadzi działalność gospodarczą w zakresie obrotu oraz przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej na podstawie udzielonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki koncesji na dystrybucję energii elektrycznej z dnia 8 grudnia 1998 r. Nr PEE/79/585/U/1/98/AS z późn. zm. Przedsiębiorstwo zostało wyznaczone operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w dniu 4 lutego 2011 r., na okres od 1 kwietnia 2011 r. do 15 grudnia 2018 r., na obszarze działania operatora systemu dystrybucyjnego wynikającym z udzielonej przedsiębiorcy koncesji na dystrybucję energii elektrycznej tj. dystrybucja energii elektrycznej na terenie zakładu ARCTIC PAPER KOSTRZYN S.A. oraz terenach bezpośrednio przylegających do terenu zakładu za pomocą sieci rozdzielczych o napięciu 6 kV i 0,4 kV. Arctic Paper Kostrzyn S.A. eksploatuje 29 stacji transformatorowych SN, dostarczając w 2007 r. 18 odbiorcom końcowym 7144 MWh energii elektrycznej.
Wśród przedsiębiorstw wytwórczych, oprócz wcześniej opisanych Elektrociepłowni Zielona Góra SA, Elektrociepłowni Gorzów SA oraz elektrociepłowni Arctic Paper Kostrzyn SA, kluczową rolę w zasilaniu obszaru województwa lubuskiego odgrywa PGE Energia Odnawialna SA Oddział Zespół Elektrowni Wodnych Dychów w Dychowie (zwana dalej PGE EO SA o/ZEW Dychów).
PGE Energia Odnawialna S.A. jest spółką zależną PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. Podstawowymi dziedzinami działalności Grupy są wytwarzanie energii elektrycznej z Odnawialnych Źródeł Energii (OZE) oraz świadczenie Regulacyjnych Usług Systemowych (na mocy umowy z PSE Operator SA).

Strategia Grupy zakłada utrzymanie wiodącej pozycji dostawcy regulacyjnych usług systemowych oraz osiągnięcie pozycji krajowego lidera w zakresie produkcji energii odnawialnej wytwarzanej z wiatru i wody. Głównymi kierunkami rozwoju PGE Energia Odnawialna SA są inwestycje w dziedzinie energetyki wiatrowej oraz wykorzystanie małych elektrowni wodnych.


Oprócz wymienionych koncesje na wytwarzanie energii elektrycznej na obszarze województwa lubuskiego posiadają przedsiębiorstwa energetyczne wytwarzające energię w urządzeniach o charakterze odnawialnych źródeł energii, najczęściej w postaci turbin wiatrowych i małych elektrowni wodnych, których instalacje wytwórcze szerzej przedstawiono w następnym rozdziale.

1.15.2System zasilania obszaru – kierunki zasilania z poziomu NN i WN


Na obszarze województwa lubuskiego PSE-Operator S.A. eksploatuje następujące linie przesyłowe:

  • fragment linii jednotorowej 400 kV relacji Krajnik - Plewiska o długości (w woj. Lubuskim) - 123,3 km,

  • fragment linii jednotorowej 220 kV relacji Gorzów- Krajnik o długości do granicy województwa - 59,0 km,

  • linia jednotorowa 220 kV relacji Gorzów - Leśniów o długości 91,4 km,

  • fragment linii jednotorowej 220 kV relacji Leśniów - Mikułowa o długości do granicy województwa - 61,4 km,

  • fragment linii jednotorowej 220 kV relacji Leśniów - Żukowice o długości do granicy województwa - 56,1 km,

  • fragment linii 220 kV relacji Polkowice - Leszno

oraz następujące stacje elektroenergetyczne NN/WN:



  • stacja 220/110 kV Gorzów (symbol GOR) z dwoma autotransformatorami 220/110 kV o mocy 160 MVA każdy,

  • stacja 220/110 kV Leśniów k. .Zielonej Góry (symbol LSN) z dwoma autotransformatorami 220/110 kV o mocy 160 MVA każdy.

Jak wynika z mapy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego - rysunek 4-2 – najbliższymi dużymi elektrowniami systemowymi, odgrywającymi zasadniczą rolę w zasilaniu województwa lubuskiego są:

Elektrownia Dolna Odra, znajdująca się w strukturze PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA Oddział Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A., przyłączona do stacji elektroenergetycznej Krajnik

Elektrownia Turów z siedzibą w Bogatyni, pozostają obecnie w strukturze PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA jako Oddział Elektrownia Turów, przyłączona do stacji elektroenergetycznej Mikułowa.


Elektrownia Dolna Odra jest konwencjonalną elektrownią blokową z otwartym układem chłodzenia i podstawowym źródłem energii elektrycznej na Pomorzu Zachodnim. Produkuje energię elektryczną do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego oraz zasila w ciepło miasto Gryfino. Obecnie Elektrownia Dolna Odra dysponuje mocą elektryczną 1772 MWe i mocą cieplną 100 MWt.

Elektrownia Turów jest elektrownią cieplną, kondensacyjną, blokową z międzystopniowym przegrzewem pary i zamkniętym układem wody chłodzącej. W Elektrowni Turów zainstalowanych było 8 bloków energetycznych. Paliwem podstawowym jest węgiel brunatny pobliskiej Kopalni Węgla Brunatnego Turów. Bloki nr 5 i 6 współspalają również biomasę leśną i rolną. Udział produkcji energii elektrycznej Elektrowni Turów w produkcji krajowej w 2010 roku wyniósł ok. 7. Moc osiągalna wg stanu na koniec 2010 roku wynosiła 1900MW. Produkcja energii elektrycznej za 2011r. wyniosła 11 358 705 MWh.


Należy podkreślić, że obydwie wymienione stacje Krajnik i Mikułowa odgrywają zasadniczą rolę w wymianie transgranicznej z niemieckim obszarem systemu UCPTE, poprzez połączenia na napięciu 400 kV.
Rysunek 4 5 Mapa Krajowego Systemu Elektroenergetycznego



Źródło: PSE OPERATOR SA

1.15.3Źródła wytwarzania energii elektrycznej


Podstawowymi źródłami wytwórczymi na obszarze województwa lubuskiego, dostarczającymi większość energii elektrycznej wytwarzanej na jego obszarze, są wcześniej opisane źródła wytwarzające energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu.
Oprócz nich wytwórcą o istotnym znaczeniu dla systemu elektroenergetycznego województwa jest PGE EO o/ZEW Dychów. Wymieniona jednostka organizacyjna eksploatuje obecnie 17 małych elektrowni wodnych (MEW) o łącznej mocy zainstalowanej około 20 MW oraz Elektrownię Wodną Dychów o mocy zainstalowanej 90 MW. Modernizacje przeprowadzone od 1992 roku dały znaczny przyrost zdolności produkcyjnej.
Wszystkie źródła PGE EO SA o/ ZEW Dychów zostały scharakteryzowane w rozdziale poświęconym odnawialnym źródłom energii. Tam również omówiono pozostałe odnawialne źródła energii elektrycznej, tworzące na obszarze województwa możliwość generacji rozproszonej na łącznym poziomie ok. 80 MW.
W ostatnich latach na obszarze województwa nastąpił dynamiczny przyrost mocy zainstalowanej w odnawialnych źródłach energii elektrycznej i jej wykorzystania. Zgodnie z ogólną tendencją w tej dziedzinie należy przewidywać dalsze zwiększenie udziału energii ze źródeł odnawialnych w bilansie energetycznym województwa, co będzie skutkowało koniecznością adekwatnego rozwoju i dostosowania systemu dystrybucyjnego.

1.15.4 Charakterystyka systemu dystrybucyjnego (WN/SN)


Sieć rozdzielcza WN/SN na obszarze województwa lubuskiego jest eksploatowana przez odpowiedzialne za dystrybucję energii elektrycznej przedsiębiorstwo ENEA Operator Sp. z o. o. Sieć dystrybucyjna w województwie lubuskim składa się z linii i stacji elektroenergetycznych o napięciach znamionowych 110 kV, 20 kV, 15 kV oraz 0,4 kV.
Elektroenergetyczna sieć rozdzielcza ENEA Operator na napięciu znamionowym 110 kV jest połączona:

1) z siecią przesyłową PSE SA za pośrednictwem wyżej wymienionych stacji elektroenergetycznych: 220/110kV Gorzów i 220/110 kV Leśniów.

2) z siecią dystrybucyjną TAURON Dystrybucja S.A. za pośrednictwem następujących linii elektroenergetycznych:


  • 110 kV Wschowa-Huta Głogów 2

  • 110 kV Bytom Odrzański - Żukowice

  • 110 kV Sława - Żukowice

  • 110 kV Szprotawa - Przemków

  • 110 kV Jankowa Żagańska - Bolesławiec

3) z wytwórcami:

  • Elektrownią Wodną Dychów (PGE EO SA o/ZEW Dychów) za pomocą transforma-torów 110/10,5 kV;

  • Elektrociepłownią „Gorzów” S.A. (EC Gorzów S.A.) za pośrednictwem transformatorów 110/6/6 kV i 110/15 kV.

  • Elektrociepłownią „Zielona Góra” za pośrednictwem przyłącza 6kV w GPZ Energetyków.

System elektroenergetyczny województwa lubuskiego przedstawiono na rysunku 4-3. Długość linii elektroenergetycznych 110 kV, wynosi 1243 km. Jest to wyłącznie sieć napowietrzna. Ciągi liniowe 110 kV na obszarze województwa lubuskiego wraz z określeniem obciążalności prądowej w okresie zimowym i letnim przedstawiono w załączniku do rozdziału tabela Z-4-4.


W województwie lubuskim ENEA Operator posiada 48 stacji elektroenergetycznych o górnym napięciu 110 kV. Szczegółowy wykaz GPZ ze wskazaniem oceny stanu technicznego i stopnia wykorzystania został ujęty w tabeli Z-4-5 załącznika do opracowania.
Sieć SN i nN na terenie województwa lubuskiego, należąca do ENEA Operator Sp. z o.o., składa się z linii napowietrznych i kablowych. Większość sieci SN, działającej na napięciu 15 kV oraz 20 kV (OD Zielona Góra), stanowią linie napowietrzne, które ok. w 95 % wykonane są przewodami nieizolowanymi. W zdecydowanej większości linie napowietrzne wykonane są w oparciu o linki aluminiowe lub stalowo-aluminiowe. Zdecydowanie rzadziej, incydentalnie w uzasadnionych przypadkach stosowane są linie SN izolowane. Linie kablowe występują głównie na terenach miejskich. Sieć rozdzielcza SN na terenach większych miast wykonana jest w większości jako sieć kablowa, wyprowadzona bezpośrednio ze stacji transformatorowych WN/SN, pracująca w układzie pierścieniowym, z możliwością dwustronnego zasilania odbiorców. Sieć rozdzielcza SN zasilająca pozostałe tereny jest rozległą siecią terenową z liniami napowietrznymi, przebiegającymi w znacznym stopniu przez tereny leśne. Główne ciągi linii napowietrznych tworzą układ pierścieniowy pomiędzy sąsiednimi stacjami WN/SN.
Długość linii SN w przeliczeniu na jeden tor wynosi 8 884,6 km, z czego 7 004,9 km stanowią linie napowietrzne, zaś 1 879,7 km linie kablowe. Linie elektroenergetyczne niskiego napięcia to głównie linie napowietrzne – 6456,2 km. Długość linii kablowych nN wynosi 4 674,5 km. Ponad 3 030,2 km to długość przyłączy nN.
Wykres 4 8 Struktura sieci SN ENEA Operator Sp. z o. o. na terenie województwa lubuskiego



Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ENEA Operator Sp. z o. o.
Linie, kablowe stanowią zdecydowaną większość sieci dystrybucyjnej zlokalizowanej na terenach silnie zurbanizowanych. Spośród ogólnej długości linii kablowych będących w eksploatacji ENEA Operator Sp. z o. o. dominującą grupę stanowią kable pracujące na napięciu 15 kV. W eksploatacji znajdują się głównie kable aluminiowe o przekrojach 70, 120 i 240 mm2.

Wykres 4 9 Struktura sieci nN ENEA Operator Sp. z o. o. na terenie województwa lubuskiego



Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ENEA Operator Sp. z o. o.
Na obszarze zasilania Oddziałów w Zielonej Górze i Gorzowie Wielkopolskim ENEA Operator Sp. z o. o. eksploatuje 7 513 stacji transformatorowych SN/nN. Stacje SN/nN ENEA Operator to przede wszystkim:

  • stacje murowane - zlokalizowane głównie na terenach zurbanizowanych,

  • stacje małogabarytowe, kontenerowe - ze względu na dużą elastyczność rozwiązań technicznych oraz łatwość i szybkość budowy obecnie najczęściej stosowane w gęstej zabudowie miejskiej,

  • stacje słupowe (w tym słupowe uproszczone) - stanowiące większość głównie na terenach wiejskich i pozamiejskich,

  • stacje wieżowe - coraz rzadziej spotykane.

Istniejące opomiarowanie w stacjach transformatorowych 110/SN umożliwia kontrolę częstotliwości i napięć na liniach 110 kV. Kontrolę parametrów technicznych w sieci niskiego napięcia wykonuje się poprzez przenośne rejestratory instalowane czasowo przez Rejony Dystrybucji w wybranych punktach sieci w zależności od potrzeb.


PKP Energetyka S.A. na obszarze województwa lubuskiego nie posiada linii elektroenergetycznych WN. Linie elektroenergetyczne SN na terenie woj. lubuskiego, których łączna długość wynosi ok. 340,3 km, to głównie linie LPN (linie potrzeb nietrakcyjnych) rozmieszczone wzdłuż linii kolejowych:

  • linia nr 3 Warszawa - Kunowice (LPN o długości ok. 103,1 km),

  • linia nr 273 Wrocław - Szczecin (LPN o długości ok. 160,7 km),

  • linia nr 351 Poznań - Szczecin (LPN o długości ok. 24,0 km),

  • linia nr 358 Czerwieńsk - Zbąszynek (LPN o długości ok. 46,0 km),

  • pozostałe linie łącznie ok. 5,0 km.

Zakład Elektroenergetyczny ENERGO-STIL Sp. z o.o. w 2008 roku zaopatrywał w energię elektryczną 63 odbiorców przemysłowych, w tym jednego na średnim napięciu, dostarczając im 110 359,6 MWh. ENERGO-STIL Sp. z o.o. zakupuje energię elektryczną w ok. 85% od PGE EC Gorzów SA, natomiast pozostała część jest dostarczana przez ENEA Operator Sp. z o. o. Przedsiębiorstwo eksploatuje łącznie 317,66 km linii elektroenergetycznych, z czego 200 m to linie napowietrzne wysokiego napięcia (WN), 60,37 km dotyczy linii kablowych SN, których stan jest określany jako dobry, natomiast 257,09 km to linie kablowe nN, o stanie technicznym dostatecznym - ze względu na wiek infrastruktury niskich napięć wynoszący w zdecydowanej większości 30-40 lat. Dodatkowo Spółka posiada 67 stacji elektroenergetycznych (w tym WN/SN - 1 szt.; SN/SN - 6 szt.; SN/nN - 60 szt.) i 143 transformatory sieciowe (w tym WN/SN - 2 szt. i SN/nn - 143 szt.), z czego większość posiada strukturę wiekową wynoszącą 35-45 lat i więcej. Przedsiębiorstwo posiada znaczne zdolności przesyłowe energii elektrycznej, które dwukrotnie przekraczają obecne zapotrzebowanie odbiorców. Spółka zaznacza, iż do własnych zagrożeń w dostawie energii elektrycznej należy zaliczyć stan techniczny stacji rozdzielczych (lata 60-75) i sieci kablowej oraz bardzo duże uzbrojenie terenu sieciami energetycznymi.


Infrastruktura dystrybucyjna 6/0,4 kV Arctic Paper Kostrzyn SA funkcjonuje wyłącznie na obszarze przedsiębiorstwa spółki i nie ma wpływu na kondycję systemu na obszarze województwa. Z tego powodu wymieniony operator systemu dystrybucyjnego nie widzi przesłanek do opisywania jej w kontekście „Strategii energetyki Województwa Lubuskiego” Instalacje elektroenergetyczne SN/nN pozostające w gestii tego przedsiębiorstwa energetycznego są utrzymywane w stanie technicznym dobrym.

Rysunek 4 6 System elektroenergetyczny na obszarze województwa lubuskiego



Źródło: opracowanie własne

1.15.5 Bilans zapotrzebowania mocy, źródła pokrycia


ENEA Operator Sp. z o. o. ocenia szczytowe zapotrzebowanie mocy odbiorców zlokalizowanych na obszarze województwa lubuskiego na około 700 MW. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej zdolne są oddać do sieci moc, wg danych zawartych w tabeli 4-14. Możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania z instalacji wytwórczych zlokalizowanych na obszarze województwa przedstawiono na wykresie 4-8.
Tabela 4 18 Moc osiągalna wytwórców na obszarze województwa lubuskiego

Źródło

Moc osiągalna [MW]

EC Zielona Góra S.A.

221,4 (198 od 01.01.2013)

EC Gorzów S.A.

97,5

Arctic Paper Kostrzyn SA

~36

EW Dychów

85

EW Przepływowe ZEW Dychów SA

17,3

Inne (w tym OZE)

51,1

Razem

508,3

Źródło: opracowanie własne wg danych operatorów instalacji wytwórczych i GUS za 2011 r.
Jak wynika z przedstawionych danych moc osiągalna źródeł zlokalizowanych w województwie lubuskim nie wystarcza do zapewnienia zasilania w energię elektryczną odbiorców w warunkach szczytowego zapotrzebowania mocy. W warunkach szczytowego zapotrzebowania konieczne jest zapewnienie dostawy energii i rezerwy mocy z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego poprzez GSZ Leśniów i GSZ Gorzów. Moc autotransformatorów zainstalowanych w tych stacjach powinna wystarczać do zapewnienia ciągłości zasilania z uwzględnieniem kryterium „n-1”.
Wykres 4 10 Możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania odbiorców z terenu województwa lubuskiego przez źródła zlokalizowane na obszarze województwa


Należy podkreślić, że dane liczbowe odnośnie mocy osiągalnej są słuszne z teoretycznego punktu widzenia. Praktycznie moc osiągalna źródeł zlokalizowanych na obszarze województwa lubuskiego podlega ograniczeniom, zależnym od chwilowych warunków. Wynika to z faktu, że dominujące źródła są elektrociepłowniami, wymagającymi dla osiągnięcia mocy osiągalnej optymalnego odbioru ciepła. Również w Elektrowni Wodnej Dychów, posiadającej pewne możliwości regulacyjne dzięki zainstalowanym zespołom pompowym, większość produkcji pochodzi z klasycznej pracy przepływowej, a więc zależy od aktualnie panujących warunków hydrologicznych. Jeszcze bardziej nieprzewidywalne są ewentualne rezerwy w siłowniach wiatrowych. Jest rzeczą skądinąd oczywistą, że aby zapewnić rezerwowanie mocy zainstalowanej w siłowniach wiatrowych konieczne jest wybudowanie źródeł konwencjonalnych, lub co najmniej przewidywalnych (np. opalanych biomasą), o niemal takiej samej mocy zainstalowanej jak moc zainstalowana w siłowniach wiatrowych (wg danych niemieckich – rezerwa powinna w praktyce przekraczać 97% mocy zainstalowanej w siłowniach wiatrowych). Możliwość uzyskania w warunkach szczytowego zapotrzebowania mocy z istniejących i planowanych siłowni wiatrowych, będzie zatem zależna od chwilowych warunków meteorologicznych.

Przytoczone czynniki wskazują, że faktyczny deficyt mocy w warunkach szczytowego zapotrzebowania może być znacznie wyższy od wynikającego z tabeli, wymagając odpowiednio zwiększonej dostawy z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.



1.15.6Bilans produkcji i zużycia energii elektrycznej


Na podstawie danych pomiarowych otrzymanych z PSE SA oraz danych otrzymanych od największych wytwórców sporządzono bilans produkcji energii elektrycznej na obszarze województwa lubuskiego w 2011 r. Stosowne dane zamieszczono w tabeli oraz w ujęciu graficznym na wykresie.

Tabela 4 19 Produkcja energii elektrycznej w województwie lubuskim

Producent

Produkcja netto [MWh]

PGE GiEK SA o/EC Gorzów

584 495

EDF ECZGSA

1 315 851

APK SA

225 183

OZE

271 071

Dostawa z KSP

969 500

Zużycie

3 366 100

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych PSE SA, ECZG SA, APK SA i PGE GiEK SA Oddział EC Gorzów – 2011 r.
Wykres 4 11 Energia elektryczna wyprodukowana i zużyta w województwie lubuskim



Źródło: opracowanie własne na podstawie danych PSE Operator SA, ECZG SA, APK SA i PGE GiEK SA Oddział EC Gorzów – 2011 r.
Jak wynika z tabeli i wykresu, znaczącymi producentami są: Elektrociepłownia Zielona Góra i Elektrociepłownia Gorzów, zaspokajające ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną na obszarze województwa. Około 30 % energii elektrycznej na potrzeby odbiorców zlokalizowanych w granicach województwa dostarczane jest z krajowej sieci przesyłowej.

W strukturze odbiorców energii elektrycznej w województwie lubuskim uderzający jest praktyczny brak odbiorców zasilanych z linii WN, co zapewne spowodowane jest brakiem tak rozpowszechnionych w innych regionach kraju zakładów przemysłu ciężkiego, hutnictwa, zakładów górniczych itd. Do 2004 r. jedynym odbiorcą przyłączonym do systemu rozdzielczego WN był wspomniany Zakład Elektroenergetyczny „Energo-Stil” Sp. z o. o. Dopiero w 2005 r. został przyłączony nowowybudowany zakład firmy Swedwood Polska Sp. z o. o., zlokalizowany na terenie gminy Zbąszynek. Z uwagi na małą ilość odbiorców, udział zużycia odbiorców przyłączonych na WN jest relatywnie mały i nieznacznie przekracza 2%. Największy udział w zużyciu energii elektrycznej na obszarze województwa lubuskiego mają odbiorcy przyłączeni na SN, zużywający połowę wolumenu energii elektrycznej zużywanej w województwie. Strukturę odbiorców i zużycia energii elektrycznej na poszczególnych poziomach napięcia na obszarze województwa lubuskiego przedstawiono na wykresie 4-10.



Wykres 4 12 Struktura zużycia energii elektrycznej w województwie lubuskim



Źródło: opracowanie własne wg danych ENEA Operator SA za 2011 r.
Natomiast w tabeli 4-16 i na wykresie 4-11 przedstawiono strukturę zużycia wg sektorów gospodarki.
Tabela 4 20 Zużycie energii elektrycznej w województwie lubuskim wg sektorów gospodarki

Wyszczególnienie

Zużycie [GWh]

sektor przemysłowy

1 299

sektor energetyczny

149

sektor transportowy

118

gospodarstwa domowe

722

rolnictwo

50

pozostałe zużycie

952

ogółem

3 291

Źródło: dane GUS za 2010 r.

Wykres 4 13 Struktura zużycia energii elektrycznej w województwie lubuskim wg sektorów gospodarki



Źródło: dane GUS za 2010 r.
Ogólna liczba odbiorców wykazuje tendencję wzrostową. Najliczniejszą grupę odbiorców stanowią gospodarstwa domowe, zużywające około jednej czwartej energii elektrycznej zużywanej na obszarze województwa. Wg danych PSE SA w 2011 r. przeciętne zużycie na 1 odbiorcę w tej grupie odbiorców wynosiło: 1913,1 kWh/rok w miastach i 2392,5 kWh/rok na wsi. Charakterystykę tej grupy odbiorców i zużycia w latach 2000 -2010 przedstawiono na wykresach 4-12, 4-13 i 4-14.
Wykres 4 14 Ilość odbiorców energii elektrycznej w taryfie G w latach 2000 – 2010



Źródło: GUS

Wykres 4 15 Zużycie energii elektrycznej przez odbiorców w taryfie G w latach 2000–2010



Źródło: GUS
Wykres 4 16 Struktura zużycia energii elektrycznej przez gospodarstwa domowe i rolne w grupie taryfowej G



Źródło: PSE SA

1.15.7Plany rozwoju przedsiębiorstw energetycznych


Jak wcześniej wspomniano w rozdz. 2, ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. Nr 0, poz. 1059), nakłada na przedsiębiorstwa energetyczne, zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych lub energii obowiązek sporządzenia dla obszaru swojego działania planu rozwoju w zakresie obecnego i przyszłego zaspokojenia zapotrzebowania na paliwa gazowe lub energię. Zaostrzone wymagania w tym zakresie odnoszą się do przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej. I tak operator systemu elektroenergetycznego sporządza plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną, na okresy nie krótsze niż 5 lat. oraz prognozy dotyczące stanu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej na okresy nie krótsze niż 15 lat. Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną opracowany przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego powinien uwzględniać plan rozwoju opracowany przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego.
Poniżej zestawiono zamierzenia inwestycyjne dotyczące obszaru województwa lubuskiego, przewidziane do realizacji w planach rozwoju przedsiębiorstw energetycznych, zajmujących się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej na obszarze województwa lubuskiego.
Opublikowany przez PSE Operator SA „Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2010 – 2025” znajduje się obecnie w stadium aktualizacji. Zgodnie z informacją otrzymaną od Operatora Systemu Przesyłowego, w zakresie infrastruktury Krajowej Sieci Przesyłowej zlokalizowanej na obszarze województwa lubuskiego planowane są inwestycje PSE Operator S.A., których celem jest:


  1. Zmiana strukturalna układu zasilania województwa lubuskiego polegająca na budowie pierścieni 400 kV zasilanych z istniejących elektrowni systemowych (Elektrowni Dolna Odra, Elektrowni Turów i Elektrowni Bełchatów), połączenia transgranicznego z Niemcami i Odnawialnych Źródeł Energii.

  2. Budowa nowych linii i stacji elektroenergetycznych:

  • w latach 2013 – 2022 planowana jest budowa linii 400 kV Plewiska - granica RP kierunek Eisenhuettenstadt. Ostateczny termin realizacji będzie uszczegółowiony po uzgodnieniach z operatorem niemieckim;

  • budowa 2-torowej linii 400 kV Krajnik - Baczyna z jednym torem pracującym czasowo na napięciu 220 kV Krajnik – Gorzów - realizacja planowana w latach 2014 – 2019;

  • budowa 2-torowej linii 400 kV Polkowice - Zielona Góra - realizacja planowana w latach 2023 – 2025;

  • budowa stacji 400/110 kV Zielona Góra z TR 400/110 kV, 400 MVA - Realizacja planowana w latach 2023 – 2024;

  • budowa stacji 400/110 kV Baczyna z wprowadzeniem do tej stacji linii 400 kV Krajnik – Plewiska - realizacja planowana w latach 2014 – 2017;

  • wprowadzenie linii Krajnik - Gorzów do stacji Baczyna po przełączeniu odcinka Krajnik -Baczyna na napięcie 400 kV - realizacja planowana w 2025 r.;

  • wprowadzenie linii 400 kV Plewiska Bis - Eisenhuettenstadt do stacji Zielona Góra - realizacja planowana do 2024 r.;

  • budowa stacji 400 kV Gubin - realizacja planowana w latach 2023 – 2024;

  • budowa linii 400 kV Baczyna – Gubin - realizacja planowana w latach 2022 – 2025;

  1. Modernizacje elementów infrastruktury Krajowej Sieci Przesyłowej:

  • modernizacja linii 220 kV Polkowice - Leszno - Plewiska wraz z wymianą przewodów na wysokotemperaturowe - realizacja planowana w 2030 r.;

  • modernizacja linii 220 kV Leśniów - Gorzów wraz z wymianą przewodów na wysokotemperaturowe - realizacja planowana w latach 2013 - 2014.;

  • modernizacja SE Żukowice - realizacja planowana w latach 2014 – 2015;

  • modernizacja SE Leśniów - zakończenie realizacji planowane do roku 2015;

  • modernizacja linii 220 kV Mikułowa – Leśniów - realizacja planowana w latach 2014 – 2015;

W stosunku do wcześniejszych planów PSE Operator S.A., ze względu na decyzję o lokalizacji elektrowni jądrowych na obszarze północnej Polski, nastąpiła rezygnacja z poniższych zamierzeń inwestycyjnych:



  • budowa 2 - torowej linii 400 kV Klempicz (EA 2) - Baczyna;

  • budowa 2-torowej linii 400 kV Plewiska Bis - Pasikurowice.


ENEA Operator Sp. z o. o. opracowała Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2011 - 2015. W zakresie projektów inwestycyjnych związanych z przyłączeniem nowych odbiorców wymieniony plan przewiduje:

  • w zakresie przyłączeń odbiorców na WN – przyłączenie odbiorców o łącznej mocy przyłączeniowej 41 MW na obszarze gminy Kostrzyn

  • w zakresie przyłączeń odbiorców na SN – przyłączenie odbiorców o łącznej mocy przyłączeniowej 170,7 MW na obszarze gmin: Babimost, Bledzew, Bogdaniec, Czerwieńsk, Deszczno, Dębno, Dobiegniew, Drezdenko, Gorzów Wlkp. Górzyca, Gubin, Jasień, Kłodawa, Kostrzyn, Krosno Odrzańskie, Krzeszyce, Lubiszyn, Lubniewice, Lubsko, Międzyrzecz, Myślibórz, Nowa Sól, Nowogród Bobrzański, Ośno Lubuskie, Przytoczna, Pszczew, Rzepin, Santok, Skwierzyna, Słońsk, Słubice, Stare Kurowo, Strzelce Krajeńskie, Sulęcin, Szprotawa, Świdnica, Świebodzin, Trzciel, Witnica, Wolsztyn, Zielona Góra, Zwierzyn, Żagań i Żary;

  • w zakresie przyłączeń odbiorców na napięciu poniżej 1 kV - przyłączenie odbiorców o łącznej mocy przyłączeniowej 186,6 MW na obszarze gmin: Babimost, Bledzew, Bobrowice, Bogdaniec, Bojadła, Brody, Brzeźnica, Bytnica, Bytom Odrzański, Choszczno, Cybinka, Czerwieńsk, Dąbie, Deszczno, Dębno, Dobiegniew, Drezdenko, Gorzów Wlkp., Gozdnica, Górzyca, Gubin, Iłowa, Jasień, Kargowa, Kolsko, Kostrzyn, Kożuchów, Krosno Odrzańskie, Krzeszyce, Lipinki, Lubiszyn, Lubniewice, Lubrza, Lubsko, Łagów, Łęknica, Małomice, Maszewo, Międzyrzecz, Myślibórz, Niegosławice, Nowa Sól, Nowe Miasteczko, Nowogród Bobrzański, Ośno Lubuskie, Otyń, Przewóz, Przytoczna, Pszczew, Rzepin, Santok, Siedlisko, Skąpe, Skwierzyna, Sława, Słońsk, Słubice, Stare Kurowo, Strzelce Krajeńskie, Sulechów, Sulęcin, Szczaniec, Szprotawa, Świdnica, Świebodzin, Torzym, Trzciel, Trzebiechów, Trzebiel, Tuplice, Witnica, Wschowa, Wymiarki, Zabór, Zbąszynek, Zielona Góra, Zwierzyn, Żagań i Żary;

W zakresie projektów inwestycyjnych związanych z przyłączeniem nowych źródeł przewidziano:



  • na poziomie napięcia WN - przyłączenie farm wiatrowych o łącznej mocy przyłączeniowej 200,6 MW w miejscowościach: Górzyca, Lubicz, Lubiechnia Wielka, Lutol;

  • na poziomie napięcia SN - przyłączenie elektrowni biogazowej, elektrowni gazowej, elektrowni wodnych, farm wiatrowych i instalacji kogeneracji o łącznej mocy przyłączeniowej 59,67 MW na obszarze gmin: Brzeźnica, Drezdenko, Gubin, Kolsko, Krosno Odrzańskie, Lubsko, Małomice, Nowa Sól, Nowa Sól, Santok, Szprotawa, Świebodzin, Wschowa, Żagań i Żary;

  • na poziomie napięcia nN – przyłączenie małej elektrowni wodnej o mocy 7 kW na obszarze gminy Dąbie.

Znacząca grupa projektów inwestycyjnych związana jest z modernizacją i odtworzeniem majątku. W tym zakresie przewiduje się:



  • modernizację rozdzielni 110 kV w stacji 220/110 kV Leśniów;

  • budowę linii 110 kV Nowogród-Zakładowa (25 km) 240mm2, 60°C;

  • budowę linii 110 kV Babimost-Zbąszynek (15 km) 240mm2, +60°C;

  • modernizacje linii napowietrznej 110 kV relacji Leśniów - Krosno Odrzańskie - (18,3 km) ze stanu istniejącego: 120mm2 40°C (18 km) i 240mm2 40°C (0,3 km) do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Cybinka - Dychów ze stanu istniejącego: 2x120mm2 40°C (11,15 km) i 240mm2 40°C (21,9 km), do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Górzyca - Słubice ze stanu istniejącego 120mm2 40°C i 240mm2 40°C, do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Jedwabie - Myślibórz ze stanu istniejącego 120mm2 40°C i 240mm2 60°C, do docelowego 240mm2 80°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Kostrzyn - Górzyca ze stanu istniejącego 120mm2 40°C i 240mm2 40°C, do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Dychów - Krosno ze stanu istniejącego 120mm2 40°C, do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Rzepin - Cybinka ze stanu istniejącego 240mm2 40°C, do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Gorzów - Witnica ze stanu istniejącego 120mm2 40°C, 240mm2 40°C i 240mm2 60°C, do docelowego 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Dębno - Kostrzyn ze stanu istniejącego 120mm2 40°C i 240mm2 40°C, do docelowego 240mm2 80°C

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Budziechów - Żary (17,1 km) ze stanu istniejącego 240mm2 40°C, docelowy 240mm2 60°C;

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Wschowa - Leszno Gronowo ze stanu istniejącego: 120mm2 40°C i 240mm2 40°C, do docelowego 240mm2 60°C (21 km)

  • modernizację linii napowietrznej 110 kV relacji Wschowa - Huta Głogów do słupa granicznego 52 – ze stanu istniejącego 120mm2 40°C i 240mm2 40°C, docelowy 240mm2 80/60°C (14,4 km);

  • przebudowę linii relacji Świebodzin Sobieskiego - Leśniów Fabryka mebli Swedwood o przekroju 2x120 mm2 40°C (0,92 km) na 240 mm2 60°C;

  • przebudowę linii 110 kV relacji Przylep-Krośnieńska o przekroju 120 mm2 40°C (4,5 km) na linię o przekroju 240 mm2 60°C;

  • przebudowę linii 110 kV relacji Leśniów-Przylep o przekroju 120 mm2 40°C (4,5 km) na linię o przekroju 240 mm2 60°C;

  • dostosowanie linii WN relacji Świebodzin Sobieskiego - Świebodzin Międzyrzecka Fabryka mebli Swedwood o przekroju 240 mm2 40°C (21,9 km) do 240 mm2 60°C;

  • dostosowanie linii WN relacji Nowy Tomyśl - Grodzisk o przekroju 120 mm2 40°C do 120 mm2 60°C

  • modernizację i odtworzenie linii 110kV relacji Zielomyśl - Sieraków , w zakresie wymiany słupów, fundamentów, izolacji, przewodu roboczego o przekroju 240mm2 dostosowanego do pracy w temperaturze +60°C;

  • modernizacja linii 110 kV - budowa nowej po istniejącej trasie w przekroju 240 mm2 (obecnie - 120mm2), temp. przed modernizacją 40°C, po modernizacji 80°C - 9,7 km;

  • podniesienie konstrukcji słupowej linii 110 kV relacji Bronowice - Żary na odcinku około 500m (0,5 km);

  • prace przygotowawcze związane z modernizacją linii napowietrznych 110 kV relacji: Gorzów – Jedwabie, Skwierzyna – Międzyrzecz, Witnica – Dębno, Leśniów – Łużycka, Łużycka – Braniborska, Braniborska – Energetyków, Krośnieńska – Energetyków, Gorzów - Strzelce Krajeńskie, Strzelce Krajeńskie – Drezdenko, Drezdenko - Drawski Młyn, Kostrzyn - Witnica i Dychów – Gubin;

  • rozbudowę lub modernizację stacji 110/15 kV: Słubice Sulęcin, Kostrzyn, Świebodzin-Międzyrzecka, Zbąszynek, Witnica, Krosno, Kostrzyn Zakład produkcyjny, Międzychód, Wawrów, Międzyrzecz, Łupowo, Słowiańska, Sobieskiego, Braniborska i stacjach 110/20 kV: Kożuchów, Szprotawa, Wschowa;

  • przebudowę rozdzielni 110 kV w stacji 110/15/6 kV Krosno i w stacji 110/20 kV Nowogród;

  • wymianę baterii akumulatorów w stacjach 110/20 kV: Łużycka, Międzyrzecka, Zbąszynek, Bytnica, Gubin, Energetyków i w stacjach 110/15 kV: Bytom, Nowogród, Południe, Żagań, Jankowa Żagańska;

  • wymianę wyłączników 110 kV w stacjach: Zawada, Bytom, Wolsztyn, Budziechów, Łużycka i Sobieskiego (15 szt.);

  • wymianę transformatorów w stacjach 110/15 kV Sobieskiego, Zbąszynek i stacjach 110/20 kV: Bronowice, Jankowa Żagańska (6 szt);

Ponadto przewidziano przedsięwzięcia w zakresie: wymiany lub zabudowy pól w stacjach SN/nN, eksploatacyjnej wymiany i modernizacji transformatorów Sn/nN, modernizacji stacji dla potrzeb przyłączania OZE, rozbudowy automatyki w sieci SN, wymiany kabli niesieciowanych, budowy szczelnych stanowisk transformatorów i wymiany transformatorów w istniejących stacjach SN/nn. Szczegółowy zakres zamierzeń w zakresie odbudowy i rozbudowy sieci SN i nN na obszarze poszczególnych gmin zebrano w tabeli Z-4-6. w załączniku do niniejszego rozdziału.


Również PKP ENERGETYKA SA posiada opracowany plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną w latach 2011-2015. W grupie zadań inwestycyjnych związanych ze wzrostem zapotrzebowania na moc i energię na obszarze województwa lubuskiego przewiduje się budowę i rozbudowę sieci elektroenergetycznej w ramach przyłączeń nowych odbiorców energii elektrycznej, w tym budowę linii kablowych nN wraz ze złączami kablowo-pomiarowymi oraz zabudowę odgałęzień kablowych od linii potrzeb nietrakcyjnych i stacji transformatorowych.

W grupie zadań inwestycyjnych nie związanych ze wzrostem zapotrzebowania na moc i energię przewidziano:



  • budowę STS w Lubsku, na linii kolejowej 275 – zadanie obejmuje: budowę linii kablowej SN 15 kV o dł. 360 m i przekroju 3x70 mm2 oraz budowę stacji STS z transformatorem o mocy 250 kVA;

  • modernizacja układu energetycznego stacji PKP Zbąszynek, obejmującą wymianę i budowę linii kablowych SN 15 kV o dł. 2870 m i przekroju 3x120 mm2, wraz z budową stacji transformatorowej SN/nN;

  • modernizację układu energetycznego stacji PKP Czerwieńsk, obejmującą wymianę i budowę linii kablowych SN 15 kV o dł. 4000 m i przekroju 3x120 mm2 wraz z budową stacji transformatorowej SN/nN;

  • wymianę baterii akumulatorów z prostownikiem ładowczym w stacji transformatorowej OST-1 Żagań;

  • modernizację automatyki w stacji transformatorowej OST-1 Żagań;

  • wymianę słupowych stacji transformatorowych wraz z montażem transformatorów o mocach: 63 kVA w stacji OST Czerwieńsk, 25 kVA w stacji STS Gądków Wielki oraz 6,3 kVA w stacji STS Lubiń i Suchy Las

oraz inne modernizacje nie związane ze wzrostem zapotrzebowania na moc i energię i rezerwy na usuwanie kolizji sieci elektroenergetycznej, a także modernizację zdalnego sterowania rozłącznikami LPN na linii E20 obejmującą budowę słupów z rozłącznikami o napędzie silnikowym ze zdalnym sterowaniem łączami GSM i sterowanie zdalne GSM rozłącznikami w ciągu linii LPN.

Zakład Energoelektryczny ENERGO-STIL Sp. z o. o. posiada plan rozwoju w zakresie obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2012-16. Infrastruktura elektroenergetyczna na terenach Zakładów STILON posiadała i będzie posiadać rezerwy transformatorowe, w związku z czym nie założono konieczności przeprowadzenia znaczących inwestycji w zakresie rozbudowy systemu elektroenergetycznego. W planie uwzględniono natomiast wymianę elementów sieci, takich jak: wyłączniki, zabezpieczenia, odłączniki, uziemniki, prostowniki, baterie akumulatorów, które mają wpływ na bezpieczeństwo i pewność dostawy energii elektrycznej dla odbiorców. Zaplanowano wymianę torów prądowych zasilających z sieci 110kV, wymianę 40-letnich napowietrznych odłączników z uziemnikami, a także układu wyprowadzenia energii elektrycznej z transformatorów 110/6kV z aktualnych szynoprzewodów na linie kablowe. Plan przewiduje także zakup aparatury do lokalizacji uszkodzeń kabli dzięki czemu będzie możliwe skrócenie czasu usuwania awarii poszczególnych przyłączy kablowych oraz sprawdzanie kabli w sposób mniej inwazyjny.
Arctic Paper Kostrzyn S.A. nie posiada planów przyłączania nowych odbiorców i skupia się na utrzymaniu infrastruktury elektroenergetycznej poprzez prowadzone modernizacje i remonty sieci, starając się zapewnić wysokie standardy pewności zasilania odbiorców.

1.15.8Ocena stanu zaopatrzenia w energię elektryczną


Stan techniczny urządzeń sieciowych systemu dystrybucyjnego jest bardzo zróżnicowany. Istniejąca sieć SN i nN jest siecią częściowo wyeksploatowaną, wymagającą bieżących prac eksploatacyjnych oraz sukcesywnego remontu lub modernizacji najbardziej wyeksploatowanych jej elementów, dla zapewnienia ciągłości oraz zachowania wymaganych standardów dostaw energii elektrycznej. Sieć energetyczna na terenach wiejskich jest często przestarzała, co rodzi konieczność jej sukcesywnej planowej modernizacji. Modernizacja polega w szczególności na: wymianie w liniach napowietrznych przewodów gołych na izolowane, zastępowaniu newralgicznych odcinków linii napowietrznych liniami kablowymi, modernizacji napowietrznych stacji SN/nN poprzez ich wymianę na nowe, wymianie linii kablowych SN z polietylenu nieusieciowanego, wymianie linii kablowych nN jednożyłowych, stosowaniu sterowania zdalnego w głębi sieci, budowie powiązań na różnych poziomach napięć zwiększających elastyczność sieci, czego efektem jest znaczne ograniczenie ewentualnych przerw w dostawie energii elektrycznej.
Istniejące ciągi liniowe są niejednokrotnie bardzo długie, przez co w przypadku zasilania awaryjnego, dla niektórych obszarów nie zapewniają wymaganych warunków napięciowych. Istnieje również szereg linii zasilających oraz odgałęzień pracujących w układzie promieniowym. Przeważająca część eksploatowanych linii napowietrznych SN wykonana jest przy zastosowaniu przewodów nieizolowanych. Tymczasem doświadczenia eksploatacyjne potwierdzają korzyści ze stosowania linii napowietrznych izolowanych, przede wszystkim ze względu na widoczne zmniejszenie awaryjności linii z przewodami izolowanymi i w osłonie izolacyjnej w porównaniu z awaryjnością linii napowietrznych z przewodami gołymi. Szczególnie ważna jest możliwość przeprowadzenia linii przez tereny zadrzewione i o trudnej lokalizacji. Linie średniego napięcia napowietrzne, z przewodami izolowanymi charakteryzują się małą awaryjnością w bezpośrednim zetknięciu z mokrymi gałęziami drzew, a nawet upadkiem na nie całych drzew. Idealnie sprawdzają się w terenach leśnych i o gęstej zabudowie. Największe zalety linii izolowanych SN to:

  • mniejsza awaryjność,

  • idealne dla terenów leśnych o gęstej zabudowie,

  • lepsze w użytkowaniu od tradycyjnych.

  • pewność i niezawodność zasilania odbiorcy nawet w ekstremalnych warunkach klimatycznych i pogodowych,

  • przyjazne dla środowiska, dzięki węższej przecince leśnej,

  • łatwe i szybkie w montażu,

  • możliwe w montażu na różnych słupach drewnianych, betonowych i żelbetonowych,

  • koszty budowy linii w porównaniu do otrzymanych efektów są zadawalające,

  • zminimalizowane koszty eksploatacyjne.

Na obszarze zasilania ENEA Operator Sp. z o. o. wciąż jeszcze można spotkać kable w izolacji z polietylenu niesieciowanego (termoplastyczne). Osobnym zagadnieniem jest problem rezerwowania stacji jednotransformatorowych 110 kV/SN. Z uwagi na słabo rozbudowaną sieć SN lub jej zbyt małą przepustowość przywrócenie zasilania w przypadku awarii transformatora 110 kV/SN lub linii 110 kV wymaga dużej liczby przełączeń w sieci SN, których czas wykonania sięga kilku godzin.


Na parametry techniczne, a szczególnie ciągłość dostaw energii elektrycznej na obszarach wiejskich, duży wpływ ma stan techniczny licznych odgałęzień linii napowietrznych SN. W obszarze sieci miejskich SN dużym problemem są odcinki linii kablowych o niewystarczających przekrojach np. linie kablowe 35mm2 Cu. Powyższy stan uniemożliwia wzajemne rezerwowanie się stacji 110/15 kV oraz utrudnia zasilenie odbiorców w przypadku awarii lub prac planowych na stacjach WN/SN.
Zarówno sieć SN jak i sieć nN jest systematycznie modernizowana. Linie kablowe nN na obszarach miejskich pracują w układzie pierścieniowym zapewniającym dwustronne zasilanie załączane ręcznie. Dla poprawienia parametrów dostarczanej energii elektrycznej oraz niezawodności pracy sieci wymieniane są przewody na izolowane o większym przekroju. Sieć eksploatowana jest zgodnie z ogólnie obowiązującymi przepisami eksploatacyjnymi, a także obowiązującymi w Enea Operator Sp. z o.o. - Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej oraz Katalogiem standardowych zabiegów eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej.
Pomimo wyżej opisanych niedostatków, stan techniczny sieci SN i nN można określić jako zasadniczo dobry. Awaryjność urządzeń i sieci utrzymuje się na poziomie poniżej pożądanych wartości mierników awaryjności. Zaniżone parametry techniczne, w stosunku do wymaganych, określonych w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w układzie pracy normalnej nie występują na napięciu SN oraz 110 kV. Natomiast na terenach wiejskich występują obszary zasilane z sieci 0,4 kV o zaniżonym napięciu, wskutek dużego rozproszenia odbiorców oraz wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną w gospodarstwach rolnych, jaki wystąpił w ostatnich latach. Spowodowane jest to wzrostem standardu jakości życia na wsi (np. budowy wodociągów), co skutkuje instalowaniem dużej ilości urządzeń gospodarstwa domowego (pralki, ogrzewacze przepływowe, itp) oraz urządzeń do produkcji rolnej. Zwiększanie obciążenia w stacjach, w których zainstalowana moc transformatorów 110 kV/SN utrudnia ruch i utrzymanie obiektu ze względu na niespełnienie wymogów związanych z pewnością zasilania przy braku możliwości rezerwowania tych stacji z sąsiednich GPZ-ów na wypadek wystąpienia awarii lub planowych prac eksploatacyjnych, winno odbywać się z uwzględnieniem faktu, że zapewnienie rezerwowych dróg dostawy wymaga przerw w zasilaniu odbiorców, niezbędnych dla wykonania odpowiednich przełączeń w sieci lub jest wręcz technicznie nie do zrealizowania ze względów napięciowych lub ze względu na dopuszczalną obciążalność.
Oceny pewności zasilania dokonuje się na podstawie wskaźników publikowanych przez operatorów systemów. Na podstawie § 41 ust. 3 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz.U. Nr 93, poz. 623 z późn. zm.) operatorzy systemów dystrybucyjnych zostali zobowiązani do publikacji wskaźników niezawodności zasilania odbiorców.
Przy wyznaczaniu wskaźników uwzględniono następujące definicje, znajdujące się w ww. rozporządzeniu:

  • SAIDI - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców;

  • SAIFI - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców;

  • MAIFI - wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich, stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.

Wskaźniki SAIDI i SAIFI wyznaczane są oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw.


Przerwy planowane są to przerwy wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Przerwy nieplanowane to przerwy spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Przerwy krótkie to przerwy trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty. Przerwy długie to przerwy trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin. Przerwy bardzo długie to przerwy trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny. Przerwy katastrofalne są to przerwy trwające dłużej niż 24 godziny.
Zakład Energetyczny „ENERGO-STIL” Sp. z o. o. i Arctic Paper Kostrzyn SA pełnią funkcję operatora systemu dystrybucyjnego od 2011 r. i nie opublikowały dotąd wskaźników niezawodności zasilania. Przedmiotowe wskaźniki dla obszaru zasilania ENEA Operator Sp. z o. o. oraz PKP Energetyka S.A. za 2011 r. kształtowały się następująco:
Tabela 4 21 Wskaźniki niezawodności zasilania w 2011 r.

Lp.

Wyszczególnienie

Jednostka

PKP

ENERGETYKA S.A.

ENEA

OPERATOR Sp. z o. o.

1.

Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy nieplanowej długiej i bardzo długiej (SAIDI - nieplanowane)

min.

18,70

362,72

2.

Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy nieplanowej długiej i bardzo długiej z katastrofalnymi (SAIDI – nieplanowane z katastrofalnymi)

min.

19,92

366,46

3.

Wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy planowanej długiej i bardzo długiej (SAIDI - planowane)

min.

8,41

139,38

4.

Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw nieplanowych długich i bardzo długich (SAIFI - nieplanowane)

szt.

0,12

4,86

5.

Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw nieplanowych długich i bardzo długich z katastrofalnymi (SAIFI - nieplanowane z katastrofalnymi)

szt.

0,12

4,86

6.

Wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw planowych długich i bardzo długich (SAIFI - planowane)

szt.

0,06

0,62

7.

Wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI)

szt.

0,03

2,14

8.

Łączna liczba obsługiwanych odbiorców (suma WN, SN i nN)

szt.

43 930

2 392 621

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych ENEA Operator Sp. z o. o. i PKP ENERGETYKA S.A.
Jak wynika między innymi z wyżej zamieszczonej tabeli, krajowy operator systemu dystrybucyjnego na przestrzeni ostatnich lat oferuje wskaźniki czasu trwania i częstości przerw często o rząd wielkości lepsze niż operatorzy lokalni. Należy jednak pamiętać, że PKP ENERGETYKA S.A. obsługuje nieporównanie mniejszą liczbę odbiorców niż więksi lokalni operatorzy systemów dystrybucyjnych, co w obliczeniach statystycznych rodzi określone konsekwencje. Tym niemniej osiąganie takich wskaźników niezawodności, w połączeniu z faktem, że sieć dystrybucyjna PKP ENERGETYKA S.A. przeważnie jest zasilana z sieci lokalnych operatorów systemów dystrybucyjnych dobrze świadczy o jakości operatywnego zarządzania systemem, jak również technicznych możliwościach rezerwowania. Wydaje się zatem, że warto brać pod uwagę zasilanie z sieci PKP ENERGETYKA S.A. w miarę oferowanych przez to przedsiębiorstwo rezerw dystrybucyjnych, zwłaszcza w przypadku realizacji obiektów położonych w sąsiedztwie terenów kolejowych.

1   ...   10   11   12   13   14   15   16   17   ...   27


©absta.pl 2016
wyślij wiadomość

    Strona główna