PROBLEMY ENERGETYKI I GOSPODARKI PALIWOWO...

PROBLEMY ENERGETYK I I GOSPODARK I PAL IWOWO-ENERGETYCZNEJ

ISSN 0013-7294 SIERPIEŃ 2009 CENA 15 ZŁ

Tomasz E. KOŁAKOWSKIIX Tytułem wstępu

K O N G R E S E L E K T R Y K I P O L S K I E J

Marek JAKUBIAK487 Wkład elektryków polskich w rozwój drugiej Rzeczpospolitej

ENERGETYKA JĄDROWA DLA POLSKI

Zdzisław CELIŃSKI492 Dlaczego energetyka jądrowa w Polsce?

Stanisław LATEK496 Ewolucja postaw społeczeństwa polskiego wobec energetyki jądrowej

Piotr JARACZ497 Społeczna percepcja ryzyka jądrowego

Laurent STRICKER 498 WANO – organizacja, programy działania.

Bezpieczeństwo i niezawodność eksploatacji elektrowni jądrowych na świecie

Michael WALIGÓRSKI, Jerzy NIEWODNICZAŃSKI498 Rola i zadania Państwowej Agencji Atomistyki w programie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce

Andrzej STRUPCZEWSKI499 Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i wady techniczne, ekologiczne i ekonomiczne

Stefan CHWASZCZEWSKI507 Nowoczesne cykle paliwowe EJ oraz gospodarka paliwem wypalonym i odpadami promieniotwórczymi z EJ

Stefania KASPRZYK507 Program polskiej energetyki jądrowej. Najkorzystniejsze lokalizacje, moce w tych lokalizacjach,

rozwój i modernizacja linii i rozdzielni najwyższych napięć

Tadeusz CHMIELNIAK, Andrzej G. CHMIELEWSKI, Krzysztof WIETESKA, Grzegorz WROCHNA512 Organizacja zaplecza-naukowo badawczego na potrzeby wdrażania programu polskiej energetyki jądrowej

Lech BALCEROWSKI, Andrzej PATRYCY513 Organizacja projektowania i budowy EJ w Polsce z uwzględnieniem Systemu Zapewnienia Jakości

Andrzej REŃSKI 515 Elektrownie i elektrociepłownie jądrowe źródłem ciepła dla systemów ciepłowniczych

Jacek BAURSKI521 Elektrociepłownie jądrowe dla Warszawy, czyli jak ogrzać i oczyścić miasto stołeczne

BEZPIECZEŃSTWO W ELEKTRYCE

Bogumił DUDEK, Stanisław CADER524 Nowoczesna technika i technologie obsługi linii i stacji

Bogumił DUDEK527 Bezpieczeństwo wykonywania prac w energetyce a kwalifikacje personelu

Bogumił DUDEK533 Kształtowanie bezpiecznych odległości od urządzeń elektroenergetycznych

SIECI I SYSTEMY ELEKTROENERGETYCZNE

Bartłomiej BASTIAN537 Sieci elektroenergetyczne na jednostkach pływających z systemem dynamicznego pozycjonowania

Krzysztof SIWEK, Stanisław OSOWSKI540 Prognozowanie obciążeń 24-godzinnych w systemie elektroenergetycznym

z użyciem zespołu sieci neuronowych

Waldemar SKOMUDEK545 Wpływ rozwoju sieci przesyłowej na bezpieczeństwo

i niezawodność pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego

Bernard BARON548 Metody komputerowe w optymalizacji rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznym

Aleksandra RAKOWSKA548 Rozwój linii kablowych wysokich i najwyższych napięć

ENERGETYKA I EKOLOGIA

Adam KUPCZYK, Agata PRZĄDKA, Izabela RÓŻNICKA552 Wybrane problemy produkcji i wykorzystania biogazu

SPIS TREŚCI

Marek JAKUBIAKWkład elektryków polskich w rozwój drugiej RzeczpospolitejEnergetyka 2009, nr 8, s. 487Artykuł dotyczy wkładu elektryków polskich w rozwój II Rzeczypospolitej. W poszczególnych rozdziałach podjęto próbę charakterystyki najważniej-szych trudności związanych z wdrażaniem do powszechnego stosowaniasystemu ogólnokrajowej elektryfikacji . Wskazano także na główne płaszczy-zny działalności inżynierów-elektryków. Ich starania o podniesienie poziomuelektrotechniki w latach 1918 – 1939, mimo iż nie zawsze uwieńczone sukce-sem, stały się bardzo ważnym czynnikiem umożliwiającym rozwój gospo-darki odradzającego się państwa polskiego.Słowa kluczowe: historia elektryki, organizacje elektryków polskich, rozwójelektrotechniki

Zdzisław CELIŃSKIDlaczego energetyka jądrowa w Polsce?Energetyka 2009, nr 8, s. 492Przedstawiono argumenty uzasadniające celowość wdrożenia energetykijądrowej w Polsce oraz wskazano konkretne korzyści dla społeczeństwawynikające z uruchomienia elektrowni jądrowych. Omówiono kolejno korzy-ści ekonomiczne, korzyści związane ze wzrostem bezpieczeństwa energe-tycznego oraz korzyści związane z ochroną środowiska.Słowa kluczowe: elektrownie jądrowe, bezpieczeństwo energetyczne,ochrona środowiska

Stanisław LATEKEwolucja postaw społeczeństwa polskiego wobec energetyki jądrowejEnergetyka 2009, nr 8, s. 496(skrót referatu kongresowego)

Piotr JARACZSpołeczna percepcja ryzyka jądrowegoEnergetyka 2009, nr 8, s. 497(skrót referatu kongresowego)

Laurent STRICKERWANO – organizacja, programy działania. Bezpieczeństwo i niezawodnośćeksploatacji elektrowni jądrowych na świecieEnergetyka 2009, nr 8, s. 498(skrót referatu kongresowego)

Michael WALIGÓRSKI, Jerzy NIEWODNICZAŃSKIRola i zadania Państwowej Agencji Atomistyki w programie rozwoju energetyki jądrowej w PolsceEnergetyka 2009, nr 8, s. 498(skrót referatu kongresowego)

Andrzej STRUPCZEWSKI Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i wadytechniczne, ekologiczne i ekonomiczneEnergetyka 2009, nr 8, s. 499 Obecnie dostępne na rynku reaktory to głównie reaktory III generacji, dużobezpieczniejsze niż reaktory pracujące dotychczas. Zapewniają też one lep-sze parametry eksploatacyjne, wysokie wypalenie paliwa i wysokie współ-czynniki wykorzystania mocy zainstalowanej. Nakłady inwestycyjne są wy-sokie, ale dużo niższe niż na elektrownie wiatrowe, a dzięki niskim kosztompaliwa elektrownie jądrowe III generacji są zdecydowanie konkurencyjnewobec elektrowni z paliwami organicznymi.Słowa kluczowe: reaktory III generacji, bezpieczeństwo jądrowe, nakładyinwestycyjne, niski koszt energii elektrycznej.

Stefan CHWASZCZEWSKI, Nowoczesne cykle paliwowe EJ oraz gospodarka paliwem wypalonym i odpadami promieniotwórczymi z EJEnergetyka 2009, nr 8, s. 507(skrót referatu kongresowego)

Stefania KASPRZYKProgram polskiej energetyki jądrowej. Najkorzystniejsze lokalizacje, mocew tych lokalizacjach, rozwój i modernizacja linii i rozdzielni najwyższychnapięćEnergetyka 2009, nr 8, s. 507Omówiono zakres niezbędnej rozbudowy systemu elektroenergetycznego w związku z budową elektrowni jądrowych w pasie północnym Polski.Wskazano na wiele prawnych i rzeczywistych utrudnień w procesie realiza-cji inwestycji liniowych i podano sposoby ich ograniczenia.Słowa kluczowe: elektrownie jądrowe, inwestycje infrastrukturalne, realiza-cja inwestycji liniowych w warunkach polskich uregulowań prawnych

Marek JAKUBIAKPolish electrical engineers’ contribution to the development of the SecondRepublic of PolandEnergetyka 2009, no. 8, p. 487Described is the Polish electrical engineers’ contribution to the developmentof the Second Republic of Poland. In separate parts of this article an attemptis made to characterize the most important difficulties concerning implemen-tation into the common use of the nationwide electrification system.Indicated are also main activity fields of electrical engineers. Their efforts toraise the level of Polish electrical engineering in the years 1918 –1939, thoughnot always successful, became a very important factor enabling developmentof economy of the reviving Polish state.Keywords: history of electrical engineering, organizations of Polish electricalengineers, electrotechnology development

Zdzisław CELIŃSKINuclear power industry in Poland – what for?Energetyka 2009, no. 8, p. 492Presented are arguments justifying purposefulness of the nuclear powerindustry implementation in Poland. Indicated are definite advantages for thepublic, resulting from putting nuclear power plants into operation. Discussedare successively economic advantages, the ones resulting from increasingenergy safety and advantages connected with environment protection. Keywords: nuclear power plants, energy safety, environment protection

Stanisław LATEKEvolution of the Polish nation attitude towards nuclear power industryEnergetyka 2009, no. 8, p. 496(summary of the Congress paper)

Piotr JARACZPublic perception of the nuclear riskEnergetyka 2009, no. 8, p. 497(summary of the Congress paper)

Laurent STRICKERWANO – organic structure, activity programs Safety and reliability of nuc-lear power plants’ operation in the worldEnergetyka 2009, no. 8, p. 498(summary of the Congress paper)

Michael WALIGÓRSKI, Jerzy NIEWODNICZAŃSKIRole and tasks of National Atomic Energy Agency in the Polish NuclearPower ProgramEnergetyka 2009, no. 8, p. 498(summary of the Congress paper)

Andrzej STRUPCZEWSKI Market available nuclear reactors – comparison of their technical, ecologi-cal and economic advantages and disadvantagesEnergetyka 2009, no. 8, p. 499 Present market available reactors are mainly reactors of the 3rd generation –much safer than the ones working hitherto. They provide also better opera-tional characteristic, high load factor and a high fuel burnout level.Investment costs are also big but much lower than for wind farms and, dueto low fuel costs, the 3rd generation nuclear power plants are strongly com-petitive against the ones fired with organic fuels.Keywords: 3rd generation reactors, nuclear safety, investment costs, lowelectricity costs

Stefan CHWASZCZEWSKIModern fuel cycles as well as burn-out fuel and radioactive wastes manage-ment in a nuclear power plant Energetyka 2009, no. 8, p. 507(summary of the Congress paper)

Stefania KASPRZYKPolish Nuclear Power ProgramThe most advantageous localizations and their power output, developmentand modernization of EHV lines and substationsEnergetyka 2009, no. 8, p. 507Discussed is the range of necessary power system development in connec-tion with building nuclear power plants in the north belt of Poland. Indicatedare many legal and real obstacles occurring in the process of power linesinvestment realization and given are methods to confine them. Keywords: nuclear power plants, infrastuctural investments, realization ofline investments in conditions of the Polish legal system

STRESZCZENIA SUMMARY

Tadeusz CHMIELNIAK, Andrzej G. CHMIELEWSKI, Krzysztof WIETESKA, Grzegorz WROCHNAOrganizacja zaplecza-naukowo badawczego na potrzeby wdrażania pro-gramu polskiej energetyki jądrowejEnergetyka 2009, nr 8, s. 512(skrót referatu kongresowego)

Lech BALCEROWSKI, Andrzej PATRYCYOrganizacja projektowania i budowy EJ w Polsce z uwzględnieniemSystemu Zapewnienia JakościEnergetyka 2009, nr 8, s. 513Omówiono problematykę związaną z projektowaniem i organizacją budowyelektrowni jądrowej na przykładzie realizacji EJ Żarnowiec, której Energo-projekt-Warszawa był krajowym Generalnym Projektantem. Omówiono rów-nież główne zasady ówczesnego Systemu Zapewnienia Jakości budowy obo-wiązujące wszystkich uczestników procesu inwestycyjnego EJ.Słowa kluczowe: elektrownia jądrowa; Polska; projektowanie; SZJ

Andrzej REŃSKI Elektrownie i elektrociepłownie jądrowe źródłem ciepła dla systemów ciepłowniczychEnergetyka 2009, nr 8, s. 515 W związku ze wzrostem zainteresowania energetyką jądrową i planowanymuruchomieniem pierwszej, a także kolejnych elektrowni jądrowych w Polsce,rozważa się możliwość wykorzystania tych obiektów, a także ich modyfikacjiw kierunku elektrociepłowni jądrowych, w celu odbioru ciepła dla potrzebsystemów ciepłowniczych. Wiele uwagi poświęcono opracowanym w prze-szłości koncepcjom wytwarzania ciepła w elektrowniach i elektrociepłow-niach jądrowych oraz scharakteryzowano wybrane zrealizowane dotychczasrozwiązania. Dokonano także wstępnej analizy techniczno-ekonomicznejukładów wykorzystujących elektrownie kondensacyjne, przeznaczonych dowytwarzania oraz dostawy ciepła odbiorcom bytowo-komunalnym.Słowa kluczowe: elektrownie jądrowe, elektrociepłownie jądrowe, układyzasilania w ciepło odbiorców bytowo – komunalnych

Jacek BAURSKIElektrociepłownie jądrowe dla Warszawy, czyli jak ogrzać i oczyścić mia-sto stołeczneEnergetyka 2009, nr 8, s. 521Krytycznie oceniono dotychczasową restrukturyzację energetyki i próbywprowadzenia rozwiązań rynkowych. Wskazano na celowość wybudowaniaelektrociepłowni jądrowych w celu rozwiązania problemów zaopatrzenia w ciepło aglomeracji warszawskiej. Zwrócono uwagę na konieczność plano-wania inwestycji infrastrukturalnych z wieloletnim wyprzedzeniemSłowa kluczowe: elektrociepłownie jądrowe, systemy ciepłownicze, aglo-meracja warszawska

Bogumił DUDEK, Stanisław CADERNowoczesna technika i technologie obsługi linii i stacjiEnergetyka 2009, nr 8, s. 524Zaprezentowano współczesną eksploatację sieci elektroenergetycznej bez-wyłączeniowymi technikami utrzymania.Wyróżniono techniki prac pod na-pięciem, stosowane w kraju i na świecie, w tym: prace diagnostyczne, kon-serwacyjne, tymczasowe techniki utrzymania zasilania, robotykę i usługiśmigłowcowe. Podano aktualny stan rozwiązań technologicznych w kraju.Podkreślono wieloaspektowe korzyści z zastosowania bezwyłaczeniowychtechnik, korzystnych dla klientów, odbiorców energii elektrycznej.Słowa kluczowe: prace pod napięciem, bezwyłączeniowe techniki utrzyma-nia

Bogumił DUDEKBezpieczeństwo wykonywania prac w energetyce a kwalifikacje personeluEnergetyka 2009, nr 8, s. 527Dobra organizacja prac jako czynnik zapewniający bezpieczeństwo wydajesię z jednej strony bardzo oczywista, z drugiej strony rodzą się wątpliwościczy można coś nowego zaoferować w tej dziedzinie. Naprzeciw tym wątpli-wościom wychodzą prace Międzynarodowego Zrzeszenia Zabezpieczeń So-cjalnych – ISSA. Jedna z prac sekcji elektrycznej zajmującej się różnymiaspektami organizacji pracy poświęcona została kwalifikacjom personelu.Do tej pory polski system potwierdzania kwalifikacji jest oparty w głównejmierze na wiedzy sprawdzanej egzaminami. Nowe spojrzenie na kwalifikacjeuwzględnia silniej niż do tej pory wiedzę, doświadczenie i umiejętności orazzachowania. Słuszność ukierunkowania uwagi na zachowania potwierdzanajnowsza statystyka wypadków elektrycznych za lata 2007 - 2008.Słowa kluczowe: bezpieczeństwo pracy, wypadkowość, kwalifikacje personelu

Bogumił DUDEKKształtowanie bezpiecznych odległości od urządzeń elektroenergetycznychEnergetyka 2009, nr 8, s. 533Przedstawiono rys historyczny zmian dopuszczalnych odległości od urzą-dzeń elektrycznych. Sformułowano zalecenia nowelizacji przepisów w tymwzględzie. Stwierdzono, że kształtowanie bezpiecznych odległości na pod-stawie analiz technologicznych i przewidywanych (i/lub) koniecznych pozio-mów wytrzymałości elektrycznej izolacji dla potrzeb procesów technologicz-nych może poszerzyć możliwości realizacyjne firm prowadzących eksploata-cję urządzeń elektroenergetycznych.Słowa kluczowe: bezpieczeństwo pracy, bezpieczne odległości, przepisynormatywne

Tadeusz CHMIELNIAK, Andrzej G. CHMIELEWSKI, Krzysztof WIETESKA, Grzegorz WROCHNAOrganization of scientific research background for the needs of Polish NuclearPower Program implementationEnergetyka 2009, no. 8, p. 512(summary of the Congress paper)

Lech BALCEROWSKI, Andrzej PATRYCYOrganization of a nuclear power plant design and building processes in Poland based on the Quality Assurance System Energetyka 2009, no. 8, p. 513Discussed are problems regarding design and building processes of a nucle-ar power plant on the example of EJ Żarnowiec for which Energoprojekt-War-szawa was the national General Designer. Presented are also the then obliga-tory – for all members of a nuclear power plant investment process – princi-ples of the Quality Assurance System.Keywords: nuclear power plant, Poland, design process, QualityManagement System

Andrzej REŃSKI Nuclear power and heat-and-power (NCHP) plants as a heat source forheating systemsEnergetyka 2009, no. 8, p. 515 In connection with an interest increase in nuclear power engineering and theplanned opening of the first (and then some more) nuclear power plant inPoland, a possibility to use these objects – and also to modify them to beco-me NCHP plants – to produce heat for heating systems is under considera-tion. Much attention is paid to in the past elaborated conceptions of produ-cing heat in nuclear power and NCHP plants. Characterized are selected andhitherto realized solutions. Preliminary technical and economic analysis ismade of systems using condensing power plants designed to produce anddeliver heat to household and public utility consumers.Keywords: nuclear power plants, NCHP plants, heat supply systems forhousehold and utility consumers

Jacek BAURSKINuclear heat and power stations for Warszawa, i.e. how to warm up andmake clean our capitalEnergetyka 2009, no. 8, p. 521Presented is a critical evaluation of the latest restructuring of the power indu-stry and attempts to introduce market solutions. Indicated is usefulness ofbuilding NCHP plants to solve heat delivery problems in Warsaw agglomera-tion. Attention is paid to necessity of many years’ advance planning of theinfrastucture investments.Keywords: NCHP plants, heat systems, Warsaw agglomeration

Bogumił DUDEK, Stanisław CADERModern technics and technologies for servicing of power lines and substationsEnergetyka 2009, no. 8, p. 524Presented is modern system of electric power network operation by meansof outage-free maintenance techniques. Special attention is paid to live wor-king techniques applied in our country and in the world, including diagnosticworks, routine maintenance, provisional techniques of uninterruptible powersupply, robotics and helicopter services. Given is the present condition oftechnological solutions in our country. Emphasized are multiaspect profits,derived from application of outage-free techniques, for the electric energyconsumers.Keywords: live working, outage-free maintenance techniques

Bogumił DUDEKWork security in electric power industry vs staff qualificationsEnergetyka 2009, no. 8, p. 527Work organization as a factor ensuring safety seems to be a self-evidentthing, but from the other side doubts arise if anything new can still be offe-red in this field. In answer to that, ISSA (International Social SecurityAssociation) dedicated some of its works to solve the problem and one ofthem, prepared by Electricity Section, treats of staff qualifications. Until now,the Polish system of certifying qualifications has been based mainly on some-body’s knowledge tested by exams. A new look on qualifications takes gre-atly into account the knowledge, experience and skills and behaviour. Theaptness to direct attention to behaviour problems is confirmed by the lateststatistics (years 2007– 08) of occupational accidents in electric power indu-stry. Keywords: work security, accident rate, staff qualifications

Bogumił DUDEKDetermining safe distances from power installationsEnergetyka 2009, no. 8, p. 533Presented is a historical outline of changes in determining safe distancesfrom power installations. Formulated are recommendations concerningamendments to the rules. Ascertained is that determining safe distances, onbase of technological analyses and the foreseen (and/or) necessary levels ofinsulating strength for the needs of technological processes, can broadenrealization possibilities of firms operating power installations. Keywords: work security, safe distances, standard regulations

Bartłomiej BASTIANSieci elektroenergetyczne na jednostkach pływających z systemem dynamicznego pozycjonowaniaEnergetyka 2009, nr 8, s. 537 Przedstawiono krótką charakterystykę jednostek pływających z systememdynamicznego pozycjonowania. Szczególna uwagę poświęcono zagadnie-niu klasyfikacji, konfiguracji systemów elektroenergetycznych i warunkówutrzymania właściwej niezawodności dla rozważanej klasy systemów.Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, jednostki z systemem DP

Krzysztof SIWEK, Stanisław OSOWSKIPrognozowanie obciążeń 24-godzinnych w systemie elektroenergetycz-nym z użyciem zespołu sieci neuronowychEnergetyka 2009, nr 8, s. 540Przedstawiono zastosowanie zespołu sieci neuronowych w prognozowaniuzapotrzebowania 24-godzinnego na energię elektryczną w systemie elektro-energetycznym. Autorzy proponują zastosowanie wielu predyktorów neuro-nowych działających równolegle na tych samych danych wejściowych. Pro-gnozy poszczególnych sieci są integrowane w jedną prognozę szeregu 24 wartości odpowiadających 24 godzinom doby z wyprzedzeniem jedno-dniowym. Zaproponowano i przebadano dwa różne warianty metod integra-cji porównując wyniki z prognozami wykonanymi przy zastosowaniu poje-dynczego predyktora.Słowa kluczowe: sieci neuronowe, prognozowanie, zapotrzebowanie namoc

Waldemar SKOMUDEKWpływ rozwoju sieci przesyłowej na bezpieczeństwo i niezawodnośćpracy Krajowego Systemu ElektroenergetycznegoEnergetyka 2009, nr 8, s. 545Infrastruktura sieciowa jest podstawowym elementem systemu elektroener-getycznego gwarantującym jego bezpieczeństwo i niezawodność funkcjono-wania. Jej rozwój w warunkach rynkowych – konkurencyjność gospodarki,wzrastające zapotrzebowanie na energię elektryczną odbiorców końcowych,poprawa pewności i jakości zasilania dużych aglomeracji miejskich – wyma-ga zasadniczej zmiany w podejściu do identyfikacji oraz planowania i realiza-cji zamierzeń inwestycyjnych. Gospodarka rynkowe w sposób bezwzględnyujawnia miejsca występowania ograniczeń przesyłowych, jednocześniewskazując poziom niezbędnych do poniesienia nakładów finansowych naich likwidację oraz silne powiązanie procesów rozwoju sieci przesyłowej i niezawodności pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.Słowa kluczowe: prognozowanie, sieci przesyłowe, inwestycje infrastruktu-ralne

Bernard BARONMetody komputerowe w optymalizacji rozpływu mocy w systemie elektroenergetycznymEnergetyka 2009, nr 8, s. 548(skrót referatu kongresowego)

Aleksandra RAKOWSKARozwój linii kablowych wysokich i najwyższych napięć Energetyka 2009, nr 8, s. 548Na świecie jest obserwowany dynamiczny rozwój linii kablowych dla wszyst-kich poziomów napięć. Wynika on nie tylko z uwarunkowań technicznych i ekonomicznych, ale również społecznych. Za wyborem linii kablowychprzemawia zmniejszająca się różnica kosztów budowy linii napowietrznej i kosztów równoważnej jej linii kablowej. Światowym standardem stają sięlinie kablowe na napięcie 400 kV o przekroju żyły roboczej 2500 mm2.Słowa kluczowe: linie kablowe, linie napowietrzne

Adam KUPCZYK, Agata PRZĄDKA, Izabela RÓŻNICKA Wybrane problemy produkcji i wykorzystania biogazuEnergetyka 2009, nr 8, s. 552W obliczu niestabilnych i zazwyczaj wzrastających cen paliw kopalnych i dynamicznego rozwoju gospodarki Europa poszukuje nowych, alternatyw-nych źródeł energii, które spełniałyby cechy zrównoważoności. Wśródwszystkich odnawialnych źródeł energii: energii wiatrowej, słonecznej, wod-nej, geotermalnej i biomasy, ta ostatnia wydaje się najbardziej obiecująca zewzględu na jej uniwersalność i możliwość zastosowania w każdym miejscu.W artykule scharakteryzowano rozwój produkcji biogazu i jego wykorzysta-nie w krajach UE i w Polsce. Omówiono zagrożenia rozwoju sektora w Polsce oraz możliwość wykorzystania biogazu na cele transportowe.Słowa kluczowe: odnawialne źródła energii, biogaz, paliwo do pojazdów sil-nikowych

Bartłomiej BASTIANElectric power networks on vessels with dynamic positioning systemEnergetyka 2009, no. 8, p. 537 Presented is a short characteristics of vessels with dynamic positioning sys-tem. A special attention is paid to problems of classification, configuration ofpower systems and conditions necessary to maintain proper reliability of thediscussed systems.Keywords: electric power system, vessels with DP system

Krzysztof SIWEK, Stanisław OSOWSKIPrognosing of 24-hour load in a power system with the use of neuralnetwork ensembleEnergetyka 2009, no. 8, p. 540Presented is the neural network predictors ensemble to forecast 24-load pat-tern for the next day in a power system. Applied are four different structuresof neural networks – they consist of MLP, SVM, Elman and Kohonen net-works. The values of power consumption for 24 hours one day ahead, pre-dicted by using individual predictors, are combined together using eitherblind source separation or principal component analysis combined with neu-ral integrator. The developed system of prediction was tested on real datataken from the Polish Power System. Keywords: neural networks, prognosing, power demand

Waldemar SKOMUDEKInfluence of transmission network development on safety and reliability ofthe Polish National Power SystemEnergetyka 2009, no. 8, p. 545Network infrastructure is a basic element of a power system, ensuring itssecurity and operational reliability. Development of the structure in marketconditions – economy competitiveness, increasing power demand fromend-users, improvement of reliability and quality of power supplies for bigtown agglomerations – all this needs a substantial change in the approachto identification as well as designing and planning of investment projects.Market economy shows, without fail, the places where supply curtailmentsoccur, at the same time pointing out the level of investment costs necessa-ry for their removal and strongly binding together the development pro-cesses of a transmission network and National Power System working relia-bility. Keywords: prognosing, transmission networks, infrastuctural investments

Bernard BARONComputer methods in optimization of power load flow in a power systemEnergetyka 2009, no. 8, p. 548(summary of the Congress paper)

Aleksandra RAKOWSKADevelopment of HV and EHV cable linesEnergetyka 2009, no. 8, p. 548A very dynamic development of cable lines for all voltage levels is observedin the world. It results not only from technical and economic conditions, butalso from the social ones, and the main reason is the all time diminishing dif-ference between costs of erecting of an overhead line and costs of an equ-ivalent cable line. 400 kV cable lines having cross-sectional area of 2500 mm2

become the world standard now. Keywords: cable lines, overhead lines

Adam KUPCZYK, Agata PRZĄDKA, Izabela RÓŻNICKA Selected problems of biogas production and utilizationEnergetyka 2009, no. 8, p. 552Envisaging unstable and usually growing prices of fossil fuels and dynamicdevelopment of economy, Europe is in search of new, alternative energysources having as many attributes of sustainable energy as it is possible.From among all renewable energy sources like wind, solar and geothermalenergy, hydroenergy and biomass, the latter seems to be the most promi-sing, considering its universality and ability of utilization at any place.Characterized is biogas production development and its utilization in the UEcountries and in Poland. Discussed are threats to development of this sec-tor in Poland and possibility to use biogas for transport purposes.Keywords: renewable energy sources, biogas, fuel for motor vehicles

KONGRESELEKTRYKI POLSKIEJ

Warszawa, 2 – 4 września 2009

ELEKTROENERGETYKA● Odnawialne źródła energii ● Ochrona środowiska w energetyce

● Przesył i rozdział energii ● Energetyka jądrowa ● Polityka energetyczna

ELEKTROTECHNIKA● Polski przemysł elektrotechniczny ● Technika świetlna ● Trakcja i pojazdy elektryczne

● Instalacje elektryczne i ochrona przeciwpożarowa

ELEKTRONIKA I AUTOMATYKA● Optoelektronika ● Automatyka i robotyka ● Mechatronika

● Automatyzacja procesów przemysłowych ● Automatyka elektroenergetyczna

TELEKOMUNIKACJA● Nowoczesne systemy i urządzenia telekomunikacyjne

● Problematyka społeczeństwa informatycznego ● Urządzenia telekomunikacyjne

INFORMATYKA● Technologie internetowe ● Systemy informatyczne (cybernetyka)

● Metody informatyczne w elektrotechnice

HISTORIA● Wybitni elektrycy ● Historia SEP ● Wybitni elektrycy okresu międzywojennego

PANELE I SPOTKANIA DYSKUSYJNE● Nauka i kształcenie elektryków ● Kierunki rozwoju współczesnej elektryki – konferencja prasowa

● Normy elektryczne ● Certyfikacja

STOWARZYSZENIE ELEKTRYKÓW POLSKICH

ul. Świętokrzyska 14, 00-050 Warszawa, tel. +48 022 556 43 02 - 07e-mail: [email protected], wwwkongres-sep.pl

W pierwszych dniach września odbędzie się w salach Politechniki Warszawskiej Kongres Elektryków Polskich przygo-

towywany już od dawna przez Stowarzyszenie Elektryków Polskich. Stowarzyszenie obchodzi w bieżącym roku 90-lecie

swego działania.

Hasło Kongresu brzmi: Elektryka polska – tradycja, teraźniejszość i przyszłość.

Do głównych zaś celów Kongresu zaliczono:

● uczczenie pamięci poprzedników – elektryków, którzy przyczynili się do rozwoju tej dziedziny techniki w Polsce i na

świecie,

● określenie diagnozy stanu polskiej elektryki na początku XXI wieku, w 90. roku istnienia SEP,

● określenie strategicznych kierunków rozwoju tej bardzo istotnej gałęzi nauki i gospodarki dla życia i rozwoju kraju.

Na Kongres opracowanych zostało wiele referatów dotyczących najważniejszych dla polskiej elektryki spraw i proble-

mów przyjętych przez Komitet Programowo-Organizacyjny Kongresu, działający pod przewodnictwem profesora An-

drzeja Jakubiaka z Politechniki Warszawskiej i pani Jolanty Arendarskiej, Sekretarz Generalnej SEP.

Organizatorzy Kongresu zwrócili się do kilku czasopism sepowskich z prośbą o opublikowanie na ich łamach tekstów

niektórych, wybranych przez Sektretarz Generalną SEP, referatów lub ich skrótów. Referatów, poruszających zagadnie-

nia, które wiążą się z ramową tematyką tych czasopism.

Miło mi poinformować Szanownych Czytelników Energetyki, że i nasze czasopismo wyznaczone zostało do opubliko-

wania kilkunastu referatów. Redakcja przyjęła to z zadowoleniem, jako wyraz nie tylko pewnego uznania dla miesięczni-

ka młodszego od Stowarzyszenia o 27 lat, ale i zaufania, że teksty te potraktujemy z należytą rozwagą i starannością.

Na stronach naszego miesięcznika publikujemy więc bez zmian teksty 19 referatów i skrótów referatów w następują-

cych grupach tematycznych.

■ Historia elektryki

■ Energetyka jądrowa dla Polski

■ Bezpieczeństwo w elektryce

■ Sieci i systemy elektroenergetyczne

Tytuły poszczególnych referatów, streszczenia w języku polskim i angielskim oraz nazwiska Autorów zawarte są, jak

zwykle w naszym miesięczniku, w spisie treści numeru.

Referaty te były z pewnością recenzowane przez Komitet Programowo-Organizacyjny, mimo to pozwalamy sobie

zwrócić uwagę na kilka naszym zdaniem dyskusyjnych problemów w nich zawartych. Oczywiście będą one przedmiotem

dyskusji kongresowej, a tezy w nich zawarte przełożą się po przeanalizowaniu przez uczestników Kongresu na wnioski

i postulaty.

W referacie historycznym omawiającym 90 lat Stowarzyszenia, prawdopodobnie omyłkowo podano, że 9 czerwca 1919 r.

ukonstytułowało się Stowarzyszenie Elektryków Polskich. Z dokumentów SEP wynika jednak, że wówczas powstało

Stowarzyszenie Elektrotechników Polskich. Nazwę Stowarzyszenie Elektryków Polskich przyjęło dopiero w czerwcu 1928 r.

VIII Walne Zgromadzenie Kół w Toruniu.

Podobnie za pomyłkę uznać można chyba zaliczenie Zakładów Energetycznych Okręgu Centralnego w Warszawie do

fabryk czy firm energetycznych. Powstały one dopiero po wojnie 1939 – 1945. W omawianym okresie gmina miasta sto-

łecznego Warszawy założyła spółkę o nieco podobnej nazwie – Zakład Energetyczny Okręgu Podstołecznego1).

Za niezręczność uznać także można pominięcie wśród postaci naukowców elektrotechników postaci prof. dr. Stanisła-

wa Fryzego, pioniera elektrotechniki, uczonego światowej sławy, tworzącego między innymi teorię mocy i wykładające-

go w omawianym okresie na Politechnice Lwowskiej.

Zamieszczonych 12 referatów dotyczących energetyki jądrowej prezentuje jednoznacznie pozytywne stanowisko

w sprawie budowy elektrowni jądrowych w Polsce, nie zajmując się praktycznie innymi możliwościami. Trudno się temu

dziwić, jeśli uwzględni się fakt, że w dniu 13 stycznia 2009 r. Rada Ministrów RP przyjęła uchwałę w sprawie działań podej-

mowanych w zakresie energetyki jądrowej. Uchwała stałą się podstawą do kolejnych zmian mających na celu rozpoczęcie

Szanowni Czytelnicy Energetyki

1) p. SEP, Historia Elektryki Polskiej, Elektroenergetyka, WNT, Warszawa 1977

przygotowań do realizacji inwestycji związanych z budową elektrowni jądrowych. W dniu 20 lutego 2009 r. Prezes Rady

Ministrów Donald Tusk powołał na stanowisko Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki prof. Michała Waligórskiego i jed-

nocześnie, w związku z przejściem na emeryturę, odwołał z tego stanowiska prof. Jerzego Niewodniczańskiego. Pod

koniec marca br. Premier Donald Tusk powołał Przewodniczącego Rady do Spraw Atomistyki – kolegialnego organu

doradczego i opiniodawczego przy Prezesie Państwowej Agencji Atomistyki. Przewodniczącym Rady na rozpoczynającą

się czteroletnią kadencję 2009 – 2012 został prof. dr hab. inż. Andrzej Grzegorz Chmielewski, sprawujący w poprzedniej

kadencji Rady funkcję jej wiceprzewodniczącego.

Z kolei, na wniosek Ministra Gospodarki Waldemara Pawlaka, w dniu 19 maja 2009 roku Prezes Rady Ministrów

powierzył Hannie Trojanowskiej, członkowi Zarządu Głównego PTN, funkcję Pełnomocnika Rządu ds. Energetyki

Jądrowej, w randze podsekretarza stanu w Ministerstwie Gospodarki. Podstawę prawną powołania stanowiło rozporzą-

dzęnie Rady Ministrów w sprawie ustanowienia Pełnomocnika Polskiej Energetyki Jądrowej przyjęte 12 maja br. W roz-

porządzeniu wymieniono zadania nowego Pełnomocnika, z których najważniejsze to „opracowanie i przedstawienie

Radzie Ministrów projektu „Programu polskiej energetyki jądrowej zawierającego w szczególności liczbę, wielkość i moż-

liwe lokalizacje elektrowni jądrowych”. Planowany termin przyjęcia przez Radę Ministrów tego programu ustalono na

drugą połowę 2010 roku.

Zamieszczone w Energetyce referaty kongresowe wpisują się w działania uruchomione przez rząd w sprawie budo-

wy elektrowni jądrowych w Polsce.

Zwrócić jednak można uwagę, że nadal rozlegają się głosy poważnych naukowców przeciwne budowie w Polsce

takich elektrowni. Można się spodziewać, że i w dyskusjach na Kongresie głos zabiorą przeciwnicy energetyki jądrowej.

W numerze wrześniowym Energetyki planujemy przedstawić naszym Czytelnikom dwa artykuły, stanowiące przedruk

z innych czasopism i stron Internetowych przedstawiające alternatywne rozwiązania struktury wytwarzania energii elek-

trycznej w Polsce.

Na marginesie zauważyć można, że wspomniane decyzje rządowe zaowocowały nie tylko wzrostem zainteresowania

biznesem jądrowym firm i koncernów europejskich, amerykańskich i azjatyckich, ale i rządów niektórych krajów. Na

łamach jednego z czasopism o tematyce energetycznej ukazujących się w Polsce opublikowany został tekst podpisany

przez ambasadora Francji w Polsce pana Fran ois Barry Delongchampsa zatytułowany „Francja wybrała, teraz Polska”2)

mający charakter lobbujący z pozycji „starszego przyjaciela”. Zakończenie tego tekstu, niezwykłego jak na warunki Unii

Europejskiej, brzmi: „Francja jest gotowa wesprzeć świadomy wybór, jakiego dokonał polski rząd, wybór dywersyfikacji

źródeł energii w celu zapewnienia polskiej gospodarce niezmąconej przyszłości energetycznej, sprzyjającej jej rozwojo-

wi.”

Trzy kolejne referaty poświęcone są problemom bezpiecznej pracy przy urządzeniach elektrycznych, a zwłaszcza pro-

blematyce prac pod napięciem, jako elementu sprzyjającego wzrostowi jakości energii elektrycznej dostarczanej odbior-

com. Materiały kongresowe zamykają referaty związane z sieciami i systemami elektroenergetycznymi w aspekcie zasto-

sowań informatycznych oraz problematyki rozwoju Krajowego Systemy Elektroenergetycznego.

Ze swej strony pozwalamy sobie zaapelować do Szanownych Czytelników nie tylko o zapoznanie się z tymi materia-

łami, ale także zabranie na ich temat głosu, niezależnie od terminu zakończenia Kongresu Elektryków Polskich. Nie ulega

przecież wątpliwości, że przyszłośc związana jest z rozwojem tej bardzo istotnej dla życia i rozwoju kraju gałęzi nauki

i gospodarki, jaką stanowi elektryka i związane z nią systemy inteligentne infrastruktury.

Obiecujemy solennie, że każdą wypowiedź czy to nadesłaną do redakcji, czy na nasze strony internetowe, opubliku-

jemy na naszych łamach.

Tomasz E. Kołakowski

2) Energetyka cieplna i zawodowa 2009, nr 6, str 38

sierpień 2009 www.energetyka.eu strona 487

Odzyskanie przez Polskę niepodległości stało się bardzoistotnym czynnikiem, wyzwalającym w społeczeństwie zapo-trzebowanie na zmiany, które pozwoliłyby podnieść poziomgospodarczy kraju. Ze względu na znaczne wyeksploatowa-nie poszczególnych terytoriów, spowodowane prowadzonądo połowy 1918 r. wyniszczającą polityką zaborców, odzyska-nie stabilności ekonomicznej i technologicznej w suwerennejRzeczpospolitej było bardzo utrudnione. W założeniachpierwszych niepodległościowych gabinetów rządowych prio-rytetem miała stać się polityka rozwoju gospodarczego, zeszczególnym zwróceniem uwagi na wzrost potencjału prze-mysłowego i zdecydowane zmniejszenie znaczenia rolnictwa.

Celem niniejszej publikacji jest wykazanie współzależno-ści pomiędzy rozwojem przemysłu w II Rzeczpospolitej a działalnością polskich inżynierów-elektryków. Prowadzącprace badawcze i opracowując nowatorskie projekty ogólno-krajowej elektryfikacji, w istotny sposób przyczynili się oni dorozbudowy i reaktywacji ważniejszych ośrodków przemysło-wych. Wielu znanych w dwudziestoleciu międzywojennyminżynierów-elektryków, oprócz prowadzenia działalności kon-struktorsko-wynalazczej, związało się z najstarszymi uczelnia-mi technicznymi Polski Odrodzonej – Politechniką Warszaw-ską i Politechniką Lwowską. Kształcąc studentów przygoto-wywali kadry, niezbędne do kontynuacji prac w obszarzeelektrotechniki, zapewniając ciągłość pokoleniową inżynie-rów, zaangażowanych w proces industrializacji kraju.

Artykuł składa się z czterech rozdziałów o treści będącejuzasadnieniem tezy, iż elektrotechnika, dzięki wielokierunko-wemu zaangażowaniu inżynierów-elektryków, była dziedzi-ną, od której rozwoju zależała znaczna część przemian zacho-dzących w Polsce w latach 1918 – 1939. Pierwszy z rozdzia-łów przedstawia w skrócie stan polskiej elektrotechniki poodzyskaniu niepodległości w 1918 r., na tle uprzemysłowio-nych krajów Europy Zachodniej. W drugim dokonano cha-rakterystyki obszarów działalności inżynierów-elektryków w odniesieniu do branży przemysłowej, a szczególnie elek-troenergetycznej. Kolejny, trzeci rozdział, został poświęconyprzybliżeniu pracy naukowej i dydaktycznej kadry akademic-kiej wybitnych elektryków II RP i jej znaczeniu dla rozwojupaństwa. Ostatnia część artykułu dotyczy zrzeszeń i organiza-cji inżynierów, w których funkcjonowanie angażowali sięaktywnie elektrycy w latach 1918 – 1939.

Bazę źródłową publikacji stanowią monografie i artykułyprasowe, jak również wybrane przepisy prawne, dotycząceporuszanej problematyki.

Stan elektrotechniki polskiej po 1918 r.

Na przełomie XVIII i XIX w. w Europie pod wpływemrewolucji przemysłowej nastąpił intensywny rozwój technik,umożliwiających zwiększenie dostępności ogółowi społe-czeństwa do różnych form energii i zasilania urządzeń.

Na początku XX wieku najpopularniejszym i najbardziejinnowacyjnym sposobem zasilania stawała się energia elek-tryczna. Podczas I wojny światowej infrastruktura przemysło-wa większości państw Europy Zachodniej poniosła pewnestraty ilościowe, jednak bez porównania mniejsze niż skalazniszczeń na terytorium Europy Środkowo-Wschodniej.Dodatkowo państwa zachodnie dysponowały zasobamifinansowymi, pozwalającymi na szybkie przywrócenie prze-mysłu do stanu sprzed 1914 r., który zdecydowanie przewyż-szał swoim potencjałem i nowoczesnością przemysł w kra-jach Europy Wschodniej, w szczególności będących tak jakPolska pod zaborami.

Stopień rozwoju elektrotechniki w niepodległej Polsce napoczątku dwudziestolecia międzywojennego był wysoce nie-zadowalający. Większość elektrowni miała jedynie lokalnyzasięg i niewielką moc, co bardzo utrudniało dopływ zasila-nia do zakładów produkcyjno-przemysłowych. Istniejące w tym okresie 280 elektrowni dawało łącznie moc ok. 211MW, co w praktyce oznaczało, że na jednego mieszkańcaprzypadało ok. 8 W1).

Niewielka dostępność do energii elektrycznej wynikałarównież z braku jednolitego systemu produkcji i przekazu naterytorium całego kraju. Brak możliwości korzystania w sze-rokim zakresie z tego źródła energii wpływał negatywnie nawzrost poziomu gospodarczego oraz ograniczał rozbudowęinfrastruktury kolejowej, ułatwiającej transport towarów i mobilność mieszkańców2).

Przedstawiony w skrócie obraz elektryki w pierwszychlatach niepodległości II RP świadczył jednoznacznie o trudnejsytuacji i konieczności zbudowania niemal od podstawnowoczesnego systemu wytwarzania i dystrybucji energiielektrycznej. Dokonanie tego było także niezbędnym warun-kiem, by Polska produkcja przemysłowa mogła stać się kon-kurencyjna wobec wyrobów krajów Europy Zachodniej.Należy bowiem zaznaczyć, że przedsiębiorcy z tych państw,przy współpracy z gabinetami rządowymi, doprowadzili doszybkiego rozwoju przemysłu opartego na energii elektrycz-nej, zwiększając dzięki temu wydatnie produkcję masową.Pojawiły się nowe branże, związane z elektrotechniką, jak np.fabryki silników elektrycznych, instalacji czy też elementówoświetleniowych. Ponadto w latach 1918 – 1939 większośćpaństw europejskich dokonała przejścia z prądu stałego naprąd zmienny trójfazowy, tworząc zarazem jednolite systemyprzesyłu i przekazu energii elektrycznej3). Wobec tak znacz-nych przemian Polska po odzyskaniu niepodległości by-ła państwem, którego rozwój energetyczny w porównaniu

Dr Marek JakubiakPolitechnika Warszawska

Wkład elektryków polskich w rozwój drugiej Rzeczpospolitej

1) J. Żarnowski, Polska 1918 – 1939. Praca-technika-społeczeństwo,Warszawa 1992, s. 17.

2) Krakowska energetyka, 1905-2005. Praca zbiorowa pod red. Wal-demara Kani, Firma Wydawnicza Trans- Krak, Kraków 2005, s. 35.

3) J. Żarnowski, op. cit., s. 75 – 76.

Historia elektryki

sierpień 2009strona 488 www.energetyka.eu

Pierwszy plan elektryfikacji, sporządzony już w odrodzo-nej Rzeczypospolitej, został wykonany w 1920 r. Dotyczyłelektryfikacji okręgu pomorskiego (Grudziądz, Toruń). Pro-jekty o zasięgu ogólnokrajowym powstawały etapami w la-tach 1922 – 1928. Jednym z filarów systemu przekazu ener-gii elektrycznej miała być, wybudowana w 1924 r., Elektrow-nia Okręgu Warszawskiego, zlokalizowana w Pruszkowie9).

Pomimo podjętych działań część terytorium Polski wciążnie była zelektryfikowana. W 1928 r. ówczesny minister ro-bót publicznych – Jędrzej Moraczewski – wystąpił do rządu z wnioskiem o przyspieszenie budowy ogólnokrajowego sys-temu dostarczania energii elektrycznej. Uzasadniając swojestanowisko w tej sprawie J. Moraczewski stwierdził, że elektry-fikacja jest niezbędnym warunkiem do właściwego rozwojutechnologicznego i cywilizacyjnego polskiego społeczeństwa.Efektem starań Moraczewskiego było przekonanie członkówPolskiego Komitetu Energetycznego do zlecenia znanemuspecjaliście z zakresu elektryfikacji – prof. G. Sokolnickiemu,opracowania szczegółowego projektu dostarczania energiielektrycznej na obszarze II Rzeczypospolitej. Prof. Sokolnickizaprosił do współtworzenia zespołu profesorów: MaurycegoAltenberga ze Lwowa, Juliusza Glatmana z Wilna, Jana Obrą-palskiego z Katowic, Alfonsa Hoffmana z Torunia oraz KarolaTrompeteur z Poznania. Prace nad projektem trwały dwa lata.W 1930 r. opublikowano główne założenia systemu. Podokonaniu ustalenia mocy produkcyjnej poszczególnychelektrowni i ich zasobów energetycznych zdecydowano, żerealizacja elektryfikacji będzie przebiegać w trzech etapach,proporcjonalnych do poziomu zapotrzebowania na energię..Przewidywano, że wzrost zapotrzebowania na energię zwięk-szy się w latach 1927 – 1935 o 12% w skali roku, w latach1935 – 1950 o 8,2% w skali roku, a w okresie 1950 – 1965 o 6,4% w skali roku. . Projekt obejmował linie energetyczneo napięciu 60 – 100 i 200 kV10).

W ramach modernizacji przemysłu II Rzeczypospolitejogłoszono 10-letni plan elektryfikacji kraju. Obejmował onobszar sześciu województw, tworząc tzw. energetyczny trój-kąt bezpieczeństwa. Dwa spośród nich, tj. województwo kie-leckie i łódzkie, miały zostać zelektryfikowane w całości,pozostałe, czyli województwo warszawskie, lubelskie i lwow-skie tylko częściowo. Realizację tej koncepcji zamierzanoprzeprowadzić dwuetapowo: w pierwszym, który miał prze-biegać w latach 1928 – 1933 i drugim, w latach 1934 – 1938.Pierwszy etap zakładał uporządkowanie pod względem ener-getycznym Zagłębia Węglowego i okręgu łódzkiego. Druginatomiast przewidywał budowę czterech linii wysokiegonapięcia: Rożnów-Tarnów-Szydłowiec-Warszawa, Łódź -War-szawa, Radomsko-Szydłowiec oraz linię okręgu radomskie-go. Odpowiedzialność za prawidłowe przeprowadzenieinwestycji przypadła Państwowym Zakładom Elektrycz-nym11).

Zaprezentowane powyżej projekty elektryfikacji Polskimiędzywojennej nie były jedyną domeną działalności inżynie-rów-elektryków. Wielu z nich podjęło pracę w zakładach ener-getycznych, w kolejnictwie i innych gałęziach przemysłu elek-trotechnicznego, który rozwijał się stosunkowo dynamicznie,nawet w okresie światowego kryzysu przełomu lat dwudzie-stych i trzydziestych. Powstawały nowoczesne fabryki, mogą-ce konkurować swoimi produktami na rynku europejskim. Do najbardziej znanych ośrodków należały Zakłady Ener-getyczne Okręgu Centralnego w Warszawie, Fabryka MaszynElektrycznych w Cieszynie, czy Zjednoczenie Elektrowni okrę-gu radomsko-kieleckiego. Polskie miasta coraz szerzej korzy-stały z dobrodziejstw energii elektrycznej. Przykładem miasta

z rozwiniętymi krajami Europy był opóźniony o ćwierćwieku4). Na szczęście polscy politycy zdawali sobie sprawę z tej sytuacji i jeszcze przed rokiem 1918, przygotowując krajdo suwerenności, zwrócili się o pomoc do inżynierów-elek-tryków, których działalność miała doprowadzić do rozwojutej dziedziny polskiej gospodarki.

Udział elektryków polskich w rozwoju gospodarczym kraju

Prace nad projektami, dotyczącymi sposobu pozyskiwa-nia i przekazu energii elektrycznej na ziemiach polskich, roz-poczęto już w roku 1916. Powołano wówczas KomisjęElektryfikacji Kraju pod kierownictwem inż. Alfonsa Kühna.W jej skład wchodzili także inżynierowie: Stanisław Wysocki-Odrowąż, Jan Tymowski, Julian Kraushar, WładysławTarczyński i Tomasz Arlitewicz. W rezultacie prowadzonychprzez Komisję prac powstał projekt, zakładający oparcie sys-temu elektryfikacji kraju na wielkich elektrowniach okręgo-wych, zlokalizowanych blisko złóż: węgla (czyli Małopolska,Dąbrowa Górnicza), ropy naftowej (Borysław), gazu ziemne-go (Tustanowice) oraz w okręgach przemysłowych: war-szawskim, łódzkim, poznańskim i gdańskim. Elektrownie temiały stanowić jeden wielki kompleks połączony liniamiwysokiego napięcia o długości ok. 900 km5).

W następnym roku odbył się I Zjazd Techników Polskich,na którym powołano Krajowy Urząd Elektryfikacyjny. Jegozadaniem było nadzorowanie przebiegu elektryfikacji ziempolskich. Niezależnie bowiem od zróżnicowania projektówpod względem technicznym, wśród elektryków panowałazgodność, że elektryfikacja musi przebiegać planowo i podkontrolą kształtujących się stopniowo władz państwowych.

Kontynuując prace nad projektem systemu elektryfikacji,w 1917 r. najaktywniejszą działalność w tym zakresie podjęłydwa zespoły elektrotechników. Elektrycy z zespołu prof.Gabriela Sokolnickiego podjęli próbę uzyskania na terenieGalicji energii z zasobów wodnych. Natomiast specjaliści z zespołu kierowanego przez prof. Ludwika Tołłoczko opraco-wali w Piotrogrodzie projekt, dotyczący elektryfikacji Galicji i Królestwa Polskiego. Według tego projektu na ziemiachKrólestwa Polskiego miały zostać zbudowane elektrownie wZagłębiu Dąbrowskim, Warszawie, Łodzi, Lublinie, dla Galicjinatomiast w Zagłębiu Krakowskim (2 – 4 elektrownie) .

Odzyskanie przez Polskę niepodległości postawiło elektry-ków przed koniecznością znacznie większego niż dotychczaszaangażowania w zagadnienia, dotyczące budowy przemysłuelektrotechnicznego. Ziemie, które zostały przejęte spod jarz-ma zaborów charakteryzował bardzo zróżnicowany poziompostępu technicznego, co wiązało się z potrzebą wprowadza-nia niezbędnych innowacji. Nie mniej ważna była równieżkwestia współpracy z politykami, aby dokonywana moderni-zacja znalazła swe odzwierciedlenie w przepisach prawnych.

Począwszy od 1919 r. wszystkie sprawy formalne, doty-czące elektryfikacji, były rozpatrywane przez Urząd Elektry-fikacyjny, który na początku podlegał Ministerstwu Przemysłui Handlu, a następnie Ministerstwu Robót Publicznych7). Roz-poczęto także prace nad ustawami i rozporządzeniami, zwią-zanymi z przemysłem elektroenergetycznym8).

4) Krakowska energetyka, op. cit., s. 135.5) J. Piłatowicz, Projekty i programy elektryfikacji Polski w latach 1918

– 1939, Warszawa 1984, s. 119.6) Tamże, s. 120.7) Tamże, s. 122.8) Dz. U. RP, nr 34, poz. 277, Ustawa Elektryczna z dn. 21.03. 1922.

Zob. także Dz. U. RP nr 60, poz. 440, 441, RozporządzenieMinisterstwa Robót Publicznych z 20.05.1923 w sprawie nadawa-nia uprawnień rządowych na wytwarzanie, przetwarzanie, przesy-łanie i rozdzielanie energii elektrycznej.

9) Cz. Mejro, op. cit., s. 190.10) J. Piłatowicz, op. cit., s. 123 – 125.11) Tamże.


o wysokim stopniu rozwoju elektroenergetyki był Kraków, w którym jako jednej z pierwszych miejscowości zainstalo-wano w 1926 r. nowoczesny system oświetlenia, polegającyna montowaniu lamp na wysokich, betonowych słupach, copozwalało na zapewnienie lepszej widoczności i bezpieczeń-stwa mieszkańcom. W dwa lata później także w Krakowie nawiększości zabytkowych budowli umieszczono reflektory,których światło podkreślało piękno fasady, tworząc tymsamym rodzaj iluminacji12). Wprowadzane nowości technicz-ne były w większości przypadków dziełem polskich inżynie-rów elektryków.

Rolakadry akademickiej

Rozwój przemysłu elektrotechnicznego w II Rzeczypo-spolitej zależał w dużej mierze od umiejętności współdziała-nia między przedstawicielami branży przemysłowej, a spe-cjalistami z zakresu elektrotechniki, pracującymi na państwo-wych wyższych uczelniach technicznych niepodległej Polski– przede wszystkim na Politechnice Warszawskiej i Politech-nice Lwowskiej.

Kadra akademicka elektryków pracująca na tych uczel-niach w latach 1918 – 1939 odgrywała bardzo dużą rolę,zarówno na płaszczyźnie naukowo-badawczej, jak i dydak-tycznej. Przedstawiając do opatentowania różnorodne wyna-lazki z dziedziny elektrotechniki była grupą zawodową w istotny sposób przyczyniającą się do wzrostu potencjaługospodarczego II Rzeczypospolitej. Dysponując wynikaminajnowszych badań i doświadczeń laboratoryjnych pracow-nicy naukowo-dydaktyczni mogli przekazywać swą wiedzęstudentom, przygotowując ich w ten sposób do podjęciawysiłków na rzecz rozwoju elektryki.

Wkład naukowców z obu tych najważniejszych wyższychpolskich uczelni technicznych dwudziestolecia międzywojen-nego w modernizację technologii, wywodzącej się jeszcze zczasów rozbiorów, był znaczący. Wprowadzane innowacjedotyczyły w równym stopniu udoskonalenia istniejących jużrozwiązań, co rozszerzenia teoretycznych podstaw elektro-techniki. Do grona nestorów charakteryzowanej dziedzinynależą m.in.:

Roman Podoski (1873 – 1954) – absolwent studiów elek-tromechanicznych w Szkole Politechnicznej we Lwowie orazZwiązkowej Wyższej Szkole Technicznej w Zurychu. Od 1919 r.został zatrudniony na Politechnice Warszawskiej, gdzie pro-wadził wykłady z kolejnictwa elektrycznego, trakcji elektrycz-nej, teorii budowy elektrowozów oraz napędów elektrycz-nych. W 1924 r. został mianowany docentem PolitechnikiWarszawskiej. W. Podoski jest twórcą pierwszego polskiegoprojektu elektryfikacji kolei w latach 1918 – 1923. Wprowadziłtakże pojęcie prądu zastępczego dla silników kolejowych, a badaniami nad tym zagadnieniem zajmował się bardzoaktywnie w latach 1926 – 193113).

Kazimierz Idaszewski (1878 – 1965) – absolwent kierun-ku elektrotechnika Politechniki w Brunszwiku. Od 1920 r.pracował jako profesor nadzwyczajny w KatedrzeElektrotechniki Ogólnej Politechniki Lwowskiej. W latach1920 – 1930 kierował również Katedrą Pomiarów Elektro-technicznych Politechniki Lwowskiej. W roku akademickim1926/27 pełnił funkcję dziekana Wydziału Elektrycznego tejuczelni. Prowadził wykłady z miernictwa elektrycznego,elektrotechniki teoretycznej, projektowania maszyn elek-trycznych. Opracował techniki wentylacji w maszynachelektrycznych oraz metodę regulacji silnika w układzie

Leonarda, czyli wynalazki które znalazły szerokie zastoso-wanie w przemyśle polskim14).

Roman Dzieślewski (1863 – 1924) – ukończył studia elek-trotechniczne na Politechnice Lwowskiej. Był pierwszym profe-sorem tej dziedziny na ziemiach polskich. Od 1891 r. pracowałjako profesor w Szkole Politechnicznej we Lwowie (przekształ-conej później w Politechnikę Lwowską), w latach 1901/1902był jej rektorem, w latach 1905/1906 dziekanem wydziału. 33lata swojej pracy dydaktycznej i naukowej poświęcił Politech-nice Lwowskiej, organizując m. innymi pierwsze laboratoriumelektrotechniczne na tej uczelni. Napisał także pierwszy pod-ręcznik elektrotechniki „Encyklopedia elektrotechniki”. Aktyw-nie angażował się w prace stowarzyszeń elektryków polskich,ze szczególnym uwzględnieniem Stowarzyszenia ElektrykówPolskich15).

Aleksander Rothert (1870 – 1937) – ukończył studia naWydziale Mechaniki Politechniki Ryskiej, a następnie studiauzupełniające w Darmstadt. Od 1908 był profesorem zwyczaj-nym Szkoły Politechnicznej we Lwowie, w której kierowałKatedrą Elektrotechniki Konstrukcyjnej. W latach 1919-1920prowadził wykłady z elektrotechniki technicznej. Był prekurso-rem wprowadzenia do elektrotechniki pojęcia amperozwojóww miejsce pola lub napięcia magnetycznego. Opracował rów-nież szczegółową metodę obliczania maszyn elektrycznychprzy zastosowaniu amperozwoju. Od 1930 r. należał jako czło-nek zwyczajny do Towarzystwa Naukowego Warszawskiego.Ponadto był przewodniczącym sekcji Elektrotechnicznej To-warzystwa Politechnicznego we Lwowie. W 1930 uzyskał sto-pień doktora honoris causa Politechniki Warszawskiej16).

Gabriel Sokolnicki (1877 – 1975) – absolwent WydziałuElektrotechnicznego Politechniki w Darmstadt. Obecnie jestuznawany za nestora polskich elektryków. W swojej działal-ności naukowej wiele uwagi poświęcił opracowaniu termino-logii fachowej z zakresu elektrotechniki oraz normalizacji. Od1921 r. pracował jako profesor nadzwyczajny na PolitechniceLwowskiej, gdzie wykładał na Oddziale Elektrycznym Wy-działu Mechanicznego przedmioty, takie jak: obliczanie prze-wodów i urządzenia elektryczne, oświetlenie elektryczne. W 1925 został mianowany profesorem zwyczajnym. W la-tach 1931/32 pełnił funkcję rektora Politechniki Lwowskiej.Należał również do aktywnych członków wielu stowarzyszeńi organizacji elektryków. Był współzałożycielem Stowarzysze-nia Elektryków Polskich.17)

Włodzimierz Krukowski (1887 – 1941) – studiował naj-pierw na Wydziale Matematyczno-Fizycznym Uniwersytetuw Petersburgu, a następnie przeniósł się na WydziałElektrotechniki Politechniki w Darmstadt, której jest absol-wentem. W latach 1928- 1930 prowadził wykłady zlecone naPolitechnice Warszawskiej, dotyczące liczników elektrycz-nych. Pracował na Wydziale Elektrycznym tej uczelni. Od1930 r., będąc profesorem zwyczajnym, kierował także labo-ratorium elektrotechnicznym na Politechnice Lwowskiej.Krukowski prowadził aktywną działalność konstruktor-sko-wynalazczą, szczególnie w dziedzinie miernictwa elek-trycznego, liczników energii, przekładni i przyrządów pomia-rowych. Opatentował 30 wynalazków, które znalazły zastoso-wanie w przemyśle polskim i europejskim18).

Janusz Groszkowski (1898 – 1984) – jest absolwentemPolitechniki Warszawskiej oraz Oficerskiej Szkoły Łącznościw Paryżu. Po ukończeniu studiów w 1922 r. rozpoczął pracę

12) Energetyka..., op. cit. , s. 48 – 49.13) A. Śródka, P. Szczawiński, Biogramy uczonych polskich. Nauki

techniczne. t. 4, Warszawa 1988, s. 170.

14) Tamże, s. 156 – 157.15) J. Boberski, R. Szewalski, Politechnika Lwowska 1844 – 1945,

Wrocław 1993, s. 370.16) A. Śródka, P. Szczawiński, op. cit., s. 172.17) B. Lis, Prof. Gabriel Sokolnicki. Członek honorowy SEP, [w]:

Energetyka R: 23, nr 10, 1969, s. 348.18) J. Kubiatowski, Prof. Włodzimierz Krukowski [w]: Przegląd

Elektrotechniczny R: 39, nr 7, 1972 s. 320 –- 321.


odnajdywała swe odzwierciedlenie w licznie powstającychzawodowych organizacjach związkowych. Ideą przyświeca-jącą założycielom różnego rodzaju zrzeszeń inżynierów byłachęć integracji środowiska osób wykonujących ten zawódoraz propagowanie wymiany poglądów naukowych i wiedzyo najnowszych dokonaniach w tej dziedzinie. Ponadto, zda-jąc sobie sprawę z wzrastającego wraz z rozwojem przemy-słu II RP zapotrzebowania na pracowników z wykształceniemwyższym technicznym, inżynierowie zaangażowani w funk-cjonowanie poszczególnych organizacji starali się dbać o prestiż społeczny tej grupy zawodowej.

Scharakteryzowane poniżej wybrane związki, zrzeszenia i innego typu zgromadzenia integrujące, współtworzyły sto-warzyszeniowy ruch inżynierów i techników polskich w latach1918 – 1939. Skoncentrowano się na przedstawieniu tych or-ganizacji, w których elektrycy wyróżniali się aktywną działalno-ścią, wnosząc trwały wkład w rozwój II Rzeczypospolitej.

Związek Polskich Inżynierów Elektryków funkcjonował w latach 1916 – 1939. Do 1932 r. nosił nazwę Związku Zawo-dowego Inżynierów Elektrotechników. Warto dodać, że aż do1918 jego członkowie nie przejawiali szczególnie aktywnejdziałalności. Diametralna zmiana zaszła dopiero po odzyska-niu niepodległości. Określono wówczas statutowe cele dzia-łalności, do których zaliczano: ochronę praw zawodowych,troskę o dobrą sytuację materialną i rozwój technologiczny.Do związku mógł należeć każdy Polak, pracujący jako elektro-technik. Związek grupował zarówno elektryków z wyższym,jak i tych ze średnim wykształceniem. Jego członkowie pod-jęli próbę zapoznania się z sytuacją na rynku elektrotechnicz-nym i możliwościami jego rozwoju. Od 1932 r. doszło dozmiany statutu i członkami związku mogły stać się tylkoosoby z dyplomem wyższej uczelni. Zaostrzeniu uległa takżewalka o godność inżyniera-elektryka. W latach 1934 – 1938rozszerzono działalność związku poza okręg warszawski.Powstały 3 nowe koła: Śląsko-Dąbrowskie w Katowicach,Pomorskie w Toruniu i Wielkopolskie w Poznaniu. Zaczętoorganizować zjazdy naukowe i wydawać publikacje. Najbar-dziej znane prace to opracowania Zygmunta Sławińskiegopt. „Wytyczne planowej gospodarki elektryfikacyjnej” orazMieczysława Gajewskiego pt. „Rola inżyniera-elektryka w Polsce współczesnej”. W swej działalności związek współ-pracował m.in. z Polskim Komitetem Elektrotechnicznym,Polskim Związkiem Przedsiębiorstw Elektrotechnicznychoraz ze Związkiem Elektrowni Polskich.23)

Stowarzyszenie Techników Polskich prowadziło aktywnądziałalność w latach 1919 – 1939. Mogły do niego należećzarówno osoby z wyższym, jak i średnim wykształceniemtechnicznym. Apogeum działalności stowarzyszenia przypa-dło na lata 1919 – 1925. Stowarzyszenie charakteryzowałabardzo duża liczba kół naukowych. Należy także nadmienić,że wśród jego członków znajdowała się znacząca reprezenta-cja grupy zawodowej elektrotechników, a w szczególnościprofesorów Politechniki Warszawskiej24).

Ogólnopolski Zjazd Elektrotechników, zwołany w 1919 r.,był jednym z najważniejszych zjazdów osób z branży, jakieodbywały się w dwudziestoleciu międzywojennym w Polsce.Problematyka obrad obejmowała przede wszystkim planzjednoczenia wszystkich struktur społecznych elektrotechni-ków polskich. Omówiono również szczegółowe problemydla rozwoju elektrotechniki w niepodległej Polsce. Dziewią-tego czerwca 1919 r., w trakcie Zjazdu, ukonstytuowanoStowarzyszenie Elektryków Polskich. Stowarzyszenie miało

naukowo-dydaktyczną na Politechnice Warszawskiej. W la-tach 1923 – 1929 działał w Katedrze Elektrotechniki Ogólnej, a następnie już jako profesor nadzwyczajny kierował KatedrąRadiotechniki. Największe osiągnięcia prof. Groszkowskiodniósł w dziedzinie sterowania na odległość za pomocą falelektromagnetycznych oraz teorii obwodów nieliniowych.Opracował także pierwszą w świecie monografię, poświęco-ną problematyce lamp elektronowych. Sukcesem uwieńczo-ne zostały także prace badawcze nad metodą badania rozkła-du pola elektrycznego19).

Ważną częścią wkładu akademickiej kadry elektryków w rozwój II Rzeczypospolitej była troska o kształcenie młode-go pokolenia inżynierów w tej dziedzinie, tak istotnej dla pol-skiego przemysłu. Jak już wspomniano zdobycie wiedzy i umiejętności z zakresu elektrotechniki zapewniały w Polscedwudziestolecia międzywojennego Politechnika Warszawskai Politechnika Lwowska. Należy podkreślić jednak, że kształce-nie elektryków na każdej z tych uczelni miało swoją specyfikę.Różnica polegała przede wszystkim na tym, że PolitechnikaWarszawska, posiadając zdecydowanie lepsze zapleczenaukowo-badawcze i dydaktyczne niż Politechnika Lwowska,mogła zaoferować swoim studentom wiedzę bardzo ściślezwiązaną z elektrotechniką. Wykładane przedmioty obejmo-wały m. in. teorię prądów zmiennych, matematyczną teorięelektryczności, urządzenia elektryczne, obliczanie przewo-dów czy laboratorium elektrotechniczne20). Na PolitechniceLwowskiej, ze względu na fakt, że elektrotechniki nauczano w ramach Wydziału Mechanicznego, w programach naucza-nia elektryki kładziono zdecydowanie większy nacisk nazagadnienia dotyczące mechaniki. Odbywały się ćwiczenia z wstępu do maszynoznawstwa czy mechaniki, natomiast naelektrotechnikę poświęcano jedynie ćwiczenia z elektrotech-niki ogólnej oraz wykład. Laboratoria i pomiary były prowa-dzone jedynie na wyższych latach studiów21). Część zajęć dlastudentów Oddziału Elektrotechnicznego PolitechnikiLwowskiej była wspólna z zajęciami na Oddziale Maszy-nowym. Z tego powodu absolwenci tej uczelni mieli wykształ-cenie bardziej mechaniczno-elektrotechniczne niż typowoelektryczne22).

Każdy z prowadzących (a szczególnie docentów i profeso-rów), mając swobodę w zakresie doboru treści merytorycz-nych danego przedmiotu i formy przekazywania wiedzy, mógłprezentować naukowe teorie i poglądy, w oparciu o wyniki prowadzonych przez siebie badań. Warto podkreślić,że większość wynalazców polskich dwudziestolecia między-wojennego, których dokonania znalazły zastosowanie tak w kraju, jak i na świecie, była związana z wyższymi uczelniamitechnicznymi II Rzeczypospolitej. Z tego względu studenci,korzystając z wiedzy praktycznej swoich profesorów, mogli sięwiele nauczyć, zyskując podstawy mogące „zaowocować”nowymi osiągnięciami, w tym również z elektrotechniki.

Organizacje zrzeszające elektryków polskich w latach 1918 – 1939 i ich znaczenie

dla rozwoju elektrotechniki

Działalność inżynierów (w tym inżynierów elektryków) w Drugiej Rzeczypospolitej, oprócz wprowadzania innowa-cyjnych rozwiązań technicznych oraz kształcenia studentów,

19) A. Śródka, P. Szczawiński, op. cit., s. 115-117. 20) Z. Flisowski, Proces dydaktyczny w historii wydziału. Lata między-

wojenne 1921 – 1939 [w]: Zarys historii Wydziału ElektrycznegoPW 1921 – 1981. Materiały z Sympozjum, Warszawa 1983, s. 62.

21) Program nauczania Politechniki Lwowskiej, Archiwum Politech-niki Wrocławskiej, sygn. 183//2, Lwów 1928, s. 135 – 136.

22) L. Nehrebecki, Rozwój kształcenia inżynierów elektryków w Pol-sce w pięćdziesięcioleciu 1919 – 1969 [w]: „Przegląd Elektrotech-niczny” R: 45, nr 5,1969, s. 197 – 199.

23) J. Piłatowicz, Ruch stowarzyszeniowy inżynierów i technikówpolskich do 1939 r . Słownik polskich stowarzyszeń technicznychi naukowo-technicznych do 1939 r. Warszawa, 2005, s. 446-449.

24) J. Piłatowicz STP w Warszawie 1898 – 1939, cz. 2., Warszawa2003, s. 15 – 28.


zrzeszać elektryków polskich wokół wspólnej pracy w spra-wach dotyczących całokształtu zadań elektrotechniki na zie-miach polskich oraz wspierać rozwój rodzimego przemysłuelektrotechnicznego. Wprowadzono ponadto pojęcie tzw.członków zbiorowych, którymi stały się najpoważniejszefirmy elektrotechniczne i elektrownie, m.in.: Polskie ZakładyElektryczne Brown Boveri SA, Polskie Towarzystwo Elektrycz-ne ASEA i Polskie Towarzystwo Elektryczne SA. Do dokonańZjazdu Elektrotechników należy także zaliczyć znaczne rozsze-rzenie i uporządkowanie terminologii elektrotechnicznej i nor-malizacji25).

Koło Mechaników i Elektryków na Politechnice Lwo-wskiej powstało w 1922, a jego członkowie koncentrowalisię na publikowaniu skryptów naukowych oraz organizacjipraktyk zawodowych dla studentów. Niejednokrotnie orga-nizowano wycieczki naukowo-techniczne. Opiekunami Kołabyli kolejno: prof. G. Sokolnicki i prof. Wilhelm Borowicz26).

Naczelna Organizacja Inżynierów RP – okres działalno-ści przypadł w latach 1935 – 1939. NOI posiadała swojeoddziały zlokalizowane we Lwowie, Warszawie, Toruniu,Poznaniu. Koncepcje dotyczące ostatecznej formuły stowa-rzyszenia powstawały w latach 1919 – 1934. Inicjatoremutworzenia tej organizacji był Związek Polskich InżynierówElektryków. W latach 1933 – 1934 działała Komisja ds. In-żynierskich, która zajęła się stworzeniem centralnej organi-zacji związków inżynierskich. W pracach NOI brali udziałaktywnie członkowie Związku Polskich InżynierówElektryków. Zadania statutowe NOI obejmowały: reprezen-towanie grupy zawodowej inżynierów wobec władz pań-stwowych, czuwanie nad rozwojem przemysłu państwa.NOI był również organizatorem I Kongresu Inżynierów,który odbył się w 1937 r we Lwowie pod hasłem„Mobilizacja twórczej energii dla gospodarczego uniezależ-nienia Polski”27).

Zarówno organizacje przedstawione powyżej, jak i licz-ne, choć mniej znaczące społeczne zrzeszenia inżynierów i inżynierów-elektryków, były ważnym filarem, podtrzymu-jącym zarówno tradycje zawodowe, jak i motywację docoraz pełniejszego korzystania z możliwości technicznych,dla utrzymania stabilności i wzrostu poziomu gospodarcze-go Polski.

Podsumowanie

Praca inżynierów elektrotechników w Polsce międzywo-jennej stanowiła niezwykle ważny wkład w rozwój państwa.Dostosowanie przemysłu II Rzeczypospolitej do poziomupaństw europejskich, w których postęp w dziedziniewytwarzania i przekazu energii elektrycznej trwał w zasa-dzie nieprzerwanie od czasów rewolucji przemysłowej, niebyło zadaniem łatwym. Oprócz braków technologicznych w Polsce w latach 1918-1939 poważnym problemem byłniedobór środków finansowych na pokrycie wysokich kosz-tów inwestycji.

Jednakże pomimo trudności, związanych z pełną reali-zacją ważniejszych projektów, należy stwierdzić, że polskiminżynierom-elektrykom udało się osiągnąć sukces, zarównopoprzez opatentowanie wynalazków i wdrażanie innowacji,powstających przy współpracy z zakładami przemysłowymii wyższymi uczelniami technicznymi. Niejednokrotnie pro-ponowane przez nich rozwiązania techniczne w zakresieelektroenergetyki znajdowały szerokie zastosowanie w róż-nych branżach przemysłowych zarówno w Polsce, jak i zagranicą.

Wymierne efekty przyniosła także działalność stowarzy-szeniowa i związkowa, dzięki której środowisko inżynierskiebyło grupą zawodową posiadającą umiejętność integracji w propagowaniu wiedzy technicznej i dbałości o wychowa-nie i wykształcenie pokolenia swych następców.

Literatura

Akty prawne:

[1] Dz. U. RP, nr 34, poz. 277, Ustawa Elektryczna z dn. 21.03.1922

[2] Dz. U. RP nr 60, poz. 440, 441, Rozporządzenie MinisterstwaRobót Publicznych z 20.05.1923 w sprawie nadawania upraw-nień rządowych .na wytwarzanie, przetwarzanie, przesyłanie irozdzielanie energii elektrycznej

Programy nauczania:

[1] Program nauczania Politechniki Lwowskiej, ArchiwumPolitechniki Wrocławskiej, sygn. 183//2, Lwów 1928

Monografie i opracowania:

[1] Boberski Jan, Szewalski Robert, Politechnika Lwowska 1844 – 1945, Wydawnictwo Politechniki Wrocławskiej, Wro-cław 1993

[2] Zarys historii Wydziału Elektrycznego PW 1921 – 1981. Ma-teriały z Sympozjum pod. red. Zdzisława Grunwalda, War-szawa, Wydawnictwa Politechniki Warszawskiej 1983

[3] Krakowska energetyka, 1905 – 2005. Praca zbiorowa pod red.Waldemara Kani, Firma Wydawnicza Trans-Krak, Kraków 2005

[4] Piłatowicz Józef, Projekty i programy elektryfikacji Polski w latach 1918 – 1939, Warszawa 1984

[5] Piłatowicz Józef, STP w Warszawie 1898-1939, cz. 2.,Wydawnictwa NOT, Warszawa 2003

[6] Śródka Andrzej, Szczawiński Piotr, Biogramy uczonych pol-skich. Nauki techniczne. t. 4, Wydawnictwa PAN, Warszawa1988

[7] Żarnowski Janusz, Polska 1918 – 1939. Praca-Technika-Spo-łeczeństwo. Warszawa, Książka i Wiedza 1992

Artykuły prasowe:

[1] Nehrebecki Lucjan, Rozwój kształcenia inżynierów elektrykóww Polsce w pięćdziesięcioleciu 1919 – 1969 [w]: „PrzeglądElektrotechniczny” R: 45, nr 5, 1969

[2] Lis Bronisław, Prof. Gabriel Sokolnicki. Członek honorowy SEP[w]: „Energetyka” R: 23, nr 10, 1969

[3] Kubiatowski Jerzy, Prof. Włodzimierz Krukowski [w]:„Przegląd Elektrotechniczny” R: 39, nr 7, 1972

[4] Mejro Czesław, Historia projektów elektryfikacji Polski [w]:„Przegląd Elektrotechniczny” R.: 45, nr 5, 1969.

Słowniki:

[1] Piłatowicz Józef, Ruch stowarzyszeniowy inżynierów i techni-ków polskich do 1939 r . Słownik polskich stowarzyszeń tech-nicznych i naukowo-technicznych do 1939 r. WydawnictwaNOT, Warszawa, 2005

25) J. Piłatowicz, Ruch stowarzyszeniowy..., op. cit. , s. 186 – 191.26) J. Boberski, R. Szewalski, op. cit. s. 535.27) J. Piłatowicz, Ruch stowarzyszeniowy, op. cit. , s. 71 – 74. ❏


Zagadnienia perspektyw rozwoju energetyki jądrowej w Polsce omawiane już były w szeregu prac [1 – 7].

W artykule zebrano argumenty uzasadniające celowośćwdrożenia energetyki jądrowej w Polsce oraz wskazano kon-kretne korzyści dla społeczeństwa wynikające z uruchomieniaelektrowni jądrowych. Omówiono kolejno korzyści ekono-miczne, korzyści związane ze wzrostem bezpieczeństwa ener-getycznego oraz korzyści związane z ochroną środowiska.

Korzyści ekonomiczne

Wyniki porównań ekonomicznych między kosztami pro-dukcji energii elektrycznej w systemowych elektrowniach wę-glowych i jądrowych jeszcze kilkanaście lat temu były przed-miotem sporów (opcja gazowa z uwagi na wysokie ceny gazunie wchodzi już praktycznie w rachubę dla elektrowni produku-jących energię elektryczną w podstawie obciążenia; możewchodzić w rachubę jedynie dla elektrowni szczytowych i pod-szczytowych). Koszty budowy elektrowni jądrowych były bar-dzo zróżnicowane w różnych krajach i w różnych lokalizacjach.Główną przyczyną wysokich kosztów inwestycyjnych w elek-trowniach jądrowych były przedłużające się czasy budowy wy-wołane niekiedy zmianami przepisów państwowych w trakciebudowy, a częściej protestami przeciwników energii jądrowejskarżących inwestorów do sądów powszechnych i narażającychich na wieloletnie nieraz przestoje zaawansowanych już budów.W wyniku budowa elektrowni jądrowej była kosztowna i związa-na z dużym ryzykiem finansowym. Sytuacja taka miała miejscenp. w USA, gdzie niektóre elektrownie jądrowe oddawano doużytku po ciągnącej się 24(!) lata budowie (np. elektrownia WattsBar 1: data rozpoczęcia budowy – grudzień 1972; data włączeniado sieci – luty 1996 [8]). Nic więc dziwnego, że w latach 80-tychnajwyższe koszty inwestycyjne budowy elektrowni jądrowychnotowano w Stanach Zjednoczonych, najniższe zaś obserwowa-no we Francji, gdzie budowano najsprawniej.

Dziś sprawa jest już przesądzona: koszty produkcji ener-gii elektrycznej w elektrowniach jądrowych są z reguły niższea niekiedy znacznie niższe niż w elektrowniach węglowych.

Tak np. Finowie przed podjęciem decyzji o budowienowej elektrowni jądrowej (aktualnie już w trakcie budowy)przeprowadzali analizy konkurencyjności ekonomicznej róż-nych źródeł energii elektrycznej. Wyniki ich badań (rys. 1)wskazały na najniższy koszt energii elektrycznej produkowa-nej w elektrowni jądrowej – 23,7 euro/MWh, dla elektrownina gazie ziemnym – 32,3 euro/MWh, a w elektrowni węglo-wej – 28,1 euro/MWh [9]. Obliczenia przeprowadzono przyzałożeniach: współczynnik obciążenia – 0,91; oprocentowa-nie kapitału – 5%; czas życia elektrowni – 40 lat; nie uwzględ-niono kosztów usuwania CO2. Z uwzględnieniem opłat zaemisję CO2 (20 euro/t CO2) koszt dla elektrowni węglowejrośnie do 44,3 a gazowej do 39,2 euro/MWh. Na podstawietych analiz ekonomicznych podjęto decyzję o budowie elek-trowni jądrowej.

Wg danych OECD [10] z roku 2005 koszty inwestycyjne w elektrowniach jądrowych liczone bez oprocentowania(tzw. overnight costs) wynosiły w skrajnych przypadkach:we Francji – 1361 euro/kW, a w USA i Finlandii – 1650euro/kW. W innych krajach przyjmowały wartości pośrednie.Dzisiaj całkowite koszty budowy elektrowni jądrowych (tj. z podatkami, oprocentowaniem itd.) określa się wg OECD[11] na poziomie ok. 2750 euro/kW, ale we Francji wynosząone ok. 2500 euro/kW (np. el. j. Flammaville – 2450 euro/kW),a w USA powyżej 3000 euro/kW (np. el.j. Florida – 3220euro/kW). Koszty inwestycyjne elektrowni węglowych w Pol-sce wynosiły (2008) 1800…2000 euro/kW.

Atrakcyjność energetyki jądrowej opiera się głównie nabardzo niskich, w porównaniu z węglem czy gazem, kosz-tach paliwa. Koszty budowy elektrowni jądrowej są jednakwysokie, znacznie wyższe niż elektrowni węglowej, główniez uwagi na konieczność stosowania rozbudowanych syste-mów bezpieczeństwa zapobiegających wystąpieniu awariioraz środków ochrony personelu przed promieniowaniem.Wszystkie porównania ekonomiczne między elektrowniąjądrową i węglową sprowadzają się ostatecznie do proble-mu: czy zmniejszone koszty paliwa w elektrowni jądrowejrekompensują zwiększone koszty inwestycyjne.

Struktura jednostkowych kosztów wytwarzania energiielektrycznej w elektrowni węglowej i jądrowej różni się więczasadniczo. W elektrowni jądrowej wkład kosztów inwesty-cyjnych w całkowite koszty wytwarzania energii wynosi ok.50 – 65%, a paliwa 20 – 25%. W elektrowni węglowej propor-cje te są w przybliżeniu odwrócone (koszty inwestycyjne 20 – 35%, paliwo 50 – 65%). W wyniku tego koszty produk-cji w elektrowni węglowej są bardzo wrażliwe na zmiany cenpaliwa, natomiast na koszty produkcji w elektrowni jądrowejbardzo duży wpływ będą miały koszty budowy, czas trwaniabudowy, stopa dyskonta kapitału oraz współczynnik obciąże-nia elektrowni.

Koszty surowca uranowego podobnie jak i inne surowcepaliwowe: węgiel, ropa, gaz, w miarę wyczerpywania się

Prof. dr hab. Zdzisław CelińskiPolitechnika Warszawska

Dlaczego energetyka jądrowa w Polsce?

Rys. 1. Wyniki analizy kosztów produkcji energii elektrycznej w różnych opcjach energetycznych wykonanej

w Lappeenranta University of Technology

Energetyka jądrowa dla Polski


tańszych zasobów będą rosły i to szybciej niż koszt urządzeń.W tym aspekcie nabiera znaczenia problem wrażliwościkosztów wytwarzania energii elektrycznej na drożejące pali-wa.

Na koszt paliwa jądrowego składa się koszt kilkunastuoperacji tworzących tzw. cykl paliwowy (wydobycie rudyuranowej, przerób na koncentrat uranowy U3O8, oczyszcza-nie chemiczne do UO2, konwersja do gazowego UF6, wzbo-gacanie izotopowe, konwersja do proszku UO2, wytwarza-nie pastylek paliwowych, produkcja prętów i zestawówpaliwowych, magazynowanie paliwa wypalonego, przeróbwysokoaktywnych odpadów, ostateczne ich składowanie).Koszt pierwszych dwóch operacji tj. doprowadzenia surow-ców uranowych do postaci koncentratu uranowego U3O8(tzw. yellow cake) będącego już produktem handlowymstanowi ok. 20% całkowitych kosztów paliwa [12, 13].

Oceńmy jak wzrosną koszty wytwarzania energii elek-trycznej w obu typach elektrowni przy podwojeniu kosztówsurowców paliwowych, tj. uranu i węgla. Udział kosztówwęgla w kosztach produkowanej energii wynosi ok. 60%, a kosztów paliwa jądrowego ok. 25%. Ale koszt uranu wkoszcie paliwa jądrowego stanowi tylko ok. 20%. Tak więcprzy 100%-wym wzroście kosztów surowców paliwowychwzrost kosztów wytwarzanej energii elektrycznej w przy-padku elektrowni węglowej wyniesie ok. 60%, a elektrownijądrowej tylko ok. 5%.

Porównanie to staje się istotne z uwagi na szacowa-ną wielkość zasobów różnych paliw energetycznych (przyobecnym poziomie wydobycia i spożycia: węgiel – 200 lat,gaz – 60 lat, ropa – 40 lat, uran – 85 lat [14]). W miaręwyczerpywania się eksploatowanych dzisiaj, najłatwiej-szych w eksploatacji i najtańszych złóż powstanie koniecz-ność przechodzenia do trudniejszych technologicznie alebogatych w zasoby złóż (głębokie kopalnie węgla, głębokiepodwodne wydobycie ropy, uzyskiwanie uranu z fosfory-tów) i nowych, znacznie droższych technologii. Istotnymwtedy stanie się stopień zależności kosztu wytwarzanejenergii elektrycznej od wzrostu kosztów surowców paliwo-wych. Dla elektrowni jądrowych wzrost kosztów wytwarza-nej energii jest niewielki nawet przy znacznym wzrościekosztów surowców paliwowych.

Bezpieczeństwo energetyczne

Jednym z podstawowych obowiązków Państwa jestzapewnienie krajowi bezpieczeństwa energetycznego, tj. nie-zakłóconych dostaw energii m. inn. elektrycznej.

Polska na pierwszy rzut oka jest w stosunku do innychkrajów europejskich w uprzywilejowanej sytuacji, gdyż posia-da stosunkowo duże ilości surowców energetycznych w po-staci węgla. Krajowa elektroenergetyka oparta jest w ponad95% na węglu. W roku 2006 wydobyto 97,8 mln t węglakamiennego oraz 61,6 mln t węgla brunatnego. W elektrow-niach, elektrociepłowniach i ciepłowniach zużyto z tego 50,9mln t węgla kamiennego i 61,6 mln t węgla brunatnego.Praktycznie całość wydobycia węgla brunatnego i ok. poło-wa wydobycia węgla kamiennego zużywana jest w elektro-energetyce [15].

Ten zdawałoby się optymistyczny obraz nie jest prawdzi-wy. Zasobów węgla przy wydobywaniu go w istniejącychkopalniach starczy, jak się ocenia, na ok. 40 lat. W celu zwięk-szenia wydobycia należy budować nowe kopalnie i to takwęgla kamiennego jak i brunatnego. Budowa nowych kopal-ni jest niezwykle kapitałochłonną inwestycją. Ale zwiększeniewydobycia węgla będzie niebawem koniecznością.

Wskaźnik zużycia energii elektrycznej na głowę mieszkań-ca i rok, który charakteryzuje w jakiś sposób poziom cywili-zacyjnego rozwoju kraju, jest dla Polski nie tylko w porówna-niu z innymi krajami Unii Europejskiej, ale nawet z b. krajamiRWPG – kompromitująco niski. Z byłych krajów RWPG niższywskaźnik od naszego ma tylko Rumunia. W 2006 r. średniwskaźnik dla krajów UE(15) był blisko 2-krotnie wyższy niżdla Polski [16] (rys. 2).

Zgodnie z prognozami zapotrzebowania na energię elek-tryczną w Polsce ocenia się, że to zapotrzebowanie będziewzrastać w następnym 20-leciu w tempie ok. 3% rocznie. Cooznacza, że przy obecnym poziomie spożycia energii elek-trycznej krzywa wzrostu przetnie się z krzywą możliwościzaopatrzenia w energię elektryczną (rys. 3) gdzieś w połowienastępnego 10-lecia [6]. Oznacza to również, że zgodnie z prognozami dopiero za ok. 20 lat osiągniemy dzisiejszyśredni poziom spożycia w UE. (Wg ostatnich prognoz [17]zapotrzebowanie będzie wzrastać jedynie ok. 2% rocznie, co

Rys. 2. Zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w Europie [16]


oznacza, że nawet za 20 lat nie osiągniemy dzisiejszego śred-niego spożycia energii elektrycznej w UE).

Moc zainstalowana w systemie elektroenergetycznymkraju wynosi ok. 35 GW, moc zapotrzebowana w szczycieobciążenia (w miesiącach zimowych) wynosi ok. 25 GW [18].Porównanie tych dwóch liczb może dawać złudny, wypaczo-ny obraz jakoby Polska mogła przez długi jeszcze czas miećnadmiar mocy elektrycznej. W rzeczywistości deficyt energiielektrycznej grozi nam nie tylko ze względu na zwiększeniezapotrzebowania, ale również ze względu na trudności utrzy-mania dotychczasowego poziomu wytwarzania.

Jeśli przyjrzymy się bliżej źródłom zasilania w polskimsystemie elektroenergetycznym to okazuje się, że park elek-trowni jest w większości wyeksploatowany i przestarzały.Przeszło połowa energii wytwarzana jest w blokach powyżej30-letnich, a przeszło 30% w blokach ponad 40-letnich (tab. 1).Muszą być one wycofywane z eksploatacji i wymieniane nabloki nowoczesne.

Wg danych ARE istniejące dzisiaj źródła energii elektrycz-nej w systemie elektroenergetycznym o mocy dyspozycyjnejok. 34 GW muszą ulec zmniejszeniu do ok. 19 GW w roku2030 w wyniku wycofywania starych wyeksploatowanychelektrowni (rys. 2). W najbliższych latach konieczna więcbędzie budowa i uruchamianie następnych bloków na węgielkamienny i brunatny w celu zapobieżenia deficytowi energiielektrycznej w najbliższym dziesięcioleciu. Nie zastąpią ichelektrownie wiatrowe i inne elektrownie na paliwa odnawial-ne – mogą one jedynie w niewielkim stopniu złagodzić defi-cyt energii.

Podstawą bezpieczeństwa energetycznego w zakresiezaopatrzenia w energię elektryczną musi być dywersyfikacjapaliw (tzw. mix energetyczny) oraz dywersyfikacja kierunkówdostaw surowców energetycznych. Jeśli porównamy sto-pień bezpieczeństwa energetycznego, jaki zapewniają elek-trownie opalane węglem, gazem i paliwem jądrowym w warunkach polskich to okaże się, że najwyższy stopieńgwarantują elektrownie jądrowe.

Węgiel będący surowcem krajowym jest odporny nawszelkiego rodzaju zakłócenia zewnętrzno-polityczne. Jestnatomiast wrażliwy na zakłócenia wewnętrzno-polityczne(jak np. strajki górników czy kolejarzy, blokady dróg czy linii

kolejowych) oraz na warunki klimatyczne (ostra i śnieżnazima może sparaliżować pracę elektrowni węglowej tak jakto miało miejsce w zimie 1978/79).

Opieranie rozwoju elektroenergetyki na importowanymgazie jako paliwie wiąże się z największym ryzykiem z uwagina możliwość zewnętrzno-politycznych zakłóceń, zwłaszczaw sytuacji, gdy dostawa gazu jest ograniczona do jednegokierunku geograficznego.

Najwyższy stopień bezpieczeństwa energetycznegozapewniają elektrownie jądrowe. Wiąże się to ze specyfikąpaliwa jądrowego, zawierającego niezwykle skoncentrowanyzasób energii.

Do elektrowni węglowej o mocy 1000 MW trzeba dostar-czyć rocznie prawie 3 mln t węgla kamiennego (8 pociągówdziennie po 50 wagonów 20-tonowych!). Do elektrownijądrowej o tej samej mocy jedynie 25 t paliwa uranowegorocznie – w sytuacjach tego wymagających można łatwozmagazynować zasoby paliwa na wiele lat pracy elektrowni.

Paliwo jądrowe jest łatwo dostępne na wolnym rynkumiędzynarodowym. Rozkład zasobów rudy uranowej wświecie jest geopolitycznie korzystny, gdyż największymizasobami dysponują politycznie stabilne, wysokorozwiniętekraje wolnorynkowe (Kanada, Australia).

Warto zwrócić uwagę, że czas życia światowych zaso-bów uranu szacowany jest na 80…100 lat przy obecnympoziomie jego zużywania oraz z istniejących, eksploatowa-nych dzisiaj złóż przy akceptowanych dzisiaj kosztach.

Jeśli wziąć pod uwagę bardzo mały wpływ kosztówuranu na koszt produkowanej energii elektrycznej i dopuścićkilkakrotny wzrost kosztów wydobywanego uranu, jegozasoby wielokrotnie rosną – opłacalne staje się wydobywa-nie uranu z ubogich rud o małej jego zawartości (np. fosfory-tów). Po podjęciu zaś decyzji o oparciu energetyki jądrowejna reaktorach prędkich powielających i dopuszczeniu wielo-krotnego przerobu paliwa wypalanego – zasoby uranu (i czasżycia) rosną w przybliżeniu 50-krotnie [20].

Nie ma więc obaw, co podnoszą niekiedy oponenci ener-getyki jądrowej, przed rychłym wyczerpaniem się świato-wych zasobów uranu.

Ochrona środowiska

Przy spalaniu różnych rodzajów węgla powstają zanie-czyszczenia uwalniane do biosfery, które kwalifikuje się jakogazowe (SO2, NOX, węglowodory) albo stałe (żużle, pyłylotne). Skutki zanieczyszczeń wprowadzanych przez elek-trownię węglową do środowiska są na ogół dobrze poznane[21, 22]. Powodują one choroby u ludzi i zwierząt, niszczenieroślinności, gleby, niszczenie budowli (w tym zabytkowych),korozję metali, niszczenie odzieży itd. Większość lotnychzanieczyszczeń jest usuwana przez coraz bardziej udoskona-lane systemy filtrów, tym niemniej nieusunięta część zanie-czyszczeń może wywoływać poważne szkody.

W obliczeniach kosztów produkcji energii elektrycznejkoszty tych szkód określane są jako „zewnętrzne”, gdyż nieobciąża się nimi producentów energii, ale ponoszone są oneprzez całe społeczeństwo, często nie tylko w kraju produku-jącym energię, ale i w krajach sąsiednich, nieraz leżących w znacznej odległości od elektrowni.

W stosowanych obecnie metodykach obliczania kosztówprodukcji energii elektrycznej koszty zewnętrzne są zwyklepomijane z uwagi na duże trudności ich ilościowego określe-nia. Szczególne trudności sprawia określenie wartości szkódzdrowotnych ludności. Podejmuje się badania nad ilościo-wym ujęciem różnego rodzaju kosztów zewnętrznych w celuwprowadzenia ich do porównawczych obliczeń ekonomicz-nych. W latach 90-tych w krajach Unii Europejskiej urucho-miono program „ExternE” (External Energy Costs) mający na

Rys. 3. Moc osiągalna w istniejących elektrowniach a wzrostzapotrzebowania na energię elektryczną [6]

Tabela 1Wiek elektrowni w latach i % mocy zainstalowanej [19]


celu opracowanie metodologii obliczania ilościowego kosz-tów zewnętrznych, aby umożliwić wprowadzanie ich przyokreślaniu rzeczywistych kosztów produkcji energii elek-trycznej. Wyniki badań wskazują na znaczne koszty zewnętrz-ne związane z elektrowniami węglowymi [23] oraz znikomezwiązane z elektrowniami jądrowymi [24].

Włączenie kosztów zewnętrznych do obliczeń porów-nawczych różnych opcji energetycznych, z czym należy sięliczyć w bliższej lub dalszej przyszłości, powiększy już i takwyraźną przewagę ekonomiczną opcji jądrowej.

Osobnym problemem nabierającym w ostatnich latachcoraz większego znaczenia, jest emisja CO2. Zawartość jegow atmosferze nie prowadzi do bezpośrednich skutków zdro-wotnych, a zasadniczym zagrożeniem, jakie może spowodo-wać zwiększanie jego ilości, jest zakłócenie równowagi pro-mieniowania w atmosferze ziemskiej, wywołujące tzw. efektszklarniowy. Część klimatologów jest zdania, a co najważ-niejsze zgodziła się z nimi większość polityków, że dalszywzrost zawartości CO2 w atmosferze grozi trudnymi do prze-widzenia zmianami klimatycznymi w skali globu ziemskiegojuż w ciągu najbliższych kilkudziesięciu lat. Żeby uniknąćtego ryzyka zawarto szereg międzynarodowych porozumieńmających na celu ograniczenie emisji CO2. Porozumienia tezostały ratyfikowane przez większość krajów rozwiniętych.Unia Europejska przewiduje zmniejszenie emisji CO2 do roku2020 o 20% w stosunku do roku 2003. Przydzielane sąposzczególnym krajom roczne limity na emisję CO2. Za jedenz najważniejszych sposobów zmniejszenia emisji (oboktakich jak zwiększenie sprawności źródeł energii, czy zmniej-szanie energochłonności produkcji) UE uznaje wprowadza-nie odnawialnych źródeł energii. Wszystko to jednak pociągaza sobą znaczne koszty.

Tradycyjnym metodom wytwarzania energii elektrycznejtowarzyszy emisja CO2. W tabeli 2 zestawiono wielkość emi-sji CO2 na jednostkę wytwarzanej energii elektrycznej dla róż-nych opcji energetycznych (emisję określono dla pełnegocyklu produkcji włącznie z budową urządzeń i usuwaniemodpadów). Energetyka jądrowa charakteryzuje się najniższąemisją.

Priorytetowym programem Unii Europejskiej staje sięostatnio ograniczanie emisji CO2 do atmosfery. Wpływa to w sposób pozytywny na stosunek władz UE do energetykijądrowej. O ile dotychczas był on raczej chłodny i wstrze-mięźliwy, o tyle ostatnio obserwuje się wyraźną zmianę.Sygnały jej obserwuje się w wypowiedziach posłów Par-lamentu Europejskiego na posiedzeniach Komisji jak i w rezolucji przyjętej na sesji plenarnej Parlamentu UE (paź-dziernik 2007). Mają na to zapewne wpływ przewidywanetrudności osiągnięcia założonej redukcji emisji CO2 bezznacznego udziału energetyki jądrowej w energetyce. Alewpływ na to może mieć również narastająca świadomośćnierealności osiągnięcia założonych bardzo ambitnych celóww rozwoju energetyki odnawialnej.

W roku 2006 uwolniono w Polsce do atmosfery 326,5mln t CO2, w tym w elektrowniach zawodowych (wg ARE) – 149 mln t CO2. Krajowy Plan Rozdziału Uprawnień doemisji CO2 przewidywał (2005) całkowity limit roczny dla

Polski – 284 mln t CO2, w tym dla elektrowni (do 2014 r.) limi-ty roczne – 125 mln t CO2. W latach późniejszych limity miałybyć stopniowo zmniejszane. Ostatnio przydzielono Polscezezwolenie na roczną emisję w wysokości 208 mln t CO2.Jest to ilość daleko niewystarczająca.

Sytuacja, jaka powstaje będzie stanowić poważne wyz-wanie dla polskiej elektroenergetyki. Żeby mu sprostać trze-ba będzie działać jednocześnie w trzech kierunkach:● kupować brakujące zezwolenia na emisję na wolnym

(niebawem) rynku,● wdrażać technologie oczyszczania spalin z CO2 i ich sek-

westrację (technologia jeszcze w pełni nieopanowana),● uruchamiać w trybie przyspieszonym elektrownie jądro-

we nieemitujące CO2, elektrownia jądrowa o mocy 1000MW pozwala na uniknięcie emisji ok. 7 mln t CO2 rocznie.Trudno dzisiaj przewidzieć o ile wzrosną w krajowej ener-

getyce koszty produkcji energii elektrycznej związane z wpro-wadzaniem ograniczeń emisji CO2. W pesymistycznych prze-widywaniach [5] mówi się nawet o podwojeniu kosztów.Mogłoby to mieć katastrofalne skutki polityczne i gospodar-cze. Trzeba sobie zdać sprawę, że nie ma realnych możliwo-ści znacznego ograniczenia emisji CO2 w polskiej elektroener-getyce bez istotnego zwiększenia udziału energetyki jądro-wej. Niestety, nie da się tego zrealizować ani dziś, ani jutro – jest to proces rozłożony na kilkanaście, a może nawet kilka-dziesiąt lat. Im szybciej jednak przystąpimy do wdrażaniaenergetyki jądrowej do polskiej elektroenergetyki tym szyb-ciej uzyska się korzystne rezultaty dla gospodarki i ludności.

Podsumowanie

Podsumowując powyższe rozważania: wobec -● ograniczonych zasobów węgla brunatnego, ● nieprzewidywalności ceny gazu ziemnego,● konieczności wprowadzenia dywersyfikacji paliw dla

podwyższenia bezpieczeństwa energetycznego,● konieczności dotrzymania norm ochrony środowiska,● potrzeby uzyskania dobrych wyników ekonomicznychnależy stwierdzić, że budowa elektrowni jądrowej w Pol-sce jest przedsięwzięciem opłacalnym ekonomicznie i ko-niecznym.

W tabeli 3 w skondensowanej postaci zestawionokorzyści i ograniczenia charakterystyczne dla każdej z opcjienergetycznych. Każda z nich powinna zająć w zdywersyfi-kowanym „energy mix” polskiej elektroenergetyki miejsce,odpowiednio do charakteryzujących ją korzyści i ograni-czeń, zgodnie z hasłem wysuwanym przez OECD: „Keep allenergy options open”. Z dzisiejszej perspektywy nie można

Tabela 2Emisja CO2 towarzysząca różnym opcjom

produkcji energii elektrycznej [25]

Światowa Rada Energetyczna 2004

Tabela 3Charakterystyka różnych opcji energetycznych

w Polsce


W przeszłości wystarczającym warunkiem akceptacjispołecznej było zapewnienie adekwatnej informacji. Obecnieniezbędna jest bezpośrednia partycypacja społeczna wcałym procesie podejmowania decyzji. Udział społeczeństwaw tym procesie jest pożądany m.in. dlatego, że jest on dodat-kową wartością wzbogacającą proces podejmowania decy-zji, a w szczególności zwiększa demokratyczną legitymizacjępodjętej decyzji. Warto też zauważyć, ze współcześnie opiniaspołeczeństwa ma wpływ na działania polityków, a postawyspołeczne stają się czynnikami równie ważnymi jak postęptechnologiczny i konkurencyjność ekonomiczna.

Państwowa Agencja Atomistyki zleca przeprowadzaniebadań odnoszących się do postaw społecznych wobec ener-getyki jądrowej wyspecjalizowanym instytutom demoskopo-wym, takim jak: DEMOSKOP, PENTOR. Pierwsze badania prze-prowadzono w roku 1989, a kolejne w latach: 1991 i 1994.Następne badania przeprowadzano co 2 lata. Starano się, abyprzynajmniej 2 – 3 pytania były w poszczególnych badaniachmożliwie takie same.

Ostatnie badania przeprowadzone zostały w grudniu 2008.Najważniejsze wyniki sondażu pokazano na rysunku 1. Poka-zano na nim zestawienie odpowiedzi na pytanie: Czy Pana(i)

przewidzieć jak za kilkadziesiąt lat będzie wyglądać zaopa-trzenie kraju w energię elektryczną. Najprawdopodobniejprzez długie jeszcze lata energetyka jądrowa będzie spełniaćw produkcji energii elektrycznej jedynie uzupełniającą rolę w stosunku do energetyki węglowej, na której w dalszymciągu opierać się będzie polska elektroenergetyka.

Powracając do pytania w tytule referatu - zestawmy nazakończenie korzyści, jakie Polska może osiągnąć, w perspek-tywie wieloletniej, dzięki wdrożeniu energetyki jądrowej:● uzyskanie taniej energii elektrycznej co przyspiesza roz-

wój gospodarczy i podnosi dobrobyt ludności;● zmniejszenie lub likwidacja w najbardziej racjonalny spo-

sób deficytu energii elektrycznej;● zwiększenie dywersyfikacji źródeł energii;● podwyższenie stopnia bezpieczeństwa energetycznego

co przekłada się na zrównoważony rozwój gospodarkinie zakłócany przerwami w dostawach energii elektrycz-nej oraz podnosi komfort życia ludności;

● zwiększenie niezależności energetycznej kraju - ograni-czenie importu paliw, a więc zmniejszenie stopnia zależ-ności kraju od importu ropy i gazu;

● zachowanie zasobów węgla jako paliwa dla przyszłychpokoleń;

● zachowanie zasobów węgla jako cennego surowca dlaprzemysłu chemicznego i farmaceutycznego;

● zmniejszenie zanieczyszczenia atmosfery szkodliwymisubstancjami;

● ograniczenie emisji CO i uniknięcie wysokich opłat zwią-zanych z jego emisją.I to jest odpowiedź na tytułowe pytanie: DLACZEGO

ENERGETYKA JĄDROWA W POLSCE?

Literatura

[1] Celiński Z.: Perspektywy rozwoju energetyki jądrowej w Pol-sce. Energetyka 1999, nr 11

[2] Marecki J., Duda M.: Dlaczego istnieje w Polsce koniecznośćbudowy elektrowni jądrowych; Konferencja MiędzynarodowaNPPP, Warszawa, czerwiec 2006

[3] Trojanowska H.: Dlaczego Polsce potrzebna jest energetykajądrowa. Seminarium SEP, Warszawa wrzesień 2006

[4] Strupczewski A. i inni: Czemu potrzebujemy energetyki jądro-wej w Polsce. Biuletyn PSE nr. 4 – 5, 2007

[5] Duda M.: Główne argumenty za rozwojem energetyki jądrowejw Polsce. Konferencja „Energetyka atomowa w Polsce”,Warszawa maj 2008

[6] Trojanowska H.: Zasadność rozwoju energetyki atomowej w Polsce. Seminarium „Energetyka atomowa w Polsce – czasna działania”, Senat RP, Warszawa październik 2008

[7] Celiński Z.: Dlaczego energetyka jądrowa? Krajowa Konferen-cja „Renesans Energetyki Jądrowej”, Kielce marzec 2009

[8] Yearbook of the IAEA, 1997[9] Tarjanne R., Luostarinen K.: World Nuclear Association,

Nuclear Power in Finland, 2/2009[10] Projected Costs of Generating Electricity. NEA, IEA/OECD, 2005[11] Strupczewski A.: Koszty energetyki jądrowej na tle innych źró-

deł energii. III Ogólnopolska Konferencja – POLSKA ELEKTRO-ENERGETYKA - REALIA, PROBLEMY, DYLEMATY, Warszawa26 kwietnia 2009

[12] Messer K.P.:Wirtschaftlichkeitfragen des Kernbrennstoffkre-islauf. Aug/Sept. 1984

[13] Celiński Z.: Energetyka jądrowa. PWN, Warszawa 1991[14] Survey of Energy Resources – 2004. World Energy Council,

London, 2004[15] Rocznik statystyczny 2006. GUS, listopad 2007[16] EU Energy in Figures. DG TREN, 2008[17] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku.

Załącznik nr 2 do projektu „Polityka energetyczna Polski do2030 roku”. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa marzec 2009

[18] Raport roczny 2007. PSE – Operator, [19] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej. CIE, Warszawa 1987[20] Uranium 2005. Resources, Production. NEA/OECD, 2006[21] Celiński Z.: Energetyka a ochrona środowiska. Przegląd Elektro-

techniczny, Warszawa, nr. 2, 1996[22] Strupczewski A. i inni: Ocena wpływu wytwarzania energii

elektrycznej na zdrowie człowieka i środowisko i analizaporównawcza dla różnych źródeł energii. Konfer. Międzynaro-dowa „Ekologiczne aspekty wytwarzania energii elektrycznej”.Warszawa, 2001

[23] Krewitt W. i inni: ExternE – Externalities of Energy National Im-ple-mentation in Germany. IER Report, EUR 18271, November 1997

[24] Hirschberg K. i inni: Severe Accidents in the Energy Sector. PSIBericht, Nr. 98, November 1998

[25] Word Energy Council, London 2004

❏

Stanisław LatekDepartament Nauki, Szkolenia i Informacji Społecznej PAA

Ewolucja postaw społeczeństwa polskiegowobec energetyki jądrowej

(skrót referatu kongresowego)


W przypadku energetyki jądrowej czynnikiem fizycznymodpowiedzialnym za ludzkie obawy jest promieniowaniejonizujące – jego, potencjalny, szkodliwy wpływ na orga-nizm żywy. W referacie przedstawiono główne wnioski z tzw. psychometrycznej koncepcji ryzyka zastosowanej dozagrożeń pochodzących od promieniowania jonizującego,w odniesieniu do energetyki jądrowej oraz – niezależnie – obecności gazu promieniotwórczego radonu (Rn) w po-mieszczeniach mieszkalnych.

Interesować nas będzie problem: ryzyko obiektywne a ryzyko subiektywne (postrzegane)

Zauważmy, że rozwój cywilizacji zdaje się zmniejszaćliczbę sytuacji związanych z dużym ryzykiem obiektywnym,a jednocześnie rośnie poziom ryzyka subiektywnego(postrzeganego).

W percepcji społecznej ryzyka, które występuje w nakre-ślonej sytuacji mamy do czynienia z dwoma – jak mówimy– czynnikami ryzyka. Są to:● prawdopodobieństwo niekorzystnego zdarzenia (wy-

padku, tu: poważnej awarii jądrowej) – w omawianymprzypadku jest ono bardzo małe.

● skutek (konsekwencja, szkoda) tego zdarzenia – ten jesttutaj bardzo duży.

Zaskakuje jednak to, że w subiektywnej ocenie społecz-nej całej tej sytuacji dominuje groza skutku, zaś bardzomałe prawdopodobieństwo wydaje się nie być brane poduwagę.

Można to sformułować inaczej: z dwóch wymienionychczynników ryzyka przeciętny człowiek jest bardziej „wyczu-lony” na rozmiar skutku niekorzystnego zdarzenia niż naprawdopodobieństwo jego wystąpienia.

W referacie omówione zostaną inne czynniki ryzykawystępujące w percepcji społecznej potencjalnie niebez-piecznych zdarzeń. Ich obecność (bądź nieobecność) po-zwoli wyjaśnić istotne różnice w społecznym postrzeganiudwóch procesów związanych z promieniowaniem jonizują-cym: zagrożenia radiacyjnego po katastrofie w Czarnobylui zagrożenia radiacyjnego pochodzącego od naturalnegogazu promieniotwórczego radon (Rn), obecnego w po-mieszczeniach mieszkalnych w niektórych obszarach kuliziemskiej.

zdaniem Polska powinna w najbliższym czasie zbudowaćelektrownię jądrową?

Zestawienie wyników za okres 1989 – 2008 pokazuje ry-sunek 2.

Od roku 2002 poparcie dla wykorzystania energii jądro-wej dla potrzeb energetycznych w Polsce dość wyraźniezwiększa się. Wyniki badań przeprowadzonych w roku 2006są szczególnie korzystne dla opcji jądrowej. Okazuje się, żeodpowiedzi silnie zależą od sposobu sformułowania pytania.Jeżeli w pytaniu wspomni się o korzystnym wpływie energe-tyki jądrowej na zmiany klimatyczne, lub na bezpieczeństwodostaw energii, wtedy więcej ludzi opowiada się za energe-tyką jądrową. A właśnie w roku 2006 zadano respondentom

pytanie następujące: „Czy zaakceptował(a)by Pan(i) budowęw Polsce nowoczesnej i bezpiecznej elektrowni jądrowej,aby zmniejszyć nasze uzależnienie od dostaw ropy i gazuoraz ograniczyć emisję dwutlenku węgla do atmosfery, zapo-biegając w ten sposób zmianom klimatycznym na świecie?”

Zmiana postaw społecznych wobec energetyki jądrowejobserwowana jest także w wielu krajach Unii Europejskiej. W okresie 2005 – 2008 poparcie dla energetyki jądrowej wkilku krajach UE wzrosło nawet o 13 %.

Piotr JaraczDepartament Nauki, Szkolenia i Informacji Społecznej PAA

Społeczna percepcja ryzyka jądrowego (skrót referatu kongresowego)

Rys. 1.

Rys. 2.

❏

❏

sierpień 2009strona 498 www.energetyka.eu sierpień 2009strona 498 www.energetyka.eu

WANO – World Association of Nuclear Operators (Świa-towe Stowarzyszenie Operatorów Elektrowni Jądrowych).

W referacie przedstawione zostaną etapy rozwoju energe-tyki jądrowej na świecie i wpływ awarii w EJ Three Mile Islandoraz Czarnobylskiej EJ na tworzenie międzynarodowego sys-temu bezpieczeństwa i niezawodności eksploatacji elektrow-ni jądrowych – WANO.

„Wszystko co dla bezpieczeństwa eksploatacji EJ możezrobić WANO, niech robi, niech bierze w swoje ręce, odciąża-jąc Międzynarodową Agencję Energii Atomowej” powiedziałSekretarz Generalny MAEA na założycielskiej GeneralnejSesji WANO w 1989 r.

WANO rozwinęło szereg programów egzekwowanych kon-sekwentnie. Siłą tej Organizacji jest to, że wszystka działalność

wykonywana jest przez same elektrownie. Najważniejszymprogramem jest program Przeglądów Bezpieczeństwa – objąłon już wszystkie EJ w eksploatacji, a także w budowie.

Polska jest członkiem WANO i może korzystać z jego bar-dzo bogatego doświadczenia. Wszystkie procedury WANObędą przydatne od początku Programu Polskiej EnergetykiJądrowej.

System WANO jest coraz częściej wykorzystywany w skomplikowanych dziedzinach i przemysłach. W okresie„Renesansu Energetyki Jądrowej” i jej przyszłości WANOprzypomina i zapewnia, że Bezpieczeństwo ponad wszystko – Safety First.

Laurent Stricker Przewodniczący WANO

WANO – organizacja, programy działania.Bezpieczeństwo i niezawodność eksploatacji

elektrowni jądrowych na świecie(skrót referatu kongresowego)

Z podjętej 13 stycznia 2009 przez Rząd RP uchwały o roz-woju w Polsce energetyki jądrowej wynikają nowe zada-nia dla Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki (PAA) jakourzędu dozoru jądrowego odpowiedzialnego za stan bez-pieczeństwa jądrowego i ochrony radiologicznej kraju.Państwowa Agencja Atomistyki, realizując swoje dotychcza-sowe zadania, powinna także jednoznacznie określić i wyeg-zekwować wymagania w zakresie bezpieczeństwa jądrowe-go, jakie musi spełnić operator elektrowni jądrowej (EJ),który – w myśl prawa – odpowiada za jej bezpieczeństwo w tym zakresie.

Zgodnie z konwencjami międzynarodowymi, którychPolska jest stroną, a w szczególności w związku z ostatniądyrektywą UE 2009/71/Euratom z dnia 25 czerwca 2009 r.ustanawiającą wspólnotowe ramy bezpieczeństwa jądrowe-go obiektów jądrowych, urząd dozorowy jako państwowyorgan regulacyjno-kontrolny działający w zakresie bezpie-czeństwa jądrowego w programie energetyki jądrowej musibyć nie tylko niezależny i kompetentny, ale być także wypo-sażony w odpowiednie uprawnienia i środki umożliwiającejego sprawne działanie.

Aby Agencja mogła poszerzyć swój zakres zadań,konieczne więc będzie wzmocnienie PAA w środki finan-sowe, rzeczowe i kadrowe oraz zapewnienie właściwejwspółpracy z Pełnomocnikiem Rządu ds. Polskiej Energety-ki Jądrowej - koordynatorem całości polskiego programu

rozwoju energetyki jądrowej, w którym odrębne zadaniarealizują administracja państwowa, inwestor oraz urząddozoru jądrowego. Należy przy tym wyraźne oddzielić funk-cje gospodarcze, finansowe i promocyjne związane z pro-dukcją energii jądrowej od funkcji kontrolnych dotyczącychspełnienia wymagań bezpieczeństwa jądrowego EJ. Tepierwsze, zgodnie z uchwałą z dnia 13 stycznia, to obszardziałania Ministerstwa Gospodarki, Pełnomocnika Rządu ds.Polskiej Energetyki Jądrowej oraz Polskiej Grupy Ener-getycznej, te drugie zaś powinny być wypełniane przez PAA,co zapewni wymaganą niezależność urzędu regulacyj-no-kontrolnego. Polskie Prawo atomowe reguluje działalno-ści związane z promieniowaniem jonizującym jedynie z punk-tu widzenia ich bezpieczeństwa, a nie aspektów gospodar-czych czy finansowych.

Obecne Prawo atomowe posiada nowoczesną strukturędobrze umocowaną w prawie międzynarodowym i prawidło-wo obsługującą istniejący w Polsce zakres dozoru obiektówi działalności dotyczących zastosowań promieniowania joni-zującego. Przy uzupełnianiu tego prawa o zagadnienia bez-pieczeństwa EJ należy utrzymać obecną strukturę, rozszerza-jąc i uzupełniając ją o zasady i wymagania bezpieczeństwawobec EJ (kryteria lokalizacyjne i projektowe, licencjonowa-nie na etapach budowy, rozruchu i eksploatacji) oraz o nada-wanie uprawnień operatorom EJ, a także o zagadnienia likwi-dacji obiektu jądrowego.

Michael Waligórski, Jerzy NiewodniczańskiPaństwowa Agencja Atomistyki, Warszawa

Rola i zadania Państwowej Agencji Atomistyki w programie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce


❏


Geneza rozwoju filozofii bezpieczeństwa jądrowego

Już od pierwszych lat rozwoju energetyki jądrowej w USA i krajach Europy Zachodniej wymagania bezpieczeń-stwa jądrowego uznawano za nadrzędne, ważniejsze od wzglę-dów ekonomicznych, a cała technika reaktorowa ukierunkowa-na była na osiągnięcie jak największego bezpieczeństwa.

Zdając sobie sprawę z zawodności człowieka i z możliwo-ści awarii urządzeń, w energetyce jądrowej wprowadzonozasadę „obrony w głąb”, według której należy projektowaćelektrownie z dużymi zapasami bezpieczeństwa, wykonywaćje z jak najlepszych materiałów i z zachowaniem najwyższejjakości, wprowadzać układy zapobiegające niebezpiecznymodchyleniom od nominalnych parametrów eksploatacyj-nych, a w razie wystąpienia takich odchyleń zapewniającychpowstrzymanie rozwoju awarii i bezpieczne wyłączenie elek-trowni. Obrona w głąb obejmuje ogromny zespół środków i działań, których ukoronowaniem jest zasada utrzymywaniai rozwijania kultury bezpieczeństwa, w której na wszystkichszczeblach organizacji, od robotnika do prezesa zarządu,zapewnienie bezpieczeństwa uznaje się za sprawę najważ-niejszą, a kierownictwo elektrowni popiera wszelkie działaniazmierzające do podniesienia świadomości zagrożeń i konie-czności zapewnienia bezpieczeństwa.

W projekcie samej elektrowni dominuje zasada tworzeniai utrzymywania szeregu barier chroniących przed wydziela-niem materiałów promieniotwórczych poza elektrownię.System ten obejmuje cztery kolejne bariery, a mianowiciesam materiał paliwowy, w którym pozostaje ponad 99,9%produktów rozszczepienia, koszulki elementów paliwowych,szczelne i wykonane z cyrkonu, który odporny jest na wyso-kie temperatury i zachowuje wytrzymałość w temperaturachrzędu tysiąca stopni, zbiornik reaktora i rury obiegu pierwot-nego, wykonane z najlepszych możliwych materiałów i kon-trolowane w ciągu całego 60-letniego okresu pracy elek-trowni, a wreszcie czwartą barierę – obudowę bezpieczeń-stwa, odporną na ciśnienie i temperaturę, jakie mogąpowstać po awarii i będącą widoczną z dala oznaką elektrow-ni jądrowej. System barier, podobnie jak system obrony w głąb, stworzony jest tak, że gdy zawiedzie jakiś element, tona jego miejsce zaczyna pracować inny, przy czym w nowo-

czesnych elektrowniach takich elementów rezerwowych jestwiele.

Niezbędną cechą bezpieczeństwa reaktora jest naturalnew reaktorach wodnych ujemne sprzężenie zwrotne tempera-tury i mocy reaktora. Zapewnia ono, że w razie awarii powo-dującej podgrzanie rdzenia reaktora samoczynnie zmniejszasię jego moc, a następnie reaktor wyłącza się całkowicie.Wprawdzie rozpadają się jeszcze produkty rozszczepienianagromadzone w rdzeniu podczas pracy reaktora powodu-jąc grzanie powyłączeniowe, które trzeba odebrać z reaktora,ale wielkość tego grzania wynosi zaledwie kilka procentmocy nominalnej i szybko maleje.

Niestety tego ujemnego sprzężenia zwrotnego nie byłow reaktorze z moderatorem grafitowym pracującym w Czarnobylu, zbudowanym w oparciu o rozwiązania reak-torów produkujących pluton do celów militarnych.Przeciwnie, miał on tę wyjątkową cechę, że po podgrzaniurdzenia moc jego samoczynnie rosła. W czasie awarii mocreaktora w Czarnobylu wzrosła do poziomu 1000-krotniewiększego od mocy nominalnej. Nie było tam też obudowybezpieczeństwa, a ani działania dozoru jądrowego, ani po-ziom świadomości pracowników elektrowni nie odpowiada-ły wymaganiom współczesnej filozofii bezpieczeństwajądrowego. Dlatego w przeciwieństwie do reaktorów typuPWR lub BWR, które mają za sobą ponad 10 tysięcy reakto-rolat bezpiecznej eksploatacji, w Czarnobylu doszło do cięż-kiej awarii, najpoważniejszej, jaka może zdarzyć się w reak-torze jądrowym.

Reaktor w Czarnobylu był tak bardzo różny od wszystkichreaktorów zachodnich, że w pierwszych latach po awarii w Czarnobylu eksperci jądrowi uważali, że wnioski z tej awa-rii nie mogą być stosowane do „normalnych” reaktorów z moderatorem wodnym, wyposażonych w systemy barier z obudową bezpieczeństwa, chronionych metodami obronyw głąb i eksploatowanych zgodnie z zasadami kultury bez-pieczeństwa. Ale udoskonalenia techniczne pozwoliły wpro-wadzić nowe układy i przyrządy, chroniące nas przed nawetnajcięższymi awariami, mogącymi zdarzać się bardzo rzadko,powodowanymi połączeniem uszkodzeń urządzeń z błędamiczłowieka i zagrożeniami mającymi źródło poza samą elek-trownią.

W wyniku tego opracowano elektrownie III generacji,dziś już dostępne na rynku energetycznym, które zapewnia-ją poziom bezpieczeństwa, o jakim nie można było nawetmarzyć w połowie XX wieku, gdy zaczynał się rozwój elek-trowni jądrowych.


Wymagane będzie również określenie strategii postępo-wania z odpadami promieniotwórczymi i wypalonym pali-wem jądrowym, tak by strategia ta była znana od początkurealizacji programu rozwoju energetyki jądrowej. Wytycznebezpieczeństwa dla wszystkich etapów postępowania z od-padami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądro-wym istniejące w obecnych przepisach prawnych wymagająwprowadzenia jedynie niewielkich zmian.

Dla sprawnej realizacji programu rozwoju energetykijądrowej w Polsce celowe może się okazać wprowadzenietzw. ustawy specjalnej, obejmującej wszystkie aspekty tegoprogramu – poza bezpieczeństwem jądrowym, które pozo-stawić należy w obrębie rozszerzonego i uzupełnionegoPrawa atomowego.

Andrzej Strupczewski1)

Instytut Energii Atomowej POLATOM

Porównanie dostępnych na rynku reaktorów jądrowych: zalety i wady techniczne, ekologiczne

i ekonomiczne

❏

1) doc dr. inż. Andrzej Strupczewski, Instytut Energii Atomowej POLATOM 05-400 Swierk k. Otwocka e-mail: [email protected]


Współczesne wymagania bezpieczeństwa jądrowego

System obrony w głąb i system barier zapewnia współ-czesnym elektrowniom jądrowym odporność na uszkodze-nia i błędy ludzkie. Obieg pierwotny chłodzenia reaktorawykonany jest z tak dobrych materiałów i z tak dużymi pro-jektowymi marginesami bezpieczeństwa, że prawdopodo-bieństwo jego dużego pęknięcia ocenia się jako mniejsze niżraz na 10 000 lat. Ponadto wprowadza się system wykrywa-nia przecieków, oparty na zastosowaniu trzech niezależnychi niezawodnych metod detekcji, mający zapewnić, że nimdojdzie do pęknięcia wykryjemy małe przecieki i wyłączymyreaktor. Gdyby jednak doszło do pęknięcia, to na miejscewody chłodzącej traconej przez rozerwaną rurę doprowadzasię wodę z układów chłodzenia awaryjnego, złożonych z czterech równoległych i niezawodnych podsystemów, z których jeden tylko wystarczy do skutecznego odbioru cie-pła z rdzenia reaktora i utrzymania paliwa reaktorowego podpokrywą wody.

W analizach przebiegu takiej awarii zakłada się najbar-dziej niekorzystne przebiegi wszystkich zjawisk, tak by rze-czywisty przebieg zdarzeń nie mógł być groźniejszy od tego,który zakładamy w analizach. Przy takim podejściu trzebaudowodnić, że reaktor nawet po takiej awarii pozostanie bez-pieczny, to jest, że nie wydzielą się poza obudowę bezpie-czeństwa produkty rozszczepienia mogące stworzyć niedo-puszczalne zagrożenie dla człowieka.

Takie wymagania spełniają pracujące obecnie elektrow-nie jądrowe w USA i krajach Unii Europejskiej, a także w in-nych krajach należących do OECD.

Jednakże społeczność nuklearna nie poprzestała na tympoziomie bezpieczeństwa. Chociaż układy bezpieczeństwa i metody działania w razie awarii wystarczają do utrzymaniaskutecznego chłodzenia rdzenia i zabezpieczenia go przed sto-pieniem, w elektrowniach jądrowych III generacji przyjętozałożenie, że z powodów, których nie potrafimy sobie wyobra-zić, rdzeń ulega jednak stopieniu. Gdybyśmy znali te powody,to wprowadzilibyśmy odpowiednie zabezpieczenia. Tak np. byzabezpieczyć się przed utratą zasilania elektrycznego z sieciinstalujemy w elektrowni jądrowej rezerwowe generatory z napędem silnikami Diesla, dodajemy awaryjny przewoźnygenerator, a nawet zapewniamy dodatkowe połączenie liniąenergetyczną z elektrownią wodną, która może dostarczyćmoc potrzebną do chłodzenia elektrowni jądrowej.

Te środki bezpieczeństwa redukują zagrożenie do wielko-ści tak małych, że uznano by je za nieistotne w każdej innejgałęzi przemysłu. Przyjęte obecnie poziomy ryzyka odpowia-dają częstości awarii z wydzieleniem produktów rozszczepie-nia poza obudowę bezpieczeństwa poniżej raz na 100 000 lat.Zagrożenie dla człowieka jest znikomo małe – energetykajądrowa szczyci się tym, że w ciągu całego okresu ponad półwieku pracy elektrowni typu PWR i BWR nikt nie stracił życiaani nie poniósł szkody na zdrowiu wskutek awarii jądrowej.Ale w elektrowniach jądrowych III generacji zabezpieczeniaprojektowane są tak, by chroniły człowieka nawet w razieciężkich awarii ze stopieniem rdzenia. Możliwe rozwiązaniarozpatrzymy na przykładach nowych reaktorów, które są jużeksploatowane, budowane lub licencjonowane w krajachprzodujących w rozwoju energetyki jądrowej.

Ogólne cechy reaktorów III generacji

Pierwsze reaktory III generacji zaczęły pracę w Japonii w 1996 roku. Obecnie są one budowane w Finlandii, Francji,Japonii, Korei Płd., w Chinach i w Rosji, są już zamówionedla ponad 30 elektrowni jądrowych w USA i planowane dla400 elektrowni w kilkudziesięciu krajach.

Reaktory III generacji mają prostszą konstrukcję, co obni-ża ich koszty, lepiej wykorzystują paliwo i mają wbudowanedodatkowe cechy bezpieczeństwa. Dawniej budowane reak-tory II generacji okazały się bezpieczne i niezawodne, ale sąobecnie zastępowane lepszymi rozwiązaniami. Cechy reak-torów III generacji są następujące:● znormalizowane rozwiązanie projektowe dla każdego

typu dla przyspieszenia licencjonowania, zmniejszenianakładów inwestycyjnych i skrócenia czasu budowy;

● prostsza i mocniejsza konstrukcja, co ułatwia ich eksplo-atację i zwiększa odporność na zakłócenia eksploatacyjne;

● wyższa dyspozycyjność i dłuższy czas życia – typowo 60lat;

● dalsze zmniejszenie możliwości awarii ze stopieniemrdzenia;

● odporność na poważne uszkodzenia spowodowane ude-rzeniem samolotu, które mogłyby prowadzić do skutkówradiologicznych;

● wyższe wypalenie dla zmniejszenia zużycia paliwa i ilościodpadów;

● wypalane absorbery neutronów (wypalane zatrucia stałe)dla przedłużenia okresu życia paliwa. US NRC zwraca ponadto uwagę, by w reaktorach III ge-

neracji układy wyłączenia reaktora były mniej skomplikowa-ne niż dotychczas [1].

Najbardziej znacząca różnica w stosunku do reaktorów II generacji to wprowadzenie wielu pasywnych lub wrodzo-nych cech bezpieczeństwa, które nie wymagają aktywnychelementów ani interwencji operatora w przypadku incyden-tów lub awarii, a polegają na działaniu zjawisk takich jak siłaciężkości, konwekcja naturalna lub odporność na działaniewysokich temperatur. Reaktory, w których dominuje wyko-rzystanie zjawisk naturalnych dla zapewnienia bezpieczeń-stwa wydziela się czasem jako osobną podgrupę, oznaczanąjako generacja III+. Systemy II generacji wymagały działaniaaktywnych układów elektrycznych lub mechanicznych uru-chamianych odpowiednim sygnałem. Systemy pasywne,takie jak np zawory bezpieczeństwa, działają bez kontrolioperatora i nie wymagają doprowadzenia energii z zewnątrz.Zarówno systemy aktywne jak i pasywne budowane są w postaci podukładów równoległych i wzajemnie się rezer-wujących. Wrodzone cechy bezpieczeństwa polegają tylkona działaniu zjawisk fizycznych, takich jak konwekcja, siłaciężkości lub odporność na wysokie temperatury, a nie nadziałaniu urządzeń inżynieryjnych.

Licencjonowanie projektu odbywa się na podstawie prze-pisów państwowych ustalonych w zakresie bezpieczeństwajądrowego w każdym kraju. W Unii Europejskiej trwają dzia-łania dla ujednolicenia wymagań licencyjnych, koordynowa-ne przez Stowarzyszenie Regulatorów Zachodnio-Europej-skich WENRA (West European Nuclear Regulatory Associa-tion). W Europie reaktory można także licencjonować w opar-ciu o zgodność z wymaganiami europejskich towarzystwenergetycznych EUR (European Utility Requirements), któresą z zasady ostrzejsze od wymagań urzędów dozoru jądro-wego w poszczególnych krajach. Obejmują one około 5000wymagań dla nowych elektrowni jądrowych. Do tej poryzgodność z wymaganiami EUR uzyskał reaktor EPR firmyAREVA, AP1000 firmy Westinghouse, AES-92 firmy Gidro-press, ABWR firmy General Electric, SWR-1000 firmy AREVAi BWR 90 firmy Westinghouse [2].

W USA szereg typów reaktorów otrzymało certyfikatyprojektowe, a dalsze projekty są rozpatrywane, w tymESBWR firmy GE-Hitachi, US EPR firmy AREVA i US APWRfirmy Mitsubishi. Dalsze sześć projektów będzie rozpatrzo-nych w 2010 roku, wśród nich ACR firmy Atomic Energy ofCanada Ltd, IRIS firmy Westinghouse, PBMRE firmy ESKOMi 4S firmy Toshiba [1].


Zwiększone bezpieczeństwo reaktorów III generacji

Reaktor AP 1000 firmy Westinghouse będący przeskalo-waną wersją reaktora AP 600 otrzymał ostateczny certyfikatprojektowy w grudniu 2005 r. jako pierwszy reaktor Genera-cji III+. Stanowi on wynik pracy przez 1300 osobolat i progra-mu projektowania i badań, który kosztował 440 mln USD. W maju 2007 r. firma Westinghouse wystąpiła o certyfikatbrytyjski i uzyskała poparcie brytyjskich przedsiębiorstwenergetycznych, a także działającej w Wielkiej Brytanii firmyE.On.

Dzięki modułowej budowie i redukcji aktywnych układówbezpieczeństwa koszty inwestycyjne dla reaktora AP 1000mają być niższe niż dla reaktorów innych typów, a czas jegobudowy ma być znacznie skrócony. Budowany jest on w Chinach (4 bloki, z wieloma dalszymi w perspektywie) i jestprzedmiotem kontraktów zawieranych w USA i w Europie.Pozwala on na pracę z całym rdzeniem z paliwa typu MOX,to jest paliwa z mieszaniny tlenków uranu i plutonu, otrzymy-wanego w wyniku przerobu paliwa wypalonego.

Rozwiązanie amerykańskiego reaktora AP1000 opiera sięna zastosowaniu wypróbowanej technologii, z położeniemnacisku na te cechy bezpieczeństwa, które oparte są na zjawi-skach naturalnych, jak siła ciężkości, przepływ w obiegu kon-wekcji naturalnej, ciśnienie sprężonych gazów i konwekcjanaturalna. Układy bezpieczeństwa działają na zasadzie pasyw-nej, zapewniając odbiór ciepła od rdzenia i chłodzenie obudo-wy bezpieczeństwa przez długi czas bez zasilania prądemzmiennym i nie wymagają działania operatora przez 3 doby.

W układach tych nie ma elementów czynnych (jak pom-py, wentylatory lub generatory z silnikami Diesla), a ich dzia-łanie nie wymaga systemów pomocniczych zakwalifikowa-nych do systemów bezpieczeństwa (takich jak zasilanie prą-dem zmiennym, chłodzenie elementów systemów bezpie-czeństwa, odpowiedzialna woda techniczna, wentylacja i kli-matyzacja). Dzięki temu wyeliminowano zaliczone do ukła-dów bezpieczeństwa awaryjne generatory z silnikami Dieslai cały kompleks potrzebnych dla nich podsystemów, jaksprężone powietrze potrzebne do ich uruchomienia, zbiorni-ki paliwa i pompy, a także system poboru powietrza i usuwa-nia spalin.

Pasywne systemy bezpieczeństwa obejmują układpasywnego wtrysku chłodziwa do reaktora, pasywny układodbioru ciepła powyłączeniowego i pasywny układ chłodze-nia obudowy bezpieczeństwa. Ten ostatni układ jest specy-ficznym rozwiązaniem charakterystycznym dla reaktoraAP000, zapewniającym, że reaktor pozostanie bezpiecznynawet przy długotrwałym braku zasilania elektrycznego z jakichkolwiek źródeł prądu zmiennego.

W porównaniu ze standardowym blokiem jądrowym o podobnej mocy, AP1000 ma o 35% mniej pomp, o 80%mniej przewodów rurowych związanych z bezpieczeństwemoraz o 50% mniej zaworów bezpieczeństwa klasy ASME. W układach bezpieczeństwa nie potrzeba stosować pomp.Te czynniki powodują, że AP1000 jest o wiele bardziej zwar-tym blokiem, w porównaniu z wcześniejszymi projektami.Dzięki temu, że mamy mniej wyposażenia i rur, większośćinstalacji bezpieczeństwa mieści się wewnątrz obudowy bez-pieczeństwa. W efekcie, AP1000 ma około 55% mniej rurprzechodzących przez obudowę bezpieczeństwa, w porów-naniu z blokami reaktorowymi obecnej generacji. Objętośćbudynków kategorii sejsmicznej I jest około 45% mniejsza w porównaniu z wcześniejszymi projektami o porównywal-nej mocy.

W lipcu 2007 r. firma Westinghouse złożyła do NRC wnio-sek o zatwierdzenie uzupełnień projektowych reaktora AP1000, dotyczących uzupełnienia obudowy bezpieczeństwa

tak by wytrzymywała ona uderzenie dużego samolotu pasa-żerskiego, modyfikacji stabilizatora ciśnienia i kilku proble-mów bezpieczeństwa zwykle rozpatrywanych na etapiewydawania zezwolenia na budowę i eksploatację (COL). NRCprzyjęła ten wniosek i zamierza zakończyć rozpatrywanie gow 2009 roku, a wydać licencję w 2010 r.

European Pressurized Reactor EPR spełnia ostre wyma-gania europejskich przedsiębiorstw energetycznych EUR.Firma AREVA (dawniej Framatome ANP) opracowała reaktorEPR o mocy elektrycznej 1650 MW ustalony w 1995 rokujako nowy standard dla Francji. Otrzymał on certyfikat dozo-ru francuskiego w 2004 roku. EPR jest wynikiem połączeniacech reaktora francuskiego N4 i niemieckiego Konvoi i maprodukować energię elektryczną o 10% taniej. EPR możepracować w systemie nadążania mocy za obciążeniem, z wy-paleniem paliwa do 65 GWd/t i wysoką sprawnością cieplnąwynoszącą 37%. EPR może pracować z całym rdzeniem z pa-liwa MOX. Oczekiwany współczynnik wykorzystania mocyzainstalowanej wynosi 92% w ciągu 60 lat pracy. W przeci-wieństwie do reaktora AP 1000 bazującego na bezpieczeń-stwie pasywnym, reaktor EPR ma 4 oddzielne, równoległesystemy bezpieczeństwa z elementami pasywnymi i aktyw-nymi.

Pierwszy reaktor EPR budowany jest w Olkiluoto w Fin-landii, drugi w EJ Flammanville we Francji. Bezpośrednie(overnight) koszty inwestycyjne na inżynierię, dostawy i bu-dowę wynoszą 2,44 mld euro/GWe. Trzeci EPR w Europiebędzie zbudowany w Penly we Francji, dwa dalsze bloki sąbudowane w Chinach. Wersja amerykańska US–EPR zosta-ła przedłożona do NRC dla uzyskania certyfikatu w grud-niu 2007 roku i oczekuje się uzyskania licencji w 2012 ro-ku. Pierwszy blok w USA ma zacząć pracę w 4 lata później i będzie zawierał 80% urządzeń z USA.

Podwyższony poziom bezpieczeństwa osiągnięto dziękipoczwórnej redundancji głównych układów bezpieczeństwa(wtryski bezpieczeństwa, awaryjne zasilanie wody zasilającejwytwornicy pary) oraz systemów pomocniczych (awaryjnezasilanie w energię elektryczną oraz systemy chłodzenia) i wprowadzeniu rozwiązań mających zmniejszyć skutki radio-logiczne na wypadek poważnej awarii. Na wypadek awariibez stopienia rdzenia, architektura budynków peryferyjnychoraz systemy wentylacji likwidują konieczność stosowaniadziałań ochronnych wobec ludzi mieszkających w pobliżuuszkodzonego bloku EJ. Na wypadek wysoce nieprawdopo-dobnej, ale pomimo wszystko uwzględnionej sytuacji stopie-nia rdzenia reaktora w warunkach niskiego ciśnienia, wzmoc-niony budynek reaktora oraz specyficzne urządzenia łago-dzące skutki awarii zmniejszą emisje radioaktywne. Byłybyniezbędne tylko niektóre bardzo ograniczone środki ochron-ne. Ponadto, projekt reaktora oraz koncepcja obudowy bez-pieczeństwa eliminują możliwość wystąpienia sytuacji, któremogłyby prowadzić do dużych emisji na wczesnym etapieawarii.

Do najważniejszych koncepcji bezpieczeństwa reaktoraEPR należy zasada wykrywania przecieku zanim nastąpi rozer-wanie rurociągu, pozwalająca wykluczyć niebezpieczeństwonagłego rozerwania rury o największej średnicy w obiegupierwotnym reaktora, która dotychczas przyjmowana byłajako maksymalna awaria projektowa. Wdrożenie tej zasadywymaga zapewnienia dużych zapasów wytrzymałości obie-gu pierwotnego, wykluczenia zjawisk powodujących wyso-kie naprężenia w obiegu lub jego osłabienie w toku eksplo-atacji i prowadzenia ciągłej kontroli eksploatacyjnej stanuobiegu i wielkości przecieków. System obrony w głąb zasto-sowany w reaktorze EPR zapewnia, że w razie uszkodzeniajednego elementu wpływającego na bezpieczeństwo reakto-ra będą na jego miejsce inne elementy, które mogą w pełnizastąpić element uszkodzony.


W przypadku gdyby mimo wszystkich zabezpieczeńdoszło do stopienia rdzenia, oddziaływanie stopionegomateriału rdzenia o bardzo wysokiej temperaturze z materia-łem dna zbiornika ciśnieniowego reaktora może doprowa-dzić do przetopienia zbiornika i wypływu stopionego rdzenia.Wiele analiz prowadzonych dla istniejących już obecnie reak-torów potwierdziło, że takie wydarzenie nie prowadzi doutraty szczelności obudowy bezpieczeństwa, jeśli wypływrdzenia następuje w warunkach niskiego ciśnienia w obiegupierwotnym. Dlatego konstruktorzy reaktorów III generacjiwyposażają swe reaktory w specjalne układy zapewniającekontrolowane obniżenie ciśnienia w obiegu pierwotnym,jeśli nie ma możności uchronienia rdzenia przed uszkodze-niem.

Specyficznym rozwiązaniem wprowadzonym tylko w re-aktorze EPR jest układ zabezpieczający przed utratą szczelno-ści obudowy bezpieczeństwa w przypadku, gdy rdzeń reak-tora nie tylko stopi się, ale i wydostanie się poza zbiornikciśnieniowy reaktora. Schemat pomieszczeń i układów służą-cych do ukierunkowania przepływu stopionego rdzenia i je-go wychłodzenia pokazano na rysunku 1.

Wyciek stopionego rdzenia oraz jego schładzanie możesię odbywać w specjalnie do tego przeznaczonym pomiesz-czeniu na dnie studni reaktora, zwanym chwytaczem rdze-nia. Ściany i podłoże tego pomieszczenia są pokryte grubąwarstwą betonu. Struktura chłodząca umożliwia odprowa-dzenie ciepła zakumulowanego, schłodzenie oraz szybkiezestalenie się materiału rdzenia. Dzięki temu nie występujeerozja strukturalnego betonu podłoża. Całkowicie pasywniedziałający układ zaworów umożliwia pokrycie warstwy gorą-cego stopionego materiału oraz zasilenie układu chłodzące-go wodą z wewnętrznego zbiornika zapasowego (IRWST)2)

umieszczonego przy chwytaczu rdzenia. W następnej fazie,po dwunastu godzinach jest uruchamiany system odprowa-dzania ciepła z obudowy bezpieczeństwa (Containment HeatRemoval system), który schładza obszar wycieku.

Podobne układy schładzania stopionego rdzenia zastoso-wano w innych typach reaktorów III generacji.

Duży reaktor APWR o mocy elektrycznej 1538 MW firmyMitsubishi został zaprojektowany przy współpracy czterechprzedsiębiorstw energetycznych. Będzie on bazą dla następ-nej generacji reaktorów PWR w Japonii.

Amerykański wariant tego reaktora (US APWR) będziemiał moc cieplną 4451 MW i elektryczną brutto 1700 MWdzięki dłuższym (4,3 m) zestawom paliwowym. Zestawy pali-wowe są otoczone reflektorem promieniowym ze stali nie-rdzewnej zaprojektowanym tak, by polepszyć bilans neutro-nowy, co obniża koszty cyklu paliwowego i redukuje napro-mieniowanie zbiornika ciśnieniowego reaktora. Przy ograni-czeniu wzbogacenia paliwa do 5%, reaktor będzie pracowaćw cyklu wymiany paliwa co 24 miesiące i osiągać głębokośćwypalenia 62 GWd/t.

Do charakterystycznych cech bezpieczeństwa reaktora EUAPWR należy układ z czterema podsystemami równoległymii niezależnymi, które zapewniają bezpieczeństwo przy założe-niu, że w jednym podsystemie wystąpiło pojedyncze uszko-dzenie, a drugi jest wycofany z eksploatacji wskutek napraw.

Obliczona częstość uszkodzeń rdzenia (CDF) spełnia wy-maganie EUR, zgodnie z którym winna ona być mniejsze od1 .10-5/reaktoro-rok.

Ograniczanie skutków ciężkich awarii

Reaktor EU APWR zaprojektowano tak, by ograniczaćskutki hipotetycznych ciężkich awarii, takich jak rozerwaniezbiornika ciśnieniowego reaktora. Fundamentalna koncepcjabezpieczeństwa tego reaktora polega na zalaniu szybu reak-tora wodą chłodzącą i utrzymaniu stopionego rdzeniawewnątrz tego szybu. Aby to osiągnąć, EU APWR wyposa-żono w układ zalewania studni reaktora o wysokiej nieza-wodności, składający się z dwóch niezależnych systemówdostarczania wody zasilającej.

Projekt przedłożono w US NRC do certyfikacji w styczniu2008 roku i oczekiwane jest uzyskanie certyfikatu w 2012roku. W marcu 2008 r. ten sam projekt został przedstawionyjako EU APWR dla uzyskania certyfikatu europejskiego.

Reaktor ATMEA 1 zaprojektowany został przez spółkęATMEA utworzoną w 2006 roku przez AREVA i MitsubishiHeavy Industries dla opracowania ewolucyjnego reaktoraPWR o mocy 1100 elektrycznej MW z trzema pętlami w obie-gu pierwotnym. Ma on przedłużony cykl paliwowy, spraw-ność cieplną 37%, czas życia 60 lat i może pracować z samym paliwem MOX. Cykl paliwowy jest elastyczny, od12 do 24 miesięcy, z krótkim okresem przeładunku paliwa.Reaktor może pracować w układzie nadążania za obciąże-niem. Złożenie wniosku i wydanie licencji ma nastąpić w 2010 roku. Reaktor ten jest uważany za reaktor średniejmocy w porównaniu z innymi reaktorami III generacji i będzie oferowany na rynki krajów zaczynających programrozwoju energetyki jądrowej

Udoskonalony reaktor APR 1400 budowany w KoreiPołudniowej na bazie reaktora System 80 + ma zwiększonąodporność na wstrząsy sejsmiczne i ulepszone cechy bez-pieczeństwa. Uzyskał on certyfikat koreańskiego InstytutuBezpieczeństwa Jądrowego w maju 2003 roku. Pierwszyreaktor tego typu jest budowany w EJ ShinKori 3 i 4 i mazacząć pracę w 2013 roku. Paliwo zawiera zatrucia wypalanei pozwala na wypalenie do 60 GWd/t. Czas budowy 48 mie-sięcy, a czas życia elektrowni 60 lat.

W Rosji opracowano kilka projektów reaktorów z wodąpod ciśnieniem z udoskonalonymi cechami bezpieczeństwa.EJ AES-2006 ma zwiększoną odporność na wstrząsy sejsmicz-ne i na uderzenie samolotu, ma też pewne cechy bezpieczeń-stwa pasywnego, podwójną obudowę bezpieczeństwa,

Rys. 1. Układ chwytacza stopionego rdzenia w EJ z EPR 1) rdzeń reaktora, 2) zbiornik ciśnieniowy reaktora,

3) pokrywa przetapiana przez rdzeń, 4) dno tunelu przelewowego,5) beton fundamentów obudowy bezpieczeństwa, 6) tunel przelewowy, 7) materiał ogniotrwały ZrO2,

8) chłodzenie wodne chwytacza, 9) warstwa powierzchniowa przeznaczona na wytopienie,

10) chwytacz rdzenia - basen dla stopionego rdzenia.

2) In-Containment Refuelling Water Storage Tank (IRWSR)


a prawdopodobieństwo stopienia rdzenia wynosi 1 . 10-7/re-aktoro-rok.

Atomenergoproekt oświadczył, że AES-2006 spełnia wszys-tkie wymagania bezpieczeństwa wg norm rosyjskich i wg wy-magań EUR.

Reaktor ACR 1000 (Advanced CANDU Reactor) mareflektor ciężkowodny podobnie jak poprzednie reaktorykanadyjskie, ale dzięki wzbogaceniu paliwa do 1,5 – 2%zastosowano w nim zwykłą wodę jako chłodziwo w obiegupierwotnym. Obniża to nakłady inwestycyjne, pozwala osią-gnąć wyższe wypalenie paliwa i 3-krotnie przedłużyć okresjego pracy w reaktorze, a także zmniejszyć objętość odpa-dów wysokoaktywnych.

W ACR-1000 uzyskano po raz pierwszy w historii reakto-rów CANDU mały, ale ujemny współczynnik reaktywnościpróżni. Zapewnia to samoczynne obniżenie mocy w przy-padku awarii utraty chłodziwa, tak jak w reaktorach PWR i BWR. ACR ma też szereg pasywnych cech bezpieczeństwaoraz dwa niezależne układy szybkiego wyłączania reaktora.Składa się z modułów prefabrykowanych, co redukuje czasbudowy do 3,5 roku. Reaktory ACR można budować poje-dynczo, ale optymalnie pracują w układzie dwóch bloków w elektrowni. Projektowy okres życia to 60 lat, ale w połowietego okresu trzeba je zatrzymać dla dokonania wymiany rurciśnieniowych w zbiorniku reaktora. Pierwszy blok z reakto-rem ACR 1000 ma być uruchomiony w Kanadzie w 2016roku.

Zalety eksploatacyjne EJ III generacjiWysoki współczynnik wykorzystania

mocy zainstalowanej

Głównym powodem renesansu energetyki jądrowej jestjej konkurencyjność ekonomiczna i ekologiczna. Opiera sięona na wysokim współczynniku wykorzystania mocy zainsta-lowanej przekraczającym 90%, zerowej emisji CO2 i na bar-dzo niskich i stabilnych kosztach paliwa.

Jak widać na rysunku 2, średni współczynnik wykorzysta-nia mocy dla wszystkich 104 elektrowni jądrowych w USAwzrósł z około 60% w 1986 r. do 91% w 2007 r. i pozostajena tym poziomie. Odpowiada to wzrostowi energii produko-wanej z tych samych reaktorów o 50% – z odpowiednimzmniejszeniem jej kosztu.

Wypalenie paliwa

Energetyka jądrowa prowadzi konsekwentnie intensyw-ne prace w celu zwiększenia głębokości wypalenia paliwa. W pracujących obecnie reaktorach II generacji wypalenieprzekroczyło już 45 MWd/kg. Dozór jądrowy w USA zezwoliłna maksymalne wypalenie 62 MWd/kg [3], co odpowia-da średniemu wypaleniu około 50 – 52 MWd/kg. Oznacza tozmniejszenie ilości paliwa usuwanego rocznie z rdzenia i obniżenie jego kosztu. Przy wypaleniu 45 MWd/kg do uzy-skania z reaktora energii 8 TWh przy sprawności cieplnej0,33 (w reaktorach II generacji) potrzeba 22,5 tony paliwa,natomiast w reaktorach takich jak EPR o sprawności cieplnej0,37 i wypaleniu średnim 50 MWd/kg będzie go potrze-ba tylko 18 ton. Możliwe jest stosowanie w rdzeniu paliwa z mieszaniny tlenkówuranu i plutonu (MOX)

Dzięki temu maleje ilość odpadów radioaktywnychpowstających w całym cyklu paliwowym.

Możliwości regulacji mocy w funkcji obciążenia

EPR jest zaprojektowany tak, aby zapewnić duży poziommanewrowości. Posiada zdolność do ciągłej pracy na pozio-mie od 20 do 100% swojej nominalnej mocy w trybie całko-wicie automatycznym, gdy pracują pierwotne i wtórne urzą-dzenia do kontroli częstotliwości wyjściowych.

Raktor EPR może pracować na 25% mocy znamionoweji powiększać swą moc z szybkością 2,5% mocy nominalnejna minutę do poziomu 60%, a następnie 5% mocy nominal-nej na minutę aż do pełnej mocy. Oznacza to, że blok możezwiększyć swą moc z 25% do 100% w czasie poniżej 30minut, chociaż odbywa się to kosztem pewnego zużycia ele-mentów elektrowni.

EPR jest dobrze przystosowany do okresowych lub nie-zapowiedzianych zmian zapotrzebowania sieci na moc, dozarządzania perturbacjami w sieci elektroenergetycznej orazdo łagodzenia awarii sieciowych.

Standaryzacja elementów i skrócenie czasu budowy

W reaktorach III generacji stosuje się standaryzację ele-mentów, co pozwala obniżyć koszty budowy i skrócić jejczas. Na przykład w reaktorze AP 1000 stanowiącym najdalejidący przykład standaryzacji i stosowania biernych układówbezpieczeństwa udało się obniżyć ilości elementów spełnia-jących wymagania klas bezpieczeństwa jądrowego jak poda-no powyżej.

Duża część elementów jest prefabrykowana, co umożli-wia skrócenie czasu budowy. Dla reaktora AP 1000 planowa-ny czas budowy od początku wylewania płyty fundamento-wej do zakończenia rozruchu reaktora wynosi 48 miesięcy.

Zbudowano już w Japonii reaktory ABWR należące takżedo III generacji i czas ich budowy wyniósł rzeczywiście 48miesięcy [2].

Możliwości likwidacji elektrowni po zakończeniu jej okresu pracy

Reaktory starszych typów, w szczególności reaktory ypuMagnox i AGRv (grafitowo-gazowe) w Wielkiej Brytanii, niebyły przystosowane do demontażu i likwidacji. Koszty tychoperacji są bardzo duże. Natomiast reaktory PWR i BWR dająsię łatwo demontować i likwidować i energetyka jądrowanagromadziła już sporo doświadczeń z tych operacji [4].Koszt likwidacji elektrowni wg danych OECD z 2003 rokuwycenionych w USD’2001 wynosi dla reaktorów PWR od 200do 500 USD/kW, dla reaktorów WWER około 330 USD/kW,

Rys. 2. Wzrost średniego współczynnika wykorzystania mocy dla wszystkich 104 elektrowni jądrowych w USA


dla BWR 300 – 550 USD/kW, dla CANDU 270 – 430 USD/kW,natomiast dla reaktorów typu Magnox 2600 USD/kW.Elektrownie jądrowe z reaktorami III generacji są od począt-ku projektowane z myślą o ich przyszłej likwidacji. W ciągu60 lat pracy elektrownia produkuje 480 TWh, a opłaty nalikwidację wynoszą 1 USD/MWh i umieszczane są na opro-centowanym rachunku bankowym kontrolowanym przezzespół powierniczy, a nie przez operatora elektrowni [4]. Bezoprocentowania daje to fundusz w wysokości 480 mln USD.Przy oprocentowaniu 2% nad poziomem inflacji, za każdy1000 USD po 60 latach otrzymujemy 3280 USD. Tak więc pozakończeniu pracy elektrowni jądrowej otrzymamy sumęznacznie większą niż będzie potrzebna na jej likwidację.

Korzyści ekonomiczne w cyklu paliwowym

Koszty paliwa dla elektrowni jądrowych są małe.Oceńmy. ile kosztuje paliwo uranowe dla EJ o mocy 1000MWe (produkcja 8 TWh).

Na koszt 1 kg paliwa reaktorowego z uranu wzbogacone-go w postaci UO2 składają się następujące pozycje: ■ Uran naturalny (cena maj 2009) w ilości 8,9 kg U3O8 x po

92 USD/kg = 819 USD■ Konwersja U3O8 na UF6 (cena niezmieniona od 2007 r.)

7,5 kg U x 12 USD/kg = 90 USD■ Wzbogacanie uranu w postaci UF6, przy pracy rozdziel-

czej równej 7,3 SWU i cenie 135 USD/SWU (cena nie-zmieniona od 2007 r.) = 985 USD

■ Produkcja paliwa (cena niezmieniona od 2007 r.) = 240USD/kg

■ Suma = 2134 USD/kg paliwa reaktorowego [5]Jak widzieliśmy powyżej, przy sprawności cieplnej 37%

i wypaleniu 45 MWd/kg potrzeba 22,5 tony paliwa rocznie,co oznacza koszt paliwa równy 6 USD’2008/MWh, czyli 4,4 euro/MWh. W rzeczywistości w obecnych elektrowniachjądrowych osiąga się większe wypalenie, a nowe elektrownieIII generacji projektowane są na wypalenie 60 000 MWd/t i koszty paliwowe są jeszcze niższe. Przyjmiemy jednak 45 000 MWd/t jako wielkość nieulegającą dyskusji.

Koszty unieszkodliwiania odpadów zależą od tego, czywypalone paliwo będzie umieszczane bezpośrednio pod zie-mią, czy też będziemy stosować przerób paliwa wypalonego,odzysk materiałów rozszczepialnych i ponowne użycie ich w postaci paliwa z mieszaniny tlenków plutonu i uranu(MOX). W przypadku bezpośredniego składowania opłatywnoszone przez operatora elektrowni wynoszą 1 USD/MWh.W przypadku przerobu koszty są nieco wyższe, ale przeróbpaliwa wypalonego jest wariantem preferowanym ze wzglę-du na szereg zalet, wymienioych poniżej.

Radykalną zmianę wymagań wobec składowania odpa-dów promieniotwórczych, które przy przerobie obejmująmały procent (około 4%) pierwotnej masy paliwa i wymaga-ją czasu składowania liczonego w setkach, a nie w dziesiąt-kach tysięcy lat.

Odzysk materiałów rozszczepialnych – uranu i plutonu-który zabezpieczy potrzeby paliwowe energetyki jądrowejprzez tysiące lat i zapewni stabilizację cen paliwa.

Koszty przerobu paliwa wypalonego oceniono w stu-dium BCG [3] na 520 USD’2006/kg U przy przyjęciu jako pod-stawy do oceny wartości odzyskanego paliwa ówczesnegokosztu uranu naturalnego, wynoszącego 66 USD’2006/kg.Od tej pory koszt ten podwoił się, co oznacza większe zyski zodzyskanego uranu i plutonu i odpowiednio mniejszy kosztprzerobu. Pomijając ten zysk można przyjąć bezpiecznie, żekoszty przerobu paliwa dla reaktora o mocy 1000 MWe pro-dukującego 8 TWh rocznie wyniosą 11,7 mln USD, a więc1,46 USD/MWh.

Razem koszty paliwa, składki na likwidację EJ i przerobupaliwa wypalonego dla reaktora np. EPR jako przedstawicie-la III generacji wyniosą 8,5 – 9 USD/MWh. W sumie możnabezpiecznie przyjąć, że koszty paliwa wraz z unieszkodliwia-niem odpadów i likwidacją elektrowni jądrowej wynoszą poprzeliczeniu na euro 7 euro/MWh. Wielkość ta podawana jestjako pesymizacja przez World Nuclear Association [5], a tak-że w lutym 2009 była podana przez OECD [6] w ramach zało-żeń do obliczeń porównawczych publikowanych co 2 lata dlaelektrowni różnego typu. Rocznie trzeba więc wydać dla EJo mocy 1000 MWe,

7 euro/MWh x 8 TWh = 56 mln euro/rok

Porównajmy to z kosztem spalania węgla w elektrowniwęglowej. Średni koszt węgla w 2008 r. wyniósł 223 zł/t, a w lu-tym 2009 roku 72 USD/tonę co odpowiadało 230 zł/t. (Wg ocenNYMEXu z maja 2009, cena węgla oczekiwana na rynku futu-res wynosi 76 USD/t ).

Pomijając koszt transportu przyjmiemy cenę węgla 55euro/t. Dla EW na parametry nadkrytyczne o sprawności43% spalającej 3 mln ton na 8 TWh da to koszt paliwa 165mln euro/rok.

Ponadto opłaty za emisję przy stawce 3 9 euro/tonę CO2wyniosą przy produkcji 8 TWh około 248 mln euro/rok. Razemkoszt węgla i emisji CO2 wyniesie 413 mln euro/rok. Różnicakosztów paliwowych to 359 mln euro/rok na korzyść EJ

Wysokie nakłady inwestycyjne dla energetyki jądrowej

Nakłady inwestycyjne na EJ są wyższe niż na elektrowniewęglowe. Dla EJ Flamanville wynoszą one 2450 euro2008/kW.Trzeba dodać, że EJ Flamanville 3 budowana jest bez opóź-nień i zgodnie z planowanym budżetem. W pierwszej elek-trowni z rektorem EPR budowanej w Finlandii w Olkiluoto 3wystąpiły znaczne opóźnienia i koszty inwestycyjne wzrosły.Obecnie ocenia się je na 3000 euro/kW, a mogą okazać sięwyższe. Finowie są jednak pewni, że jest to efekt uruchamia-nia produkcji dla EJ po bardzo długiej przerwie i w następ-nych EJ takie opóźnienia i podwyżki kosztów nie wystąpią.Świadczy o tym złożenie trzech wniosków przez trzy różnefirmy o zezwolenie na budowę szóstej, siódmej i ósmej EJ w Finlandii.

W USA w ciągu ubiegłego półtora roku zawarto szeregkontraktów i złożono wnioski o zezwolenie na budowęponad 30 bloków jądrowych dużej mocy. Wielkość bezpo-średnich kosztów inwestycyjnych (prace inżynieryjne, dosta-wy i budowa elektrowni) wahała się w granicach od 2800 do3200 euro/kW. W danych założeniowych przyjętych do stu-dium ekonomicznego OECD 2009 przyjęto jednostkowenakłady inwestycyjne dla EJ w Europie 2450, a w USA 2750euro’2008/kW [6].

Podobną wartość średnią dla USA równą 3900USD’2008/kW (2800 euro’2008/kW) podaje raport przygoto-wany przez Wydział Badań Kongresu USA w końcu 2008roku [7] Dla 2. i dalszych EJ w Polsce można uwzględnićpozytywny wpływ krzywej uczenia się przemysłu jądrowegoi przyjąć nakłady inwestycyjne niższe niż obecnie, ale przyj-miemy pesymistycznie, że będą one równe średnim kosz-tom w USA, czyli 2800 euro/kW. Nakłady te są wyższe niż dlaFlamanville 3, bo koszty inwestycyjne w USA są wyższe niżkoszty w Europie, nie tylko dla energetyki jądrowej, ale i dlaelektrowni węglowych [6]. Dlatego przyjęcie nakładów wgśredniej z USA oznacza pesymizację.

Jest to dużo – ale by zorientować się w tym, co się opła-ca w energetyce, porównajmy te nakłady z nakładami naelektrownie węglowe – a potem z nakładami na elektrowniewiatrowe.


Porównanie nakładów inwestycyjnych dla EJ z nakładami na elektrownie węglowe

Dla elektrowni węglowej (EW) w Polsce ceny w 2008 wy-nosiły od 1800 euro/kW do 2000 euro/kW. Przyjmiemy koszt1875 euro/kW jak dla projektowanej elektrowni węglowej w dawnej kopalni Czeczott [8].

Różnica nakładów inwestycyjnych wynosi więc dla drugieji dalszych EJ w Polsce 925 euro’2008/kW. Jest to równowar-tość różnicy kosztów paliwowych i opłat za emisję CO2, jakietrzeba byłoby ponieść w razie spalania importowanego węglazamiast paliwa jądrowego w ciągu około 3 lat.

Do kosztów bezpośrednich (overnight) obejmujących praceinżynieryjne, dostawy i budowę EJ trzeba jeszcze doliczyć kosz-ty inwestora – np. na zakup działki i budowę linii przesyłowych – oraz koszty kapitału do chwili zakończenia budowy, zależne odczasu budowy i warunków finansowania. Ale koszty te wystąpiątakże przy budowie elektrowni węglowej – lub wiatrowej. W każdym razie porównanie z węglem wskazuje, że dziękimałym kosztom paliwa jądrowego mimo wysokich nakładówinwestycyjnych energetyka jądrowa może być opłacalna.

Aby przekonać się, czy jest opłacalna naprawdę, trzebawykonać pełne studium ekonomiczne. Póki nie będzie onoopracowane i opublikowane dla warunków polskich, może-my korzystać z wyników studiów wykonywanych przezobiektywne ośrodki uniwersyteckie i rządowe, opublikowa-nych w innych krajach.

Porównanie kosztu wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł

opracowane w MIT

Koszty energii jądrowej zależą silnie od oprocentowaniakapitału. Potwierdzają to wyniki najnowszego pełnego stu-dium ekonomicznego wykonanego przez cieszący się naj-wyższym uznaniem amerykański ośrodek uniwersytecki Ma-ssachussettes Institute of Technology (MIT) [9]. W studiumtym przyjęto jako założenia, że czas pracy wszystkich elek-trowni – jądrowej EJ, węglowej EW i gazowej EG – jest jed-nakowy, 40 lat, podobnie przyjęto jednakowy współczynnikwykorzystania mocy zainstalowanej równy 0,85. Są to zało-żenia niekorzystne dla EJ, bo już obecnie połowa elektrownijądrowych w USA ma zezwolenie na pracę przez 60 lat, a EJz reaktorami III generacji projektuje się z założenia na 60 latprzy współczynniku obciążenia 90%. Sprawność cieplnąprzyjęto dla EJ równą 0,33 (chociaż reaktor EPR ma spraw-ność 0,37), dla EW 0,385, a dla EG 0,50. Czas budowy przy-jęto dla EJ równy 5 lat, dla EW 4 lata i dla EG 2 lata.

Bezpośrednie nakłady inwestycyjne dla EJ przyjęto 4 mldUSD’2007/1000 MWe, i dla wszystkich elektrowni jednakowoudział kapitału z pożyczki bankowej 60% i z kapitału własne-go 40%, z oprocentowaniem pożyczek 8% i oprocentowa-niem kapitału własnego 12%.

Koszt uranu naturalnego przyjęto równy 80 USD/kg U(wszystkie ceny w USD z 2007 roku), koszt wzbogacania 160USD/SWU3), koszt konwersji z U3O8 na UF6 równy 6 USD/kgU oraz koszt produkcji paliwa z uranu wzbogaconego 250USD/kg U. Autorzy studium MIT znaleźli optymalny próg od-cięcia przy wzbogacaniu równy 0,24%, co dla początkowegowsadu uranowego 9,08 kgU odpowiada pracy rozdzielczej 6,99SWU. Głębokość wypalenia paliwa reaktorowego przyjęto 50 MWd/kg U. Wzrost kosztu paliwa uranowego z czasem przy-jęto w wysokości 0,5% na rok, co daje średnią cenę w ciągu 40 lat równą 0,76 USD/GJ, lub 2,74 USD/MWh.

Okazało się, że koszt energii elektrycznej z elektrowni ją-drowej wyniesie 66 USD’2007/MWh, czyli 47 euro’2007/MWh.Natomiast gdy w studium MIT założono udział kapitału włas-nego równy 50%, a stopę zwrotu z kapitału 15%, to koszt wy-twarzania energii elektrycznej wzrósł do 84 USD’2007/MWhczyli 63 euro’2007/MWh. W tym kontekście warto podkreślić,że wg cytowanego powyżej Raportu Kongresu USA opro-centowanie pożyczek bankowych zależy od wiarygodnościinwestora i waha się od 5% dla inwestorów państwowychdo 7% dla tradycyjnych firm energetycznych i 10% dla nie-zależnych wytwórców energii, nie mających wydzielonychobszarów działania i ustalających ceny niezależnie od komi-sji stanowych w oparciu o potrzeby rynku. W razie udzieleniaprzez państwo gwarancji, oprocentowanie pożyczki możebyć bardzo małe, rzędu 5%.

Dla porównań z węglem i gazem w studium MIT przyjętokoszt węgla niższy niż obecnie obserwowany na rynku, mia-nowicie 65 USD/t, a eskalację 0,5% rocznie, stąd średniacenę węgla przez 40 lat wynosi 2,94 USD/GJ lub 73,4 USD/t.Dla gazu przyjęto to samo tempo eskalacji otrzymując śred-nią cenę gazu przez 40 lat 7,9 USD/GJ. Opłaty za emisję dwu-tlenku węgla przyjmowano w różnej wysokości. W przypad-ku opłat emisyjnych 40 USD/t CO2 otrzymano wyniki pokaza-ne na rysunku 3.

Jak widać, ełektrownie jądrowe są zdecydowanie konku-rencyjne wobec węgla i gazu.

Porównanie nakładów inwestycyjnychna energetykę jądrową i wiatrową

Energetyka jądrowa jest też wyraźnie tańsza od energiiodnawialnej. W szczególności koszty wiatraków są duże zewzględu na wysokie nakłady inwestycyjne i niski współczynnikwykorzystania mocy zainstalowanej. Dla przykładu, w najnow-szym opracowaniu przemysłu brytyjskiego CBI z czerwca 2009przyjęto, że nakłady inwestycyjne bezpośrednie na elektrownięjądrową 1000 MWe wyniosą 2,85 mld euro’2007 z dodatko-wym kosztem 570 mln euro’2007 na likwidację elektrowni [10],podczas gdy farma wiatrowa na morzu pracująca ze współ-czynnikiem wykorzystania mocy 0,34 i wytwarzająca rocznietaką samą ilość energii kosztowałaby 7,4 mld euro. Ponadto, zewzględu na konieczność dostarczania mocy do sieci, gdy siławiatru jest mała, dla rezerwowania wiatraków potrzeba dobu-dować linie przesyłowe za 1,4 mld euro i rezerwowe elektrow-nie opalane gazem za dalsze setki milionów euro [10].

3) SWU – jednostka pracy rozdzielczej, dla uzyskania 1 kg uranuwzbogaconego do 4% potrzeba około 7 SWU.

Rys. 3. Koszty wytwarzania energii elektrycznej wg MIT z 2009 r.(nakłady inwestycyjne podano bez oprocentowania kapitału

(overnight), oprac. własne dla opłat za emisję 40 USD/t CO2,)


W Polsce ceny elektrowni wiatrowych są jeszcze wyższe niż wWielkiej Brytanii, bo warunki wiatrowe są gorsze. Koszt elektrowniwiatrowej na Bałtyku wynosi 3 mld euro/1000 MW [11], a więc dowyprodukowania energii takiej jak z elektrowni jądrowej o mocy1000 MW potrzeba byłoby nakładów inwestycyjnych około 9 mldeuro.

W sumie są to więc nakłady dużo większe niż nakłady naelektrownie jądrowe. Co więcej, wiatraki pracują przez 20 lat,a nie przez 60, jak elektrownie jądrowe III generacji. W ciągu60 lat trzeba je zbudować trzykrotnie – co oznacza odpowied-nio większe nakłady inwestycyjne. Odpowiednio do tak wy-sokich nakładów inwestycyjnych kształtują się koszty elek-tryczności uzyskiwanej z wiatraków. W Polsce wynoszą oneobecnie sumę kosztu energii elektrycznej z elektrowni syste-mowej – około 168 zł/MWh – i kosztu zielonego certyfikatuwynoszącego ponad 240 zł/MWh, razem około 406 zł/MWh.Wprowadzanie odnawialnych źródeł energii (OZE) jakogłównego źródła energii elektrycznej oznacza więc dużywzrost kosztu energii, natomiast elektrownie jądrowe III ge-neracji, dostarczające „czysty” prąd taniej niż węglowe, sta-nowią szansę powstrzymania podwyżek cen energii elek-trycznej w kraju.

Warunek sukcesu: terminowe uruchomienie elektrowni jądrowej

Aby utrzymać nakłady inwestycyjne na przewidzianympoziomie trzeba uruchomić elektrownię jądrową bez opóź-nień, w przeciwnym razie narastające odsetki od zamrożone-go w budowę kapitału mogą znacznie zwiększyć koszty i przekreślić wszelkie rachuby ekonomiczne. Wiele elektrow-ni jądrowych uruchamiano zgodnie z planem, np. we Francji,Japonii, Korei i wielu innych krajach. Ale zdarzają się i opóź-nienia, podawane przez przeciwników jako dowód, że ener-getyka jądrowa jest nieopłacalna. Jakie są ich powody?

Opóźnienia mogą wynikać z powodów technicznych, ta-kich jak niedostateczne przygotowanie procesu inwestycyj-nego, brak pełnej dokumentacji w chwili rozpoczęcia budo-wy, złe przygotowanie wykonawców lub prototypowy cha-rakter budowy. Przykładem tych braków jest budowa elek-trowni jądrowej Olkiluoto 3.

Reaktor EPR ma moc większą od poprzednio budowa-nych i wymaga rozwiązania nowych problemów technolo-gicznych, a firmy pracujące dla budowy elektrowni nie majądoświadczenia, bo od wielu lat nie budowano nowych elek-trowni jądrowych w Unii Europejskiej. Dlatego wystąpiłybłędy, wykryte przez inwestora i zgłoszone do dozoru jądro-wego. I tak np. beton płyty fundamentowej wykonano stosu-jąc zbyt dużą frakcję wody, wykładzinę obudowy bezpieczeń-stwa spawano przy użyciu przestarzałych metod, rury obie-gu pierwotnego wykonano tak, że rozmiary ziarna były zbytduże, co mogłoby utrudniać w przyszłości kontrolę ultra-dźwiękową stanu rurociągów.

Wszystkie te błędy zostały przeanalizowane i dozór jądro-wy Finlandii podjął decyzje co do zakresu i rodzaju napraw.Nieprawidłowości wykonawstwa rurociągów obiegu pier-wotnego trzeba było poprawić i wykonać rury na nowo,błędy wykładziny częściowo wymagały napraw, a częściowozostały uznane za nieistotne, wytrzymałość betonu płyty fun-damentowej starannie zbadano i dozór uznał, że jest onawystarczająca. W sumie badania i wstrzymywanie budowydo czasu podjęcia decyzji przez dozór spowodowały znaczneopóźnienia, tak że termin przewidywanego zakończeniabudowy przedłużono o półtora roku, a koszty odpowiedniowzrosły.

Dla budowy elektrowni w Polsce płynie stąd wniosek, że należy budować u nas elektrownię mającą już prototyp w innym kraju. Trzeba także dopilnować skompletowania

dokumentacji wykonawczej przed rozpoczęciem budowy.Pożądane jest też, by z polskim inwestorem współpracowałjako partner inwestor zagraniczny, mający dobre doświad-czenia z budowy własnych elektrowni jądrowych.

Inne przyczyny opóźnień to działania przeciwników ener-getyki jądrowej, organizujących sprzeciwy i powodującychwieloletnie procesy sądowe. Takie sytuacje zdarzały się w większości elektrowni budowanych w USA w końcu XXwieku. Aby się przed tym uchronić, trzeba przeprowadzićdyskusję społeczną PRZED rozpoczęciem budowy, przeana-lizować bezpieczeństwo proponowanego reaktora i określićściśle wymagania, których inwestor musi dotrzymać.Dyskusje mogą być ostre i długie, a wymagania surowe – aleinwestor musi mieć pewność, że gdy już zbuduje elektrow-nię zgodnie z tymi wymaganiami, będzie mógł ją uruchomićbez przeszkód i opóźnień.

Jest to możliwe – tak działa prawo w krajach Unii Europej-skiej, a i w USA przepisy zmieniono, by uchronić inwestora a w konsekwencji i odbiorców energii elektrycznej przed mar-nowaniem czasu i pieniądzy na niepotrzebne procesy sądowei płacenie odsetek od kapitału zamrożonego w gotowej elek-trowni, czekającej na zezwolenie rozpoczęcia pracy. Podobneprzepisy prawne będą wprowadzone w Polsce.

Przykład krajów Unii Europejskiej pokazuje, że sprawnabudowa elektrowni i ich terminowe uruchamianie są możli-we.

Literatura

[1] US NRC New-nuclear plant design background, June 2008Appendix: US Nuclear Regulatory Commission draft policy,May 2008

[2] WNA: Advanced Nuclear Power Reactors, July 2009,http://www.world-nuclear.org/info/inf08.html

[3] Boston Consulting Group: Economic Assessment of UsedNuclear fuel Management in the United States, 2006

[4] NEA Decommissioning of nuclear power facilities, NEA 5728,2006

[5] WNA, The Economics of Nuclear Power, January 2009

[6] WEO Power Generating Cost Assumptions 2008, OECD Feb.2009 Initial Data

[7] Kaplan S.: Power Plants: Costs and Characteristics, Nov. 13,2008, Congressional Research Service, USA

[8] WNP: RWE i KW parafowały umowę zawiązania spółki, którawybuduje elektrownię za 1,5 mld euro, wnp.pl 15.04.2009

[9] Deutch J.M. et al.: Update of the MIT 2003 Future of NuclearPower Study, June 2009

[10] CBI: Decision time, July 2009, www.cbi.org.uk

[11] http://www.wnp.pl/wiadomosci/84798.html

❏


Według ostatnich oświadczeń przedstawicieli rządupierwsza elektrownia jądrowa w Polsce ma powstać w 2020roku, zaś po 2 latach powinna zostać oddana do użytku kolej-na. Ile będzie elektrowni jądrowych, jakiej będą mocy i jakibędzie ich udział w polskim bilansie energetycznym, będziewiadomo dopiero po analizach zleconych przez resortgospodarki. Wyniki tychże analiz spodziewane są jeszcze wkońcu tego roku. Następnie zostaną one przetworzone natezy programu atomowego, który ma zostać przedstawionyrządowi do zatwierdzenia w drugiej połowie przyszłego roku.Do końca przyszłego roku mają być także przygotowane kry-teria wyboru lokalizacji dla elektrowni jądrowych, zaś wska-zania lokalizacyjne będą gotowe w 2012 roku. Na ich podsta-

wie ostatecznego wyboru lokalizacji dokona inwestor. Je-dnak już dziś inwestor i rząd mogą rozpocząć wstępne po-szukiwania lokalizacji, na podstawie międzynarodowych zale-ceń; wstępnie wiadomo, że elektrownia powstanie najpraw-dopodobniej na północy lub wschodzie kraju.

W chwili obecnej większość dużych elektrowni systemo-wych skupiona jest w południowej części kraju, co skutkujekoniecznością przesyłania energii w nich generowanej długi-mi ciągami przesyłowymi. Lokalizacja elektrowni jądrowej w północnej części kraju będzie więc niewątpliwie korzystnaz punktu widzenia bezpieczeństwa pracy KrajowegoSystemu Elektroenergetycznego (KSE). W obszarze tym oddawna odczuwany jest brak dużej zawodowej elektrowni

Eksploatowane obecnie jądrowe reaktory energetycznereprezentują konkurencyjne, pewne i bezpieczne źródłaenergii elektrycznej wolnej od emisji CO2 i minimalnymwpływem na środowisko. Tym niemniej obecna obiektyenergetyki jądrowej wykorzystują mniej niż 1% wydobywa-nego ze środowiska uranu. Przy tak niskiej efektywnościobecnie ekonomicznie uzasadnione do eksploatacji zasobyuranu wystarczą na sto lub mniej lat w zależności od temparozwoju energetyki jądrowej na świecie. Dla zapewnieniastabilności zaopatrzenia elektrowni jądrowych w paliwo nie-zbędny jest rozwój technologii zwiększających pięćdziesięcio-krotne zwiększenie zasobów surowców jądrowych poprzezwykorzystanie nowoczesnych cykli paliwowych bazującychna reaktorach powielających, wielokrotnym przerobie wypa-lonego paliwa oraz wykorzystaniu toru jako materiału pali-worodnego.

Nowoczesne cykle paliwowe powinny być nakierowanena:1) zwiększenie efektywności wykorzystania jądrowych su-

rowców energetycznych,2) minimalizację ilości i radiotoksyczności odpadów z cyklu

paliwowego,3) zwiększenie konkurencyjności energetyki jądrowej.

W obecnie stosowanych technologiach gospodarkijądrowymi surowcami energetycznymi (produkcja paliwjądrowych, gospodarka wypalonym paliwem) należy bez-względnie wykorzystać zasadę: „obecne odpady są paliwemjutra”.

W referacie zostaną przedstawione nowoczesne techno-logie odzysku U235 z zasobów zubożonego paliwa, zwięk-szenia wypalenia paliwa jądrowego, zwiększenia współczyn-ników konwersji U238 w Pu239 w eksploatowanych reakto-rach, wykorzystania reaktorów powielających na neutronachprędkich, wykorzystania toru w reaktorach energetycznychoraz technologię transmutacji jądrowej. Przedstawionezostaną technologie zwiększające efektywność przetwarza-nia energii cieplnej na energię elektryczną poprzez zastoso-wanie reaktorów z wysoką temperaturą chłodziwa: reaktorywysokotemperaturowe, reaktory powielające oraz reaktorywodne o nadkrytycznych parametrach chłodziwa.

Idealnym i optymalnym rozwiązaniem technologii wyko-rzystania zasobów paliw jądrowych w energetyce jest nie-osiągalna obecnie ze względów materiałowych koncepcjareaktora na stopionych solach uranu i toru z ciągłym oczysz-czaniem paliwa z produktów rozszczepienia. W reaktorze tymdo wytworzenia 1 TWh energii elektrycznej wystarczy 50 kgnaturalnego uranu i 50 kg toru. W obecnie eksploatowanychwodnych reaktorach energetycznych do wytworzenia 1 TWhenergii elektrycznej niezbędne jest wydobycie ze środowiskaok. 25 ton naturalnego uranu.

W referacie zostaną przedstawione stosowane obecnietechnologie postępowania z wypalonym paliwem jądrowymoraz z wytwarzanymi w energetyce jądrowej odpadami pro-mieniotwórczymi.

Stefan Chwaszczewski, Instytut Energii Atomowej POLATOM

Nowoczesne cykle paliwowe EJ oraz gospodarka paliwem wypalonym i odpadami promieniotwórczymi z EJ


Stefania KasprzykPolskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA

Program polskiej energetyki jądrowej.Najkorzystniejsze lokalizacje, moce w tych lokalizacjach,

rozwój i modernizacja linii i rozdzielni najwyższych napięć

❏


systemowej, ale jej usytuowanie w tym rejonie wymagaćbędzie znaczącej rozbudowy KSE.

Obecny stan Krajowego Systemu Elektroenergetycznego

Suma mocy osiągalnej w KSE na koniec roku 2008 wynio-sła 34 922 MW i nieznacznie wzrosła w stosunku do rokupoprzedniego. Uruchomieniom nowych jednostek wytwór-czych towarzyszyły bowiem podobne co do wielkości wycofy-wania z eksploatacji starych. Średnia roczna moc dyspozycyj-na zmniejszyła się w 2008 roku o 1 165 MW, głównie ze wzglę-du na wyższe niż w 2007 roku ubytki spowodowane postoja-mi nieplanowymi. Średnie roczne krajowe zapotrzebowaniena moc w 2008 roku było wyższe o 164 MW (0,7%), a maksy-malne było wyższe o 509 MW w porównaniu z rokiem 2007.Największą wartość zapotrzebowania na moc zanotowano 4 stycznia 2008 roku. Wynosiła ona 25 121 MW. Od września2008 roku obserwowany jest spadek zapotrzebowania namoc. Spadek ten sprawił, że średnie zapotrzebowanie na mocw ujęciu z roku na rok wzrosło w 2008 r. zaledwie o 1%.

Produkcja energii elektrycznej w elektrowniach krajowychw 2008 roku zmniejszyła się o ok. 3,9 TWh w porówna-niu z rokiem 2007, ze względu na spadek eksportu energii o 4,6 TWh. Spadek eksportu był zaś spowodowany nieudo-stępnianiem zdolności przesyłowych połączeń międzysyste-mowych (linii transgranicznych) dla realizacji eksportu w okresach, w których występowały trudności w zbilansowa-niu mocy KSE. Natomiast, krajowe zużycie energii elektrycznejw 2008 r. wyniosło 154,9 TWh i było nieznacznie wyższe odzużycia w 2007 roku o 0,7 TWh tj. o 0,5%.

Rezerwy mocy w większości dni 2008 roku były wyższe odwymaganych. Jedynie w niektórych dniach pierwszego kwar-tału nie udało się zapewnić wymaganej wielkości rezerwy ope-racyjnej, co było spowodowane: wydłużeniem kampanii

remontowej (ubytki mocy spowodowane postojami w remon-tach kapitalnych i średnich), brakiem dostaw węgla kamienne-go do elektrowni oraz niedotrzymywaniem warunków emisjiSOX w niektórych elektrowniach.

Saldo wymiany energii elektrycznej między Polską a są-siednimi krajami wyniosło w 2008 r. zaledwie 684 GWh. O ilejeszcze w roku 2006 eksport energii był ponad pięć razy więk-szy od importu, to w roku 2008 jedynie nieznacznie prze-kroczył import. Sam eksport był przy tym wyraźnie, bo o 25%, mniejszy niż w 2007 roku. Tak więc w ostatnich latachsystem polski zmienił charakter z eksportera na systemwewnętrznie zbilansowany.

Warto wskazać, że obecnie KSE narażony jest na zakłóce-nia wywołane zjawiskami występującymi poza obszaremPolski. Jako szczególnie istotne zjawisko należy wskazać dużeprzepływy energii elektrycznej na liniach transgranicznychpomiędzy KSE a systemem niemieckim, co związane jest zezmiennością generacji farm wiatrowych zlokalizowanych w północnej części Niemiec. Dodatkowo w północnej częścikraju występuje strukturalne zagrożenie utraty stabilnościnapięciowej, wynikające głównie z utrzymujących się znacz-nych przesyłów mocy czynnej i biernej z centrum i południakraju, o czym już wspomniano.

W 2008 roku nie było ograniczeń w poborze energii elek-trycznej ani wyłączeń odbiorców, spowodowanych brakiemenergii (mocy) w KSE. Ilość niedostarczonej energii elektrycz-nej w wyniku awarii sieciowych w 2008 roku oszacowano na23,2 GWh i była ona o 14,52 GWh wyższa niż w 2007 roku.Przyczyną niedostarczenia energii były warunki atmosferycz-ne (wichury), które spowodowały awarie sieciowe i związanez nimi ograniczenia dostaw energii elektrycznej odbiorcomprzyłączonym do sieci dystrybucyjnych. Wielkość ograniczeńspowodowanych warunkami atmosferycznymi stanowiłaokoło 92% rocznej wielkości ograniczeń dostaw energii elek-trycznej.

Rys. 1. Obecna krajowa sieć przesyłowa


Na sieć przesyłową w Polsce składa się 98 stacji najwyż-szych napięć oraz 236 odcinków linii o łącznej długości13 053 km, na które składają się:● 114 km linii o napięciu 750 kV (1 odcinek),● 5 143 km linii o napięciu 400 kV (69 odcinków),● 7 908 km linii o napięciu 220 kV (167 odcinków).

Perspektywy rozwojowe KSE w aspekcie lokalizacji elektrowni jądrowych

Polskie Sieci Elektroenergetyczne Operator SA wypełnia-jąc ustawowy obowiązek opracowuje okresowo „Plany roz-woju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapo-trzebowania na energię elektryczną”. Obecnie opracowywa-ny jest taki plan dla perspektywy lat 2010 – 2025. W ramachprzygotowania Planu Rozwoju wykonano analizy możliwościwyprowadzenia mocy z elektrowni jądrowej zlokalizowanej wdwóch potencjalnych lokalizacjach tj. Żarnowiec orazKlempicz. Rozpatrzono m.in. warianty budowy tamże blokówo mocy 1 600 MW, jak również możliwości budowy kolejne-go bloku o podobnej mocy w tej samej lokalizacji. Biorąc poduwagę potencjalną moc elektrowni, trzeba stwierdzić, iż KSEwymagać będzie znaczącej rozbudowy. Stacja przyelektrow-niana powinna być bowiem powiązana co najmniej 4 – 6 linia-mi przesyłowymi 400 kV z systemem elektroenergetycznym,aby zapewnić stabilną i niezawodną pracę elektrowni. Dodat-kowym uwarunkowaniem jest spodziewany duży przyrostzdolności wytwórczych źródeł odnawialnych (przede wszyst-kim wiatrowych) zwłaszcza w północnej części kraju orazkonieczny program odbudowy źródeł konwencjonalnych. Pa-miętać bowiem należy, że do 2020 r. tylko dla pokrycia pro-gnozowanego wzrostu zapotrzebowania (przy równocze-snym uwzględnieniu planowanych wycofań wyeksploatowa-nych jednostek wytwórczych) konieczne będzie uruchomie-nie nowych jednostek wytwórczych o mocy ok. 16,5 GW.

Prowadzone przez PSE Operator SA prace studialnepozwoliły określić docelową w perspektywie do 2025 r.strukturę krajowej sieci przesyłowej. Strukturę tą pokazanona rysunku 2. Główne cele realizacji przedmiotowych inwe-stycji w tej perspektywie obejmą:● poprawę warunków zasilania aglomeracji warszawskiej

– budowa nowych stacji Ołtarzew, Siedlce Ujrzanów,Stanisławów, Warszawa Wschodnia, Pabianice Bis orazlinii w kierunku Kozienic, Lublina, Ostrołęki i Olsztyna,

● połączenie z systemem litewskim – budowa nowych sta-cji Ełk, Rutki, Ostrołęka i Wyszków wraz z powiązaniamiliniowymi i linią Ełk – Alytus,

● poprawę warunków zasilania aglomeracji wrocławskiej – budowa stacji Wrocław Południe oraz linii w kierunkustacji Pasikurowice, Świebodzice i Dobrzeń,

● zamknięcie pierścienia sieci przesyłowej w zachodniejczęści kraju oraz poprawę warunków zasilania Szczecina– budowa powiązania liniowego relacji Czarna – Krajnik,

● wzmocnienie sieci przesyłowej w północnej części Polski– budowa wielotorowych powiązań liniowych Dunowo – Żydowo – Gdańsk,

● poprawę zdolności przesyłowych systemu w na przekro-ju północ-południe – budowa wielotorowych powią-zań liniowych Plewiska – Żydowo – Słupsk oraz Pątnów – Jasiniec – Grudziądz – Gdańsk.Powyższe plany rozbudowy Krajowego Systemu

Przesyłowego stanowiły punkt wyjścia dla wykonania wstęp-nych analiz możliwości wyprowadzenia mocy z elektrowniatomowych. Dodatkowo, przyłączenie tych źródeł przeanali-zowano w dwóch scenariuszach rozwoju energetyki wiatro-wej, tj. scenariusz uwzględniający niską generację mocy w elektrowniach wiatrowych – sumarycznie ok. 500 MW orazscenariusz uwzględniający bardzo wysoką generację w elek-trowniach wiatrowych 9 000 MW zlokalizowanych w głównejmierze w północnej części Polski.

Rys. 2. Plan sieci przesyłowej przewidywany w 2025 r.


Na podstawie wykonanych obliczeń można wstępniestwierdzić, że wybudowanie elektrowni jądrowej w Klem-piczu daje większe możliwości absorpcji generowanej mocyprzez system przesyłowy. Jest to związane w głównej mierzez miejscem przyłączenia elektrowni, tj. w pobliżu dużych cen-trów odbioru energii elektrycznej – aglomeracji miejskich(aglomeracja poznańska, aglomeracja szczecińska, aglome-racja wrocławska). Dodatkowo w obszarze centralnej częściPolski przewiduje się stosunkowo niższy poziom generacjiwiatrowej.

Schematy sieci przesyłowej przewidywane na 2025 r. z oznaczeniem miejsca przyłączenia elektrowni oraz związa-ne z tym konieczne inwestycje sieciowe przedstawiono od-powiednio na rysunkach 3 i 4.

Podsumowując przedstawione plany sieci trzeba stwier-dzić, iż przyłączenie elektrowni jądrowej w sieć przesyłową o strukturze przewidywanej na 2025 r. wymaga wykonaniainwestycji sieciowych. I tak, wyprowadzenie mocy 1 600 MWz elektrowni jądrowej ulokowanej w rejonie Klempicza wy-maga:1) budowy stacji 400 kV Klempicz.2) budowy dwóch 2-torowych linii 400 kV Klempicz – nacię-

cie obydwu torów linii Plewiska – Piła Krzewina (10 km) z utworzeniem 2-torowych relacji: Klempicz – Plewiskai Klempicz – Piła Krzewina.

Inwestycje niezbędne dla wyprowadzenia mocy 1 600 MWz elektrowni jądrowej zlokalizowanej w rejonie Żarnowca obej-mują:1) wprowadzenie linii Dunowo – Gdańsk do stacji Żydowo

i Gdańsk Przyjaźń z przełączeniem odcinka Dunowo – Żydowo – Gdańsk Przyjaźń na napięcie 400 kV po likwi-dacji TR 400/220 kV w stacji Dunowo.

2) budowę 2-torowej linii 400 kV Żarnowiec – Gdańsk Przy-jaźń.

3) instalację dwóch TR 400/110 kV, 400 MVA w stacjiGdańsk po likwidacji obydwu TR 220/110 kV w tej stacji.

W PSE Operator SA prowadzone są również prace doty-czące zakresu niezbędnych inwestycji w przypadku budowykolejnego bloku 1600 MW w elektrowni jądrowej. Nie wyklu-cza się także innych lokalizacji. Należy jednak mieć na uwa-dze, że następują dynamiczne zmiany warunków urbani-stycznych w wielu rejonach, jak na przykład Poznania, comoże znacząco utrudniać, a nawet uniemożliwić planowanebudowy nowych oraz przebudowy i modernizacje istnieją-cych linii.

Uwarunkowania budowy i rozbudowy

sieci przesyłowej

Przedstawione efekty inwestycyjne zestawiono przy zało-żeniu zrealizowania zamierzeń inwestycyjnych pozwalają-cych na uzyskanie struktury sieci przesyłowej zaplanowanejna perspektywę 2025. Jest to duże wyzwanie, a programinwestycyjny bardzo napięty, zwłaszcza w aspekcie barier,jakie występują przy realizacji infrastrukturalnych progra-mów inwestycyjnych.

Analizując poszczególne etapy procesu inwestycyjnegomożna stwierdzić, że relatywnie najdłużej trwa etap przygo-towania inwestycji. Na ten etap składają się w szczególnościdziałania związane z uzyskaniem pozwolenia na budowę i przeprowadzeniem przetargu na wybór wykonawcy robót.Uzyskanie decyzji o pozwoleniu na budowę jest poprzedzo-ne koniecznością uzyskania innych decyzji administracyj-nych, opinii i uzgodnień, związanych zarówno z lokalizacjąinwestycji jak i ochroną środowiska. Te z kolei wymagająprzeprowadzenia długotrwałych działań obejmującychwprowadzenie inwestycji do miejscowych planów zagospo-

Rys. 3. Wariant I – przyłączenie elektrowni jądrowej w Klempiczu z mocą 1600 MW + wymagane inwestycje


darowania przestrzennego lub uzyskania decyzji o ustaleniulokalizacji inwestycji celu publicznego, uzyskanie tzw. prawadrogi (prawo do dysponowania terenem dla budowy linii lub stacji) oraz przeprowadzenia postępowania związanego z oceną oddziaływania na środowisko planowanego przed-sięwzięcia.

W procesach realizacji inwestycji elektroenergetycznych,w szczególności inwestycji liniowych, kluczową rolę odgry-wa stosowanie regulacji wielu aktów prawnych – począwszyod prawa energetycznego, poprzez prawo budowlane,prawo zamówień publicznych, prawo o planowaniu i zago-spodarowaniu przestrzennym aż po szeroko rozumianeprawo związane z ochroną środowiska. Wyraźny brak jestjednolitego i spójnego prawa pozwalającego na sprawnąrealizację inwestycji liniowych.

Właśnie to było m.in. przyczyną powołania w połowie2008 roku, z inicjatywy PSE Operator SA, Porozumienia o współpracy w zakresie stworzenia nowych rozwiązań praw-nych ułatwiających realizację inwestycji infrastrukturalnych.Porozumienie integruje podmioty koncentrujące się na dzia-łalności przesyłowej i dystrybucyjnej w podsektorach elek-troenergetyki, gazownictwa, ciepłownictwa i paliw płynnych.W ramach jego prac przygotowano m.in. Raport o wpływieuregulowań prawnych na warunki eksploatacji i rozwojuinfrastruktury technicznej liniowej sektora paliwowo – ener-getycznego decydującej o bezpieczeństwie energetycznymkraju.

W marcu br. Ministerstwo Gospodarki przygotowało pro-jekt „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku„. W ramachpriorytetu dotyczącego wzrostu bezpieczeństwa dostawpaliw i energii przewidziano działania legislacyjne, mające nacelu likwidację barier inwestycyjnych, w szczególności w za-kresie inwestycji liniowych. Równolegle MinisterstwoGospodarki rozpoczęło odpowiednie prace i w czerwcu br.przygotowało „Założenia do projektu ustawy o korytarzach

przesyłowych celu publicznego„. Intencją MinisterstwaGospodarki jest zarówno uregulowanie praw do gruntówpod istniejącymi obiektami liniowymi, jak też szybkie wpro-wadzenie mechanizmu umożliwiającego budowę nowych i modernizację istniejących obiektów. Miejmy nadzieję, żeprace nad tą ustawą w najbliższym czasie zostaną znaczącoprzyspieszone.

Wiele problemów, które trzeba rozwiązywać w toku in-westycji, ma charakter społeczny i wynika wprost z faktu, żeinwestycja powstaje w konkretnym środowisku przyrodni-czym. Relacje pomiędzy inwestorem, administracją a spo-łecznością lokalną są regulowane przez prawo, które nakładaobowiązek takiego prowadzenia inwestycji, by zapewnićudział społeczeństwa przy podejmowaniu decyzji dotyczą-cych środowiska, przy czym pojęcie środowiska jest rozu-miane zarówno w sensie przyrodniczym, jak i społecznym.Specyfikę inwestycji liniowych stanowi także fakt jej przebie-gu przez obszary zróżnicowane pod wieloma względami, w tym także pod względem stosunków własnościowych. W efekcie inwestor prędzej czy później natknie się na pro-blem uzyskania społecznego przyzwolenia na realizacjęinwestycji. Jest to o tyle istotne, że na każdym etapie uzyski-wania decyzji administracyjnych mogą one być zaskarżane,zarówno przez podmioty bezpośrednio zainteresowaneinwestycją (społeczność lokalna), jak i przez organizacje eko-logiczne.

Podsumowując, można stwierdzić, iż dwiema podstawo-wymi barierami realizacji inwestycji liniowych są skompliko-wane procedury planowania przestrzennego oraz uzyskaniezgody społecznej na realizację inwestycji. Skutkiem takiegostanu rzeczy jest fakt, że proces przedrealizacyjny, związanyz planowaniem i przygotowaniem inwestycji potrafi prze-kroczyć nawet 10 lat, natomiast sam proces budowy np. linii elektroenergetycznej o napięciu 400 kV i długości ok. 100 km, można zrealizować już w ciągu 1 – 1,5 roku.

Rys. 4. Wariant II – przyłączenie elektrowni jądrowej w Żarnowcu z mocą 1600 MW + wymagane inwestycje


Program wdrażania energetyki jądrowej podjęto w Pol-sce w końcu lat pięćdziesiątych i wstrzymano w momenciepodjęcia decyzji o zaprzestaniu projektu budowy elektrow-ni jądrowej w Żarnowcu. W tamtym okresie Instytut BadańJądrowych zatrudniał ponad 4000 osób, a Energoprojekti inne instytucje zatrudniały setki inżynierów, wielu z nichprzeszkolonych za granicą. Wraz z innymi instytutami na-ukowymi, takimi jak Instytut Fizyki Jądrowej w Krakowie,była to potężna kadra naukowców i techników. Wiele uczel-ni prowadziło kierunki dydaktyczne związane z energetykąjądrową. W latach osiemdziesiątych IBJ został podzielonyna trzy oddzielne instytuty, w których program badań na-ukowych jedynie w małej części dotyczył zagadnień bli-skich zagadnieniom energetyki jądrowej. Na uczelniach za-przestano kształcenia studentów w tej dziedzinie.

Minęło wiele lat i znaleźliśmy się w sytuacji, w którejwymogi stawiane krajom pragnącym rozwijać energetykęjądrową są ściśle sprecyzowane przez organizacje między-narodowe, takie jak Międzynarodowa Agencja Energii Ato-mowej, Agencja Energii Atomowej OECD, EURATOM. Wy-magania te dotyczą nie tylko zagadnień związanych z bez-pieczeństwem jądrowym i radiacyjnym, konieczności prze-strzegania układu o nierozprzestrzenianiu broni jądrowej,ale i konieczności stworzenia odpowiedniego zaplecza te-chnologicznego, naukowo-badawczego i dydaktycznego.Mówi o tym dokument MAEA „Milestones in the Develop-ment of a National Infrastructure for Nuclear Power”,Wiedeń, 2007.

M.in. warunkiem rozwoju energetyki jądrowej w danymkraju, jest istnienie zaplecza naukowo-badawczego. W oce-nie ekspertów tej organizacji poziom prowadzonych badańnaukowych oraz prac typu R&D w polskich instytutach jestwysoki, wymagają one jednak odpowiedniego ukierunko-wania oraz skoordynowania. Oczywiście polskie instytutybadań jądrowych powinny być zreformowane i doinwesto-wane. W działaniach należy skoncentrować się na odtwo-rzeniu kadr i utworzeniu ciał instytucjonalnych, wprowa-dzeniu odpowiednich aktów legislacyjnych, rewitalizacjiinstytutów specjalistycznych, które byłyby odpowiedzialneza wdrażanie energetyki jądrowej. Kierunki działań winny

być podobne do obserwowanych w świecie czy też w Europie. Rola jednostek badawczo rozwojowych i uczel-ni technicznych na etapie przygotowania oraz wdrażaniaenergetyki jądrowej w Polsce, będzie niezwykle ważna.Uczelnie techniczne spełnią ważną rolę dydaktyczną i w du-żej mierze wspierały będą rozwój prac badawczych i inży-nierskich.

Działania dotyczące rozwoju energetyki jądrowej o dużejzłożoności przedsięwzięcia wymagają współdziałania du-żych zespołów ludzkich, z zachowaniem wszelkich zasadbezpieczeństwa i międzynarodowej kontroli w zakresie eks-ploatacji obiektów jądrowych oraz kontroli stosowania ma-teriałów rozszczepialnych. Taką rolę spełniały i winny speł-niać instytuty badań jądrowych, jak: Instytut Energii Ato-mowej, Instytut Chemii i Techniki Jądrowej, Instytut Proble-mów Jądrowych, Instytut Fizyki Plazmy i Laserowej Mikro-syntezy oraz Instytut Fizyki Jądrowej PAN. Szereg zagadnieńzwiązanych z budową elektrowni jądrowych, wyborem loka-lizacji elektrowni i składowisk odpadów, włączaniem ich dosystemu energetycznego kraju będą spełniały inne instytuty,takie jak; Instytut Energetyki, Instytut Elektrotechniki, Pań-stwowy Instytut Geologiczny i inne.

Ważnym zagadnieniem będzie rozwój badań w zakresieochrony radiologicznej, które obecnie prowadzi CentralneLaboratorium Ochrony Radiologicznej i niektóre z wcze-śniej wymienionych instytutów. Utworzenie bazy R & D jestpierwszym krokiem w rozwoju energetyki jądrowej, ale sąto przedsięwzięcia wymagające decyzji na szczeblu rządo-wym. Celowym działaniem byłoby utworzenie Narodo-wego Centrum Badań Jądrowych skupiającego istniejąceinstytuty badań jądrowych, a podległego PełnomocnikowiRządu ds. Energii Jądrowej i współpracującego bezpośred-nio z inwestorem, biurami projektów i instytucjami dozoro-wymi. Równolegle, jak najszybciej powinny zostać urucho-mione programy badawczo-rozwojowe zarówno w zakresieleżącym w kompetencji Ministerstwa Gospodarki, jaki i Mi-nisterstwa Nauki i Szkolnictwa Wyższego.

Pomimo wskazanych powyżej uwarunkowań, rozbudowasystemu przesyłowego na potrzeby wyprowadzenia mocyz planowanych elektrowni jądrowych jest mo żliwa, przyzakładanym czasie budowy samych elektrowni, czyli do2020 – 2025 r.

Wnioski

1. Z punktu widzenia potrzeb Krajowego Systemu Elektro-energetycznego najkorzystniejszą lokalizacją elektrownijądrowej byłaby lokalizacja w północnej części kraju.

2. Realizacja elektrowni jądrowej będzie wymagała znacz-nych inwestycji sieciowych związanych z rozbudową, mo-dernizacją i budową nowych linii 400 kV oraz z budowąodpowiednich stacji przyelektrownianych.

3. Realizacja inwestycji sieciowych na potrzeby wyprowa-dzenia mocy z elektrowni jądrowych (lecz nie tylko z tegopowodu) wymaga kilkuletniego okresu przygotowawcze-go oraz realizacyjnego. W świetle obecnych regulacjiprawnych jest to okres około 7 lat.

❏

Tadeusz ChmielniakPolitechnika Śląska, Gliwice

Andrzej G. ChmielewskiInstytut Chemii i Techniki Jądrowej,Warszawa

Krzysztof Wieteska Instytut Energii Atomowej,Świerk

Grzegorz WrochnaInstytut Problemów Jądrowych,Świerk

Organizacja zaplecza naukowo-badawczego na potrzebywdrażania programu polskiej energetyki jądrowej


❏


Zakres projektowania elektrowni jądrowej

Projektowanie elektrowni jądrowej (EJ) obejmuje cały za-kres związany z „życiem” obiektu, a mianowicie: przygotowa-nie placu budowy, budowę, rozruch, eksploatację i likwidacjęEJ.

Do podstawowych działań, które należy podjąć w proce-sie projektowania dla potrzeb budowy EJ w Polsce należą:■ ustalenie wymagań technicznych, środowiskowych, eko-

nomicznych i prawnych, którym mają odpowiadać budo-wane w Polsce EJ, składowiska odpadów promienio-twórczych i pozareaktorowe przechowalniki wypalonegopaliwa;

■ określenie elementów cyklu paliwowego tych elektrownioraz postępowanie z odpadami promieniotwórczymi;

■ proces budowy i rozruchu pierwszej EJ;■ proces dochodzenia EJ do stabilnego cyklu paliwowego;■ szkolenie kadr w zakresie EJ.

Wszystkie te działania powinny być prowadzone na pod-stawie wcześniej zaprojektowanego i zatwierdzonego Sys-temu Zapewnienia Jakości.

Studia lokalizacyjne

Lokalizacja EJ jest zagadnieniem wymagającym wszech-stronnych studiów i badań. W celu zilustrowania złożonościtego procesu przedstawiono proces lokalizacji pierwszej w Polsce EJ, który przeprowadzono do wyboru lokalizacji EJŻarnowiec.

Pierwsza wytypowana w 1960 r. lokalizacja pierwszej w Polsce EJ wskazywała na wieś Gnojno nad Narwią – miałto być blok pilotujący o mocy elektrycznej 200 MW.

Od 1964 r. rozpoczęły się prace na pierwszą EJ zawodową.W 1972 r. po raz pierwszy wskazano na lokalizację w Żar-

nowcu. Podstawowe kryteria, które brano pod uwagę, tomiędzy innymi:kryterium systemu elektroenergetycznego, w ramach które-

go podzielono Polskę na trzy regiony:– region południowy przewidziany pod elektrownie na

węglu kamiennym;– pasmo środkowe przewidziany dla elektrowni opala-

nych węglem brunatnym;– północ kraju z uwagi na brak lokalnych zasobów paliw

energetycznych przeznaczono dla elektrowni jądro-wych;

● kryterium ochrony środowiska;● warunki hydrotechniczne;

W ramach studiów lokalizacyjnych uwzględniano nastę-pujące założenia lokalizacyjne:● dla rozpatrywanego horyzontu czasu (wówczas do 2000 r.)

zakładano budowę tego samego typu elektrowni jądro-wych o mocy elektrycznej 4000 MW;

● nie wykonywano porównań konkurencyjnych rozwiązańelektrowni jądrowej z konwencjonalną;

● proponowano reaktor całkowicie opanowany, z doświad-czeniami eksploatacyjnymi, na którym był już zrealizowa-ny program jakości.Z Międzynarodową Agencją Atomistyki (MAEA) uzgod-

niono podstawowe kryteria lokalizacji:● warunki systemowe – bloki linii przesyłowych

Najwyższych Napięć i odbiorców energii – straty przesy-łu energii w sieci nie wyższe niż 8%;

● warunki materiałowo-socjalne i realizacyjne, zakładano:– 5 - 7 tys. pracowników przy realizacji;– 3,5 tys. pracowników przy eksploatacji;

● uwarunkowania infrastruktury gospodarczej (niezbędnyteren dla EJ o mocy 2000 MWe 40 – 80 ha, dla elektrow-ni konwencjonalnej węglowej 250 ha);

● warunki transportowe i komunikacyjne (wskazana drogawodna i bocznica kolejowa);

● warunki hydrologiczne i geologiczne – wykonane wstęp-ne studia bez szczegółowych wymaganych wierceń, leczz uwzględnieniem tektoniki;

● ochrona radiologiczna (pomiary radiacji tła) – w czasieeksploatacji:radiacja źródła = pomiar w czasie eksploatacji – pomiar tła

● warunki wodne (woda chłodząca):– dla EJ o mocy 2000 MWe Δt 100C – zapotrzebowanie

ok. 180 l/s/kWh;– dla elektrowni węglowej o mocy 2000 MWe Δt = 80C – za-

potrzebowanie 115 – 150 l/s/kWh.

Organizacja realizacji EJ Żarnowiec

Dla budowy pierwszej w Polsce EJ powołano następują-cą organizację budowy (tab. 1).

Zakres odpowiedzialności Energoprojektu-Warszawajako Generalnego Projektanta EJ Żarnowiec obejmował:1) dokumentacje do uzgodnień z władzami;2) dostawę kompletnej dokumentacji technicznej łącznie ze

specyfikacjami urządzeń;3) dostawę dokumentacji kosztowej;4) dostawę Wytycznych Realizacji Inwestycji;5) tłumaczenie i autoryzacja dokumentacji zagranicznej;

Lech Balcerowski, Andrzej Patrycy1)

Biuro Studiów i Projektów Energetycznych ENERGOPROJEKT-WARSZAWA SA

Organizacja projektowania i budowy EJ w Polsce z uwzględnieniem Systemu Zapewnienia Jakości

1) mgr inż. Lech Balcerowski, mgr inż. Andrzej Patrycy, BSiPE ENER-GO-PROJEKT-WARSZAWA SA, ul. Krucza 6/14, 00-950 Warsza-wa, skr.poczt. 184, e-mail: [email protected]

Tabela 1


6) sporządzanie Warunków Technicznych Dostaw;7) opracowanie wytycznych procedur jakościowych;8) stały Nadzór Autorski na miejscu budowy;9) opracowanie kompletnej Dokumentacji Powykonawczej;

10) kompletowanie dokumentacji licencyjnej;11) dostawę dokumentacji organizacji technologii rozruchu12) dostawę dokumentacji organizacji technologii eksploata-

cji;13) program jakości projektowania.

System Zapewnienia Jakości realizacji inwestycji obejmo-wał wszystkich uczestników procesu inwestycyjnego, przed-stawiono go na schemacie poniżej:

Do zadań Inwestora należało: finansowanie inwestycji,kontrola jakości, przedkładanie dokumentacji licencyjnej,przygotowanie i przekazanie do eksploatacji, organizacja i pro-wadzenie rozruchu oraz eksploatacja obiektu.

Przyjęto funkcjonalną i decyzyjną (programowo-projekto-wą) strukturę projektowania, ze szczegółowym podziałemkompetencji. Rozróżniono trzy podstawowe fazy projektowa-nia:1) Założenie Techniczno-Ekonomiczne (ZTE) – lista podsta-

wowych urządzeń, koszt inwestycji i Wytyczne RealizacjiInwestycji (WRI);

2) Projekt Techniczny;3) Projekty Robocze4) Projekty Powykonawcze

Na podstawie ogólnego porozumienia z ZSRR kontraktyszczegółowe dokumentację projektową realizowano wnastępujący sposób:ZSRR – projekt TЭO;POLSKA – projekty: ZTE, PT, PR, PP.

Organizacja Energoprojektu-Warszawado projektowania EJ

Działy funkcjonalne:

● Zespół Generalnego Projektanta;● Zespół ds. Wytycznych Realizacji Inwestycji i Projektu

Organizacji i Technologii Budowy;● Zespół ds. Kosztowych;● Zespół ds. Jakości (w tym sprawdzenie II stopnia);● Zespół tłumaczy technicznych;● Stanowisko ds. organizacji i planowania produkcji;Komórki projektowe:

● Zespół Głównych Specjalistów;● Pracownia Planów Generalnych i Kompozycji Elektrowni;● Pracownia Inżynierii Reaktorowej;● Pracownia Cieplno-Technologiczna;● Pracownia Elektryczna;● Pracownia AKPiA;● Pracownia Telekomunikacji i Wyposażenia Komputero-

wego;

● Pracownia Gospodarki Warsztatowo-Remontowo-Maga-zynowej;

● Pracownia Gospodarki Wodnej i Ściekowej;● Pracownia Inżynieryjno-Budowlana;● Pracownia Sanitarno-Instalacyjna;

Kontrola Jakości

Ustalone procedury jakościowe określają stopień bezpie-czeństwa EJ– I stopień kontroli jakości – Inwestor– II stopień kontroli jakości – Inspektorzy Państwowi

Procedury jakości w procesie projektowaniaProcedury zatwierdzania lokalizacji EJ

– Procedury jakości– Procedury zatwierdzania – licencjonowania (w 1946 r.

w USA pierwszy akt dotyczący licencjonowania odpo-wiedzialny za bezpieczeństwo jądrowe oddano w ręcerządu USA, w 1954 r. przełamano monopol rządowy,który poddano społecznej kontroli)Cele procedury:

1. Zapewnienie zdrowia publicznego;2. Zapewnienia bezpieczeństwa technicznego i cywilnego;3. Zapewnienia szeroko rozumianej ochrony środowiska

naturalnego;4. Zapewnienie w przypadku awarii należytego finansowe-

go zaopatrzenia osób trzecich.Środki do osiągnięcia tych celów:

1. Ustalenie takich procedur, które zapewnią, że po ich zre-alizowanie inwestycje jądrowe będą budowane, eksplo-atowane i demontowane tak, aby wywierały minimalnywpływ na środowisko i do minimum ograniczały skutkiewentualnych awarii;

2. Działania administracyjne – takie, aby odpowiednie orga-ny uzyskały uprawnienia do natychmiastowej egzekucjizaleceń, wytycznych;

3. Działania techniczne – w procedurach zatwierdzania trze-ba udowodnić, że to co się projektuje odpowiada wszyst-kim warunkom bezpieczeństwa.Baza prawna – legislacyjna (akty specjalne). MAEA zaleca

rozpoczynać przygotowanie do opracowania procedur przedbudową pierwszej EJ w danym kraju.

Baza prawna jest kontynuacją Prawa atomowego odwo-łującego się do Konstytucji.

Rządy będąc członkami MAEA są odpowiedzialne za bez-pieczeństwo EJ i w tym celu powinny powołać odpowiednieinstytucje.

Proces licencjonowania

1. Inwestor przygotowuje dokument, że określone obiekt w określonej lokalizacji nie stanowi zagrożenia dla śro-dowiska i zdrowia ludzkiego. Np. osłony, strefy och-ronne, układy chłodzenia, przecieki, emisje do atmos-fery – wszystko dużo mniejsze od bezpiecznych, takżew sytuacjach awaryjnych. Dokument wydaje się w postaci raportu o lokalizacji razem z wnioskiem loka-lizacyjnym.

2. Zaprojektowanie obiektu. W fazie ZTE opracowuje sięWstępny Raport Bezpieczeństwa, w fazie roboczej opra-cowany jest Ostateczny Raport Bezpieczeństwa.

3. Przed dopuszczeniem EJ do rozruchu należy zatwierdzićRozruchowy Raport Bezpieczeństwa, który zawierawszystkie zmiany montażowe, projektowe. Musi być towszystko uwzględnione odrębnym dokumentem zawie-rającym procedury jakości wykonawstwa. Ustala się pro-cedury eksploatacyjne, rozruchowe, awaryjne.


W obecnej sytuacji ekonomicznej świata, kiedy tak istot-ne znaczenie ma racjonalne wykorzystanie dostępnychsurowców energetycznych przy jednoczesnym spełnieniustale zaostrzających się wymagań odnośnie do ochrony śro-dowiska naturalnego, wzrasta ponownie powszechne zainte-resowanie energetyką jądrową. Wzrost efektywności ekono-

micznej procesów przetwarzania energii wykorzystującychpaliwo jądrowe, wysoki poziom bezpieczeństwa, jaki osią-gnęły eksploatowane elektrownie jądrowe oraz pomijalniemała wielkość emisji zanieczyszczeń (zwłaszcza dwutlenkuwęgla) do atmosfery skłoniły wiele krajów do rewizji dotych-czasowych planów rozwoju energetyki jądrowej. Po okresie

4. Rutynowe Raporty Bezpieczeństwa – wydaje się corocz-nie. W nich m.in. zmiany personelu operacyjnego, zamia-ny radiologiczne, dane eksploatacyjne (szybkość zmianobciążeń), wypadki nadzwyczajne (przecieki, spękania,zmiany itd.) Państwowa Komisja Bezpieczeństwa – doko-nuje rutynowych i nadzwyczajnych kontroli. W czasiebudowy również ma prawo do wglądu do każdego do-kumentu.

5. Raport w sprawie likwidacji EJ (przyjęto czas eksploatacjimax. 40 lat). Komisja ekspertów daje zalecenia postępo-wania w przypadku likwidacji.Państwowa Komisja Bezpieczeństwa Jądrowego powin-

na być organem niezależnym – funkcję tę miał pełnićEnergoprojekt-Warszawa. MAEA wskazywała na koniecz-ność zatrudnienia ok. 50 specjalistów – etatowych pracowni-ków + komisje stałe + komisje doradcze.

Kontrola Jakości (KJ)

System Zapewnienia Jakości uważa się za kompletny,jeżeli zawiera on Zapewnienie Jakości (ZJ) i bezpośredniąkontrolę wykonania tzw. Kontrolę Jakości.● System obowiązuje wszystkich w ciągu całego okresu;● Muszą być opracowane odpowiednie dokumenty norma-

tywne ściśle określające procedury kontroli;● Musi być zapewniona wielostopniowość kontroli;● Musi być określone do kogo należy ostateczna decyzja.

Szkolenie personelu zajmującego się kontrolą zapewnie-nia jakości, jest to takie zapewnienie odpowiedniej pewnościdziałania poprzez wykonanie i systematyczne wykonywanieprzedsięwzięcia, iż element lub urządzenie (obiekty) będąprojektowane, konstruowane, wykonywane i instalowane

poddane inspekcji i testom oraz eksploatowane zgodnie z warunkami, instrukcjami i normami, że właściwości obiek-tów odpowiadać będą postawionym wcześniej wymaganiom.

Rola zapewnienia jakości

Korekcyjna – przeciwdziała omyłkom we wszystkich fa-zach;

Weryfikacyjna – okresowa kontrola, znalezienie ewentu-alnych niezgodności lub odstępstw, organizowanie super-kontroli, testów i działań korekcyjnych.

Elementy i funkcje systemu zapewnienia jakości

Działania mające na celu osiągnięcie wysokiej jakościprac w procesie realizacji i eksploatacji EJ ujmowane są zwy-kle w jednolity system zwany SZJ, którego podstawowymielementami są:● organizacja zapewnienia jakości;● program zapewnienia jakości;● dokumentacja jakości;

Funkcje systemu:

1. Kontrola dokumentów.2. Kontrola dokumentacji projektowej.3. Kontrola zaopatrzenia materiałowego.4. Kontrola dostaw.5. Kontrola produkcji i wykonawstwa.6. Kontrola kwalifikacji personelu.7. Kontrola inspekcji i prób.8. Kontrola niezgodności.9. Określenie środków poprawy jakości.

Rodzaje kontroli:

1. Kontrola zwykła – przeprowadzana przez służby kontrolijakości przedsiębiorstwa;

2. Kontrola równoczesna – prowadzona przez Inwestora lubjego przedstawicieli;

3. Kontrola niezależna – prowadzona przez odpowiedniąagendę rządowa.

Tyle historii…

Dzisiaj Energoprojekt-Warszawa jest spółką akcyjną cał-kowicie prywatną. Oferujemy nasze usługi tak inwestorom,jak i organizacjom państwowym i prywatnym.

Posiadany przez System Zarządzania Jakością oparty nanormie PN-EN ISO 9001-2000, po niezbędnych uzupełnie-niach mógłby stanowić doskonałą podstawę do budowy, czyadaptacji Systemu Zarządzania Jakością: Przygotowania-Bu-dowy-Eksploatacji-Likwidacji pierwszej w Polsce EJ, którąmamy nadzieję uda się nam zrealizować.

Rys. 1. Koszty Systemu bez kontroli jakości i z jej kontrolą

❏

Andrzej Reński Politechnika Gdańska, Wydział Elektrotechniki i Automatyki Katedra Elektroenergetyki

Elektrownie i elektrociepłownie jądrowe źródłem ciepła dla systemów ciepłowniczych


(wodno-ciśnieniowym) na poziomie 33% oraz łączne stratystrumienia energii w obrębie obiegu pierwotnego i wtórnegoelektrowni w wysokości 5%, uzyskuje się dodatkowo poten-cjalny strumień energii do wykorzystania na poziomie 62%strumienia energii pozyskiwanego z paliwa. W przypadkubloku jądrowego o mocy elektrycznej brutto równej ok. 1400MW przekłada się to na moc cieplną na poziomie 2885 MJ/s.Jest to moc czysto teoretyczna, w praktyce niemożliwa do wy-korzystania, gdyż wymagałoby to odpowiedniego przekon-struowania układu wodno-parowego oraz specjalnego wyko-nania turbiny z odbiorem wielkiego strumienia pary dla po-trzeb ciepłowniczych, przede wszystkim zaś istnienia tak duże-go zapotrzebowania na moc cieplną ze strony odbiorcówzewnętrznych, zlokalizowanych w pobliżu elektrowni jądrowej.Przy tym poziomie mocy cieplnej elektrownia stałaby się jużzdecydowanie elektrociepłownią jądrową.

Dla porównania Elektrociepłownia Gdańska, która jestgłównym źródłem ciepła dla miejskiego systemu ciepłowni-czego dysponuje 5 blokami, wyposażonymi w turbozespołyupustowo-przeciwprężne o łącznej mocy cieplnej ok. 500 MJ/soraz o mocy elektrycznej 232,5 MW. Nie byłoby zatem moż-liwości pełnego zagospodarowania mocy cieplnej dostarcza-nej z bloku jądrowego o mocy elektrycznej 1400 MW przezsystem o wielkości gdańskiego systemu ciepłowniczego,nawet przy założeniu, że blok jądrowy dostarczy równieżmocy cieplnej wytwarzanej obecnie przez szczytowe kotływodne (235 MJ/s). Podobnie wygląda sytuacja w innychdużych aglomeracjach miejskich, z wyjątkiem Warszawyoraz Łodzi, gdzie istnieją zdecydowanie większe systemy cie-płownicze. Nie oznacza to wszakże, iż nie należy dążyć dowykorzystywania ciepła możliwego do pozyskania z elek-trowni jądrowej. Wręcz przeciwnie, w obecnej sytuacji eko-nomicznej celowe jest badanie zasadności technicznej orazekonomicznej realizacji takiego przedsięwzięcia.

Analizy takie były już prowadzone przed laty w okresieintensywnego rozwoju energetyki jądrowej na świecie. Ichefektem były opracowane i wdrożone projekty pierwszychelektrociepłowni jądrowych małej mocy, jak również układyumożliwiające zasilanie w ciepło odbiorców zewnętrznych z dużych elektrowni jądrowych. Już w 1963 roku uruchomio-no w Szwecji pierwszą na świecie niewielką elektrociepłow-nię jądrową Agesta o mocy elektrycznej 12 MW, która przezokres 10 lat dostarczała ciepło do celów ogrzewania przed-mieścia Sztokholmu Farsta. Elektrociepłownia ta wyposażo-na była w reaktor ciężkowodny o mocy cieplnej 68 MJ/s i dostarczała do miejskiej sieci ciepłowniczej moc cieplną napoziomie kilkudziesięciu MJ/s. Stanowiła ona jednocześnieośrodek szkoleniowy dla personelu eksploatacyjnego pierw-szych szwedzkich elektrowni jądrowych. Po spełnieniu tegozadania, a głównie z powodu wysokich kosztów wytwarza-nia, została ona wyłączona z eksploatacji.

W tym okresie w okręgu Magadańskim na Czukotce uru-chomiono w Związku Radzieckim Bilibińską Elektrociepłow-nię Jądrową. Elektrociepłownia ta wyposażona w 4 blokienergetyczne o łącznej mocy elektrycznej 48 MW zasila w ciepło miejscowość Bilibino. Moc cieplna dostarczana z jednego bloku jest na poziomie 18 MJ/s.

Jednocześnie w kilku innych krajach intensywnie rozwija-jących energetykę jądrową (USA, Kanada, Japonia, Niemcy)opracowano i w znacznym stopniu wdrożono projekty dosta-wy ciepła z budowanych bądź eksploatowanych elektrownijądrowych dla potrzeb pobliskich zakładów przemysłowych.W tych przypadkach ciepło dostarczane jest odbiorcom z wy-korzystaniem pary wodnej o odpowiednich parametrach. Rów-nolegle powstawały również projekty specjalnych reaktorówjądrowych przeznaczonych do pokrywania potrzeb cieplnychzarówno aglomeracji miejskich, jak i mniejszych miast. Wśródtych projektów należy wymienić m.in. reaktory radzieckie

intensywnego wzrostu mocy elektrycznej, jaki miał miejsce w latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych, nastąpiło zdecy-dowane wyhamowanie tej tendencji w latach dziewięćdziesią-tych oraz na początku bieżącego stulecia. Było to spowodowa-ne katastrofą w Czarnobylskiej Elektrowni Jądrowej oraz nie-wielką konkurencyjnością ekonomiczną energetyki jądrowej wtym okresie. Obserwowana ostatnio zdecydowana poprawawskaźników ekonomicznych, w której istotny udział mają czyn-niki ekologiczne, pozwoliły z większym optymizmem za-plano-wać zmiany mocy elektrycznej na świecie w najbliższych dwu-dziestu latach. Ilustruje to zestawienie ujęte w tabeli 1.

Należy podkreślić, że zawarta w powyższej tabeli progno-za wzrostu mocy przedstawia wariant bardzo ostrożny.Natomiast publikowane są również prognozy zdecydowaniebardziej optymistyczne dla energetyki jądrowej, z którychwynika, że do roku 2030 moc zainstalowana w elektrowniachjądrowych miałaby wzrosnąć ponad dwukrotnie w stosunkudo stanu obecnego, a liczba krajów wdrażających energety-kę jądrową wzrosłaby w tym czasie z obecnych 30 do 43 [3].

Przytoczone statystyki odnoszą się do obiektów, w których nabazie paliwa jądrowego wytwarzana jest głównie energia elek-tryczna, a więc dotyczą elektrowni jądrowych. Jak wiadomo,wyższą efektywność wykorzystania energii pierwotnej zapewnia-ją źródła skojarzone, a więc obiekty, w których realizowane sąprzede wszystkim procesy skojarzonego wytwarzania energiielektrycznej oraz ciepła, określane też mianem układów kogene-racyjnych. Rozwiązania takie dość powszechnie stosowane są w energetyce klasycznej. Warunkiem ich wprowadzenia jest jed-nak istnienie potencjalnych odbiorców ciepła, charakteryzującychsię znacznym zapotrzebowaniem na moc cieplną, co gwarantujekonkurencyjność ekonomiczną tej formy zasilania w ciepło w porównaniu z systemami zdecentralizowanymi. Również dośćwcześnie, bo na początku lat siedemdziesiątych ubiegłego wieku,pojawiło się zainteresowanie podobnymi układami w energetycejądrowej. Świadczą o tym referaty przedstawione na ważnychmiędzynarodowych konferencjach: w Otaniemi, w Finlandii w 1977 r. [4] oraz w Krakowie w 1983 r. [5]. Lata dziewięćdziesią-te przyniosły jednak zahamowanie badań i prac w tej dziedzinie,a realizacji wielu interesujących, ambitnych projektów zaniecha-no. Obecnie, w sytuacji gdy energetyka jądrowa ponownie zaczy-na zyskiwać na znaczeniu, wydaje się w pełni uzasadnione, abypowrócić do koncepcji wykorzystania paliwa jądrowego, równieżdo wytwarzania ciepła użytecznego.

Dotychczasowe doświadczenia w wykorzystaniuelektrowni jądrowych do produkcji ciepła

sieciowego oraz projekty koncepcyjne przystosowania jądrowych źródeł energii

do pracy ciepłowniczej

Teoretyczny potencjał energetyczny elektrowni jądrowych,możliwy do przetworzenia w ciepło użyteczne jest bardzo wyso-ki, większy niż w przypadku elektrowni klasycznych. Ma to zwią-zek z relatywnie niską sprawnością cyklu przetwarzania ener-gii pierwotnej w energię elektryczną. Zakładając sprawność przetwarzania mocy współczesnej elektrowni jądrowej z naj-powszechniej eksploatowanym reaktorem jądrowym typu PWR

Tabela 1 Zmiany mocy (liczby bloków) w elektrowniach

jądrowych na świecie, GW, na podstawie [1], [2]


przewidziane dla ciepłowni jądrowych typu AST-300 orazAST-500, szwedzki reaktor Secure czy francuski Thermos.Projekty te pomimo dość znacznego zaawansowania niezostały jednak wdrożone na szerszą skalę techniczną, głów-nie z powodów ekonomicznych.

Podstawowym kierunkiem działań zmierzających do peł-niejszego wykorzystania energii wtórnej pozyskiwanej nabazie paliwa jądrowego jest jednak przystosowanie elek-trowni jądrowych do odbioru ciepła przeznaczonego do ce-lów ciepłowniczych (ogrzewanie, ciepła woda użytkowa,wentylacja i klimatyzacja, wytwarzanie chłodu sieciowego), a docelowo przekształcanie elektrowni w elektrociepłowniejądrowe. Zadaniom tym poświęcono w przeszłości wieleuwagi, czego efektem stały się koncepcje i projekty rozwią-zań technicznych, które po części zrealizowano w praktyce.Przeglądu najbardziej charakterystycznych rozwiązań doko-nano w pracy [6]. W związku z tym w niniejszym referacieskupiono uwagę na ogólnej koncepcji tych rozwiązań, zeszczególnym uwzględnieniem wybranego układu wdrożone-go i do dzisiaj eksploatowanego oraz rozwiązań, które nadalmają duże szanse realizacji.

W przywołanej pracy zwrócono uwagę, że przy projekto-waniu układu cieplnego elektrowni jądrowej (jej obiegu wtór-nego), przygotowywanej do odbioru większych ilości ciepła,należy uwzględnić zasadnicze różnice pomiędzy sposobemwytwarzania ciepła w elektrociepłowniach konwencjonal-nych oraz wytwarzania ciepła dla potrzeb ciepłowniczych w elektrowniach jądrowych. Różnice te wynikają z odmien-nej struktury kosztów wytwarzania energii elektrycznej nabazie paliwa konwencjonalnego i jądrowego. Niski udziałskładowej paliwowej – 20 – 30 % kosztu energii elektrycznejwytwarzanej w elektrowni jądrowej sprawia, że ciepło docelów grzejnych i technologicznych może być produkowanew kondensacyjnej części turbiny (pomimo niższej sprawno-ści). Dominujące będą zatem układy upustowo-kondensacyj-ne, podczas gdy w elektrociepłowniach konwencjonalnychprzeważają układy z turbinami przeciwprężnymi bądź upu-stowo-przeciwprężnymi.

Zakres niezbędnych mian w obrębie układu cieplno-prze-pływowego turbiny bloku jądrowego uzależniony jest odwielkości mocy cieplnej Q

.T, jaka miałaby być przekazywa-

na z turbiny do systemu ciepłowniczego, ta zaś zależy odpoziomu szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną Q

.S

przez odbiorcę. Z analiz przedstawionych na konferencji [4]wynika, że przy poborze pary do celów ciepłowniczych, się-gającym do ok. 15% strumienia masowego pary świeżej,przystosowanie turbiny przeznaczonej dla elektrowni jądro-wej do pracy ciepłowniczej nie wymaga jej większych zmiankonstrukcyjnych. Przy znacznie większym poborze pary (i mocy cieplnej ponad 350 MJ/s w przypadku turbozespołuna parę suchą nasyconą o mocy elektrycznej 1000 MW) nie-zbędna byłaby stosowna modyfikacja bądź opracowanieodpowiedniej konstrukcji części ciepłowniczej turbiny,umieszczonej na wspólnym wale z turbiną główną albo naoddzielnym wale z dodatkowym własnym generatorem(przy ograniczonej liczbie: z trzech do nawet jednego nisko-prężnego kadłuba kondensacyjnego turbiny głównej) [7]. W takiej sytuacji zmieniłyby się przeznaczenie i charakterpracy jądrowego źródła ciepła – elektrownia przeszłaby do pracy w charakterze elektrociepłowni jądrowej. Odpo-wiednie układy umożliwiające przystosowanie turbiny kon-densacyjnej elektrowni jądrowej do powyższych warunkówpracy w systemie ciepłowniczym przedstawiono na rysunku 1.

W wariancie pokazanym na rys. 1a podgrzew wody siecio-wej kierowanej do systemu ciepłowniczego odbywa się przywykorzystaniu pary pobieranej głównie z zaczepów i ewentu-alnie dodatkowo pary z przelotni pomiędzy wysokoprężnączęścią (WP) turbiny a częścią NP, bądź też pary z zaczepów

regeneracyjnych części WP turbiny. To rozwiązanie zalecanejest przy poborze do 15 % strumienia pary świeżej. Jest ononajprostsze w realizacji i cechuje się najniższymi nakładamiinwestycyjnymi, nie zapewnia jednak optymalnych warunkówpracy członu ciepłowniczego, gdyż pobór pary z turbiny jestnieregulowany. Większą elastyczność ruchową i właściwy spo-sób podgrzewania wody sieciowej umożliwia rozwiązaniezaprezentowane na rys 1b. Do podgrzewania wykorzystuje sięw tym przypadku przede wszystkim parę pobieraną z wylotówoddzielnej turbiny przeciwprężnej umieszczonej na wspólnymwale z turbiną główną i podobnie jak w wariancie 1a – ewentu-alnie także parę z przelotni oraz z zaczepów części WP turbiny.Realizacja tego układu wymaga jednak zastosowania klap regu-lacyjnych na wlocie do części przeciwprężnej oraz na wlocie dokondensacyjnej części NP turbiny, a także zapewnienia mini-malnego wentylacyjnego przepływu pary przez turbinę prze-ciwprężną podczas pracy poza sezonem grzewczym. W war-iancie 1c z turbiną przeciwprężną na oddzielnym wale jej wpływ na potrzebne zmiany w obrębie głównej turbiny kon-densacyjnej jest minimalny, turbina przeciwprężna może byćcałkowicie odstawiana w okresie letnim, ale rozwiązanie jest dro-gie pod względem inwestycyjnym – wymaga bowiem zainstalo-wania dodatkowych rurociągów łączących, a przede wszystkimzastosowania oddzielnego generatora. Rozwiązania wg warian-tu 1b i 1c można przewidywać dla sytuacji, w których szczytowe

Rys. 1. Uproszczone schematy cieplne układów elektrowni jądrowej przystosowanej do odbioru ciepła

dla potrzeb ciepłowniczych1 – reaktor jądrowy, 2 – wytwornice pary, 3 – główne pompy

cyrkulacyjne, 4 – część WP turbiny, 5 – część NP turbiny, 6 – generator, 7 – separator wilgoci, 8 – przegrzewacz

międzystopniowy pary, 9 – skraplacz, 10 – wymienniki sieciowe,11 – pompa wody zasilającej, 12 – część przeciwprężna turbiny,

13 – klapa regulacyjna, 14 – turbina ciepłownicza na oddzielnym wale


nia miały pokrywać istniejące w rejonach zasilania źródła kla-syczne, przystosowane jednak do pracy szczytowej [11]. Pro-ponowane wówczas rozwiązanie przedstawiono na rysunku 3. Z oczywistych (oceniając z perspektywy czasu) powodów pro-jekt ten nie doczekał się realizacji.

Obecnie jednak w nowych warunkach ekonomicznych i w sytuacji ponownego zainteresowania energetyka jądrowąwarto powrócić do problemu ciepłownictwa opartego najądrowych źródłach energii i rozważyć ponownie celowośćzasilania w ciepło odbiorców bytowo-komunalnych z elek-trowni i elektrociepłowni jądrowych. Bardzo istotne znacze-nie w rozstrzygnięciu tego problemu będą miały względyekonomiczne. Należy przy tym wziąć pod uwagę aktualneplany rozwoju energetyki jądrowej w Polsce, a także urealnićprognozy zmian zapotrzebowania na moc cieplną w mia-stach oraz aglomeracjach miejskich.

Analiza techniczno-ekonomiczna układów zapewniających dostawę

ciepła sieciowego, wytwarzanego na bazie paliwa

jądrowego

Jako kryterium ekonomiczne do oceny takiego układu moż-na przyjąć jednostkowy koszt ciepła dostarczanego z elektrow-ni jądrowej (bądź elektrociepłowni jądrowej) oraz ze współpra-cującego z nią źródła szczytowego do rejonu odbiorczego.

zapotrzebowanie na moc cieplną ze strony odbiorców Q.S kształ-

towałoby się na poziomie ok. 500 MJ/s i więcej, z czego wynika-łoby, że szczytowa moc cieplna turbiny Q

.T powinna – w zależno-

ści od wartości współczynnika skojarzenia αS – wynosić co naj-mniej 350 MJ/s. Jak bowiem wiadomo, współczynnik skojarze-nia dla źródła kogeneracyjnego definiowany jest jako:

Warto zwrócić uwagę, że większa wartość współczynnikaskojarzenia sprzyja osiągnięciu wyższej efektywności wytwa-rzania ciepła w elektrowni jądrowej, ale z drugiej strony – zewzględu na charakter rocznej zmienności zapotrzebowania cie-pła przez odbiorców bytowo-komunalnych – skraca czas wyko-rzystania pełnych możliwości wytwórczych członu ciepłowni-czego oraz – z uwagi na podniesienie wartości ciśnienia parypobieranej z turbiny – powoduje obniżenie ilości wytwarzanejenergii elektrycznej. Większa wartość współczynnika skojarze-nia skutkuje jednak większym stopniem podgrzania wody sie-ciowej w elektrowni jądrowej (wyższą wartością temperaturywody sieciowej na wyjściu z elektrowni), co z kolei – z powoduzmniejszenia niezbędnego strumienia wody w systemie cie-płowniczym – wpływa korzystnie na obniżenie kosztów przesy-łania ciepła z elektrowni do odbiorców. Zagadnienia te byłyprzedmiotem wnikliwych badań m.in. w pracach [8 – 10].

Spośród zrealizowanych w tym duchu rozwiązań scentrali-zowanego zasilania w ciepło na bazie elektrowni jądrowej nale-ży przede wszystkim wymienić projekt sieci cieplnej „Refuna”eksploatowanej z powodzeniem w Szwajcarii od 25 lat. Projektten jest dowodem, że scentralizowane wytwarzanie i przesyła-nie ciepła z elektrowni jądrowej na większe odległości może byćkonkurencyjne w stosunku do indywidualnych układów zasila-nia nawet w rejonach o niezbyt dużej gęstości zabudowy. Źró-dłem energii jest w tym przypadku elektrownia jądrowa Beznauo mocy elektrycznej netto ok. 730 MW, wyposażona w 2 reak-tory jądrowe typu PWR. Moc cieplna wyprowadzana jest dokilku rejonów zasilania obejmujących 8 gmin rurociągami o średnicy 400 mm. Główne rurociągi przesyłowe mają długość35 km, natomiast cieci rozdzielcze – 85 km. Szczytowe zapotrze-bowanie na moc cieplną wynosi obecnie ok. 50 MJ/s. Każdy z reaktorów o mocy cieplnej 1130 MW współpracuje z dwomaturbozespołami. Zapotrzebowanie na moc cieplną odbiorcówmoże być pokrywane przez jeden turbozespół, ale ze względówniezawodnościowych przewidziano do tego celu 2 turbozespo-ły. Uproszczony schemat tej elektrowni wraz z system ciepłow-niczym przedstawiony jest na rysunku 2.

Badania nad wykorzystaniem elektrowni jądrowych w ciepłownictwie prowadzone były szczególnie intensywnie w latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych ubiegłego wiekuw tych krajach, w których eksploatowano i rozwijano duże sys-temy ciepłownicze. Do krajów tych należały ówczesne krajesocjalistyczne: ZSRR, CSRS, NRD, a także inne kraje: Szwecja,Fin-landia oraz RFN. Opracowane wówczas rozwiązania szły w podobnym kierunku jak to wdrożone w Szwajcarii [6]. Prace tew większości przypadków pozostały jednak w sferze projektów.

Warto przypomnieć, że prace studialne i projektowew zakresie ciepłownictwa na bazie paliwa jądrowego prowadzo-ne były także w Polsce. W opracowanej pod koniec lat osiemdzie-siątych przez BSiPE Energoprojekt w Warszawie śmiałej koncep-cji wykorzystania budowanej Elektrowni Jądrowej Żarnowiec dozasilania w ciepło aglomeracji gdańskiej przewidywano przystosowanie w ramach II etapu budowy EJ ”Ż” dwóch blo-ków jądrowych z reaktorami WWER-440 do przekazywania dorozległego systemu ciepłowniczego mocy cieplnej na pozio-mie ok. 900 MJ/s. Elektrownia miała stanowić podstawoweźródło ciepła, którego udział w pokrywaniu szczytowego zapo-trzebowania na moc cieplną odbiorców (współczynnik skoja-rzenia αs) miał wynosić ok. 0,5, pozostałą część zapotrzebowa-

Rys. 2. Uproszczony schemat cieplny elektrowni jądrowej Beznauprzystosowanej do oddawania ciepła do systemu ciepłowniczego

1 – reaktor jądrowy, 2 – wytwornica pary, 3 – główna pompa cyrkulacyjna, 4 – część WP turbiny, 5 – część SP turbiny,

6 – część NP turbiny, 7 – generator, 8 – separator-przegrzewacz, 9 – skraplacz, 10 – pompa wody zasilającej, 11 – wymiennik

ciepłowniczy, 12 – pompa wody sieciowej, 14 – odbiorca ciepła,15 – zbiornik wody zasilającej

Rys. 3. Uproszczony schemat cieplny bloku jądrowego z reaktorem typu WWER-440 przekształconego do postaci

elektrociepłowni jądrowejOznaczenia od 1 do 12 – jak na rys. 2; 15 – zawór redukcyjny


Można w tym celu posłużyć się algorytmem zaprezentowa-nym w artykule [12] i szczegółowo opisanym w opracowaniu[13]. Jed-nostkowy koszt ciepła określono tam jako

gdzie:Kr - roczne koszty dostawy ciepła do rejonu odbiorcze-

go, zł/aWr - roczna dostawa ciepła, GJ/aQ.S,TS - szczytowe zapotrzebowanie na moc cieplną przez

rejon odbiorczy, MJ/s oraz roczny czas użytkowaniatej mocy, h/a

Koszt jednostkowy k obejmuje następujące składniki:

przy czym:

gdzie: K EJ

P,KEJA - jednostkowy koszt stały oraz jednostkowy koszt

zmienny wytwarzania ciepła w elektrowni jądrowej,kCC - jednostkowy koszt członu ciepłowniczego (wymienni-

ki sieciowe, rurociągi, armatura) w elektrowni jądrowej,kMP - jednostkowy koszt magistrali przesyłowej obejmujący:

kL - jednostkowy koszt stały rurociągów magistralnych,kP - jednostkowy koszt przepompowni wody sieciowej,k str - jednostkowy koszt strat ciepła przy przesyłaniumagistralą,

kZSQ, kZS

W - jednostkowy koszt stały oraz zmienny wytwarzaniaciepła w źródle szczytowym.

Poszczególne składniki kosztu jednostkowego k zależą odparametrów technicznych (parametrów czynnika roboczego,parametrów nośnika ciepła, przepływów, sprawności urzą-dzeń) oraz ekonomicznych (jednostkowych nakładów inwe-stycyjnych, współczynników rocznych kosztów stałych) ukła-du wytwórczego i przesyłowego, a także od wskaźników ma-kroekonomicznych (ceny paliwa, ceny energii elektrycznejpobieranej z systemu elektroenergetycznego, stopy dyskon-ta, okresu ekonomicznej eksploatacji obiektu).

Istotny udział w jednostkowym koszcie k mają kosztywytwarzania ciepła w elektrowni jądrowej oraz koszty stałemagistralnych rurociągów przesyłowych. Jednostkowykoszt stały wytwarzania w elektrowni określono przy założe-niu, że koszt ciepła obciążony jest kosztem ubytku mocyelektrycznej elektrowni przy szczytowym zapotrzebowaniu

na moc cieplną ze strony odbiorców. Koszt tego ubytkuodpowiada kosztowi mocy elektrycznej pobieranej z syste-mu elektroenergetycznego, niezbędnej dla wyrównaniapowstałego ubytku

przy czym:

gdzie: kSE

n - jednostkowy nakład inwestycyjny na elektrownię syste-mową kompensującą ubytek mocy elektrycznej w elek-trowni jądrowej, zł/MW,

ΔPEJs - ubytek mocy elektrycznej w elektrowni jądrowej na sku-

tek oddawania ciepła przy szczytowym zapotrzebowaniuna moc cieplną przez rejon odbiorczy, MW,

rSEc - współczynnik rocznych kosztów stałych dla elektrowni

systemowej, 1/a,es - względny ubytek mocy elektrycznej w elektrowni jądro-

wej, MW/MW,Q.sEJ - szczytowa moc cieplna pobierana z elektrowni jądrowej,

MJ/s,αs - udział mocy cieplnej z elektrowni jądrowej w pokrywaniu

szczytowego zapotrzebowania na moc cieplną przez rejonodbiorczy (współczynnik skojarzenia dla jądrowego źródłakogeneracyjnego).

Wartość względnego ubytku mocy elektrycznej es zależyod wielkości oraz od konkretnego rozwiązania układu cieplne-go elektrowni jądrowej. Wyznaczenie tej wartości wymagasporządzenia i rozwiązania bilansu energetycznego dla okre-ślonego układu cieplnego elektrowni jądrowej. Typowy układcieplny dla powszechnie obecnie eksploatowanego bloku ją-drowego dużej mocy z reaktorem wodno-ciśnieniowym przed-stawiono na rysunku 4.

W analogiczny sposób określa się jednostkowy kosztzmienny wytwarzania ciepła w elektrowni jądrowej

przy czym:

gdzie:eA - względny ubytek energii elektrycznej w elektrowni jądro-

wej na skutek odbioru ciepła z turbiny, MW.h/(MW.h),kSE

B - cena paliwa umownego zużywanego w elektrownisystemowej kompensującej ubytek energii elektrycznejw elektrowni jądrowej, zł/t p.u. ,

ηEK - sprawność ogólna elektrowni systemowej, Wu - wartość opałowa paliwa umownego, kJ/kg p.u.,αA - udział ciepła dostarczanego w ciągu roku z elektrowni

jądrowej w pokrywaniu całkowitego zapotrzebowaniana ciepło przez rejon odbiorczy (roczny współczynnikskojarzenia dla jądrowego źródła kogeneracyjnego),

Te - roczny czas użytkowania szczytowego ubytku mocyelektrycznej w elektrowni jądrowej, h/a,

Tps - roczny czas użytkowania szczytowej mocy cieplnejźródła podstawowego (członu ciepłowniczego elek-trowni jądrowej), h/a.

Względny ubytek mocy es oraz względny ubytek energiielektrycznej eA zależą w istotnej mierze od różnicy temperaturwody sieciowej na wyjściu i na powrocie do źródła podsta-wowego (t45 – t41 – por. rys.4), ta zaś jest funkcją temperatur

Rys. 4. Przykładowy schemat cieplny bloku jądrowego z reaktoremwodno-ciśnieniowym, z przeznaczeniem do wykorzystania

w obliczeniach bilansowychp, x, t, h, D - odpowiednio: ciśnienie, stopień suchości, temperatura,

entalpia, strumień masy czynnika roboczego


obliczeniowych wody w sieci cieplnej, współczynników sko-jarzenia αs, αA oraz typu regulacji mocy przekazywanej dosieci cieplnej (jakościowa, ilościowa, mieszana).

Ważną składową jednostkowego kosztu dostawy ciepła k,jak stwierdzono powyżej, jest jednostkowy koszt stały magi-stralnych rurociągów przesyłowych. Wyznacza się go z zależ-ności

przy czym:k R

n - jednostkowy nakład inwestycyjny na magistralnerurociągi przesyłowe, zł/m ,

L - odległość przesyłania ciepła magistralą, m ,r R

c - współczynnik rocznych kosztów stałych magistraliprzesyłowej, 1/a ,

np - liczba nitek magistrali przesyłowej.

Jak wynika z powyższej zależności, istotnym czynnikiemmającym wpływ na koszty przesyłania ciepła, poza jednost-kowym nakładem inwestycyjnym na rurociągi oraz ilościąciepła odbieranego z elektrowni jądrowej, jest odległość dozasilanego rejonu odbiorczego, która determinuje długośćrurociągów przesyłowych.

Wyznaczony na podstawie przedstawionego algorytmu jed-nostkowy koszt dostawy ciepła z elektrowni (bądź elektrocie-płowni jądrowej) powinien być wyraźnie niższy w porównaniu z kosztem ciepła dostarczanego ze źródeł klasycznych, ażebyprzedsięwzięcie polegające na odpowiednim przystosowaniubądź rozbudowie elektrowni w kierunku elektrociepłowni jądro-wej było ekonomiczne uzasadnione. W porównaniu tym powin-ny być uwzględnione także pełne koszty środowiskowe: postronie systemu klasycznego – przede wszystkim koszty emisjizanieczyszczeń do atmosfery, w szczególności koszty emisji CO2,natomiast po stronie systemu jądrowego – koszty oddziaływa-nia na środowisko ciepła odpadowego, które jednak dziękiwprowadzeniu skojarzenia mogą ulec znacznemu ogranicze-niu. W obu systemach powinny być też uwzględnione kosztyzewnętrzne wytwarzania energii, które w systemie klasycznymoceniane są na zdecydowanie wyższym poziomie.

Przy okazji warto zwrócić uwagę na to, że układy techno-logiczne elektrowni jądrowych przystosowanych do odda-wania ciepła oraz elektrociepłowni jądrowych są bardzo po-dobne, a główne różnice wynikają ze stopnia ingerencji w układ turbiny parowej. Przy relatywnie niewielkim poborzepary do celów ciepłowniczych (por. komentarz do rys. 1) ma-my do czynienia jeszcze z elektrownią jądrową, natomiastprzy znacznie większym poborze pary i mocy cieplnej(zwłaszcza gdy oddawana z turbiny moc cieplna osiąga war-tość porównywalną z mocą elektryczną turbozespołu), nale-ży mówić już o elektrociepłowni jądrowej.

Podsumowanie

Jednym z zagadnień, które należy wnikliwie przeanalizo-wać przy opracowywaniu programu rozwoju energetykijądrowej w Polsce jest możliwość wykorzystania jądrowychźródeł energii do zasilania w ciepło systemów ciepłowni-czych. Jest to zagadnienie o tyle istotne, iż powinno byćbrane pod uwagę już przy wyborze lokalizacji przyszłych elek-trowni jądrowych. Jest ono ważne również i z tego powodu,że takie przedsięwzięcie może podnieść efektywność jądro-wych źródeł energii. Istotnym elementem, aby tak się mogłostać, jest istnienie znacznego zapotrzebowania na moc ciepl-ną odbiorców skupionych na stosunkowo niewielkim obsza-rze. Zakładając, że pierwsze takie obiekty będą elektrowniamijądrowymi, ważnymi do rozwiązania zadaniami, jak wynika z przeprowadzonej w referacie analizy, są: określenie eko-nomicznego poziomu mocy cieplnej oraz zasięgu sieci

ciepłowniczej zasilanej z elektrowni, przy uwzględnieniu jejewentualnej współpracy z istniejącymi klasycznymi źródłamiciepła.

W niektórych przypadkach może to przesądzić o lokaliza-cji elektrowni jądrowej w relatywnie niewielkiej odległości odgranic dużej aglomeracji miejskiej. Niezmiernie ważny jest teżaspekt ekologiczny, polegający na ograniczeniu do minimumklasycznych emisji zanieczyszczeń do atmosfery, a w porów-naniu z układem czysto kondensacyjnym – polegający naograniczeniu ilości ciepła odpadowego przekazywanego bez-użytecznie do środowiska. Przedsięwzięcia tego typu zapew-nią znaczną oszczędność pierwotnych surowców energetycz-nych, pozwolą uzyskać wyższą efektywność ekonomicznąoraz w istotny sposób ograniczą emisje szkodliwych zanie-czyszczeń, zwłaszcza CO2, a to przyczyni się do skutecznegospełniania nałożonych na Polskę zobowiązań międzynarodo-wych.

Literatura

[1] Die Kernkraftwerke der Welt, nach Ländern aufgeschlüsselt.Atomwirtschaft, 09.1981; 11.1991; 03.2001

[2] Wójcik T.: Kierunki rozwoju światowej energetyki jądrowej do2030 r. Referat na Krajową Konferencję „RenesansEnergetyki Jądrowej 2008”. Kielce, 4.03.2008

[3] World Nuclear Power Reactors 2008 – 09 and Uranium Re-quirements. Reactor data: World Nuclear Association to1/7/09

[4] Papers presented at the International Topical Meeting onLow Temperature Nuclear Heat, Otaniemi, Finland, August21 – 24.1977

[5] Papers from the Technical Committee Meeting andWorkshop IAEA: „Nuclear Heat application”. Cracow, 5-9.12.1983

[6] Reński A.: Przystosowanie energetyki jądrowej do oddawa-nia ciepła dla potrzeb bytowo-komunalnych. Referat naKonferencję „Przyszłość energetyki jądrowej w Polsce”.Polski Komitet Naukowo-Techniczny FSNT-NOT GospodarkiEnergetycznej. Warszawa, 6.12.2007

[7] Mühlhäuser H. J.: Steam turbines for district heating in nuc-lear power plant. Nuclear Technology. April 1978 – vol. 38,No 1

[8] Reński A.: Wybór podstawowych parametrów elektrocie-płowni jądrowej. Rozprawa doktorska. Politechnika Gdańska.Gdańsk, 19881

[9] Troszkiewicz J.: Analiza systemowa lokalizacji elektrocie-płowni jądrowych w Polsce. Rozprawa doktorska. Politech-nika Warszawska. Warszawa 1984

[10] Smyk A.: Wpływ parametrów członu ciepłowniczego elektro-ciepłowni jądrowej na oszczędność paliwa w systemie pali-wowo-energetycznym. Rozprawa doktorska. PolitechnikaWarszawska. Warszawa 2000

[11] Bober M. z zespołem: Koncepcja zaopatrzenia AglomeracjiGdańskiej w energię cieplną. Opracowanie BSiPE Energopro-jekt w Warszawie. Warszawa 1989

[12] Reński A.: Problemy techniczne i ekonomiczne związane z wykorzystaniem elektrowni kondensacyjnych w systemachciepłowniczych. Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej nr502, Elektryka nr 74, Gdańsk 1993

[13] Kusto Z., Olszewski A., Reński A., SzafranR.: Optymalizacjatechniczno-ekonomiczna parametrów ciepła odbieranego z elektrowni jądrowej. Opracowanie Instytutu Elektroenerge-tyki i Automatyki Politechniki Gdańskiej w ramach CPBR nr02.18, etap 2, Gdańsk 1987

❏


„Energetyka jądrowa stanowi, moim zdaniem, podstawęnaszej przyszłości i żadne protesty na to nie wpłyną” (…) „Ja-ko źródło energii elektrycznej węgiel należy do najbardziejniebezpiecznych (…) Elektrownia paliwowa wydala około storazy więcej substancji radioaktywnych aniżeli analogicznaelektrownia nuklearna. Dzieje się tak dlatego, ponieważ w węglu kamiennym znajdują się pewne ilości m.in. uranu i toru, które podczas spalania zostają wyrzucone w atmosfe-rę”1).

Według prof. dr Bohdana Stefanowskiego „Wykorzy-stanie umiejętne ciepła odpadkowego w odpowiednich wa-runkach spożycia daje tak duże korzyści, że wobec nich tracąna znaczeniu wysokie sprawności samego silnika, osiąganedużym wysiłkiem konstrukcyjnym i finansowym, gdyż całeciepło, niewykorzystane w silniku do bezpośredniej zamianyna pracę, może być zużytkowane praktycznie w 100% docelów grzejnych”2).

Unia Europejska ogłosiła, że w 2005 roku straty wywoła-ne emisjami gazów przemysłowych wyniosły 24 mld euro,życie ludzkie było w zachodnich krajach UE o 6 miesięcykrótsze, a w Polsce (o wyjątkowo „brudnym” przemyśle)krótsze nawet o 8 miesięcy. W następnym roku podano, że z powodu emisji gazów przemysłowych przedwcześniezmarło w UE 130 000 osób. Za 1/3 tych dramatycznych skut-ków odpowiada sektor wytwarzania energii elektrycznej.

9 lutego 2009 r. podczas seminarium zorganizowanegoprzez „demosEUROPA”, z udziałem szwedzkiego koncernupaństwowego Vattenfall, pani wicepremier Szwecji w kilkusłowach omówiła plan rozwoju źródeł wytwarzania energiielektrycznej w Szwecji do 2030 r.:● społeczeństwo szwedzkie wycofało się z wszelkich zastrze-

żeń i ograniczeń wobec energetyki jądrowej w ich kraju,● w ciągu 10 lat zostanie zamknięta ostatnia elektrownia

opalana węglem,● planowana jest stopniowa budowa 10 bloków jądrowych

(zapewne każdy o mocy ok.1500 MW) w miejsce stopnio-wo wycofywanych, starzejących się obecnie eksploato-wanych (o mocy ok. 1000 MW),

● drugą połowę mocy w ich systemie elektroenergetycz-nym stanowią elektrownie wodne (wiatraki ok. 1%).

Dania zapowiedziała zamknięcie wszystkich elektrowniopalanych paliwami kopalnymi do 2030 r.

Minister Energii w Albercie (Kanada) opublikował podkoniec kwietnia księgę „workbook” o energetyce jądrowej,którą przedstawiono do konsultacji społecznej. Alberta mazamiar użyć Elektrociepłowni Jądrowej (ECJ) do wydoby-wania bitumenu z bogatych piasków roponośnych. NiegdyśKanadyjczycy eksploatowali największą na świecie ECJBruce do wytwarzania „ciężkiej wody” w pobliskiej instalacjidestylacji wody.

Według prof. Jacka Mareckiego i dr. Mirosława Dudy każ-da inwestycja energetyczna powinna mieć zalety „3E”: ener-getyczne, ekologiczne i ekonomiczne.

Elektrociepłownie dla Warszawy spełniałyby te wymaga-nia.

Dlaczego tak trudno pozyskać władze (i społeczeństwo) w Polsce

do EJ i ECJ

„Komunizm jest dla szaleńców, Neoliberalizm dla idio-tów”. Pod takim tytułem EUROPA w DZIENNIKU z 27 – 28czerwca 2009 opublikowała wywiad z Marcelem Gauche-tem, francuskim socjologiem, filozofem, wykładowcą na wy-ższych uczelniach oraz płodnym publicystą. Na podstawiedoświadczeń zdobytych podczas mojej przeszło 45-letniejpracy dla energetyki w pełni podzielam wywody Autora.Uzupełniłbym tylko tytuł, a mianowicie: „Komunizm jest dlaszaleńców (i zbrodniarzy), Neoliberalizm dla idiotów (i prze-stępców).

Od początku przemian lat 1990 krajowi neoliberałowiecieszyli się z atomizacji elektroenergetyki (każda elektrownia,każdy zakład energetyczny stał się niezależnym podmiotemgospodarczym, a zaplecze energetyki zostało szybko sprze-dane, niekiedy za śmiesznie małe pieniądze, a następnie w części zlikwidowane przez nowych, zagranicznych właści-cieli). Wszystko co „centralne” zostało potępione – każdymiał (i ma) konkurować z każdym, a wszystkie siły sprawczezastąpić miała niewidzialna ręka rynku.

W systemie elektroenergetycznym, także w naszym, re-alizowanych jest pięć funkcji: wytwarzanie, sterowanie,przesył i rozdział, dystrybucja i sprzedaż energii elektrycz-nej. Tłustym drukiem zaznaczono funkcje czynnie wpływają-ce na moc dyspozycyjną i wytwarzaną energię, efektywnośćekonomiczną oraz ekologię. Pozostałe funkcje bierne syste-mu realizowane są na ogół z naturalnymi stratami. Nie-widzialna ręka rynku, która tak zawróciła w głowach naszymdecydentom może funkcjonować w obszarze sprzedażyenergii elektrycznej (częściowo także dystrybucji).Natomiast pozostałe obszary, szczególnie wytwarzanie,przesył i rozdział energii elektrycznej są obszarami typowoinfrastrukturalnymi. Obowiązują tu wymagania wieloletnie-go, centralnego planowania (min. 30 – 40 lat) i konsekwent-nego realizowania wielkich elektrowni, linii przesyłowych i stacji rozdzielczych (podobnie jak autostrad, kolei, oczysz-czalni ścieków,...).

Neoliberałowie, zupełnie niezwiązani z elektroenerge-tyką, nieznający jej i niezdający sobie sprawy z wysiłku,z jakim energetyka nasza została zbudowana, zasiedli nawysokich stanowiskach decyzyjnych (np. poprzedni prezesiPSE SA), wcielając tzw. konsolidację poziomą. Po kilkunastulatach, widząc, że rozproszone firmy w pojedynkę nie udźwi-gną rosnących potrzeb inwestycyjnych doszło do konsolidacjiczterech grup: PGE SA, TAURON SA, ENEA SA i ENERGA SA.Szkoda, że aż w 4 grupy, wystarczyłyby 2 grupy – bano sięEuropejskiej Komisji ds. Konkurencji. Czeski CEZ niczego sięnie bał i stał się wielkim graczem w Czechach i okolicy (w Polsce też dobrze się rozwija).

Jacek BaurskiSekretarz Komitetu Energetyki Jądrowej SEP

Elektrociepłownie jądrowe dla Warszawy, czyli jak ogrzać i oczyścić miasto stołeczne

1) Stanisław Lem, Tomasz Fiałkowski ŚWIAT NA KRAWĘDZI. ZeStanisławem Lemem rozmawia Tomasz Fiałkowski Wydawnic-two Literackie, Kraków 2000, Rozdział 13 „O zaletach energetykijądrowej” (str. 221 – 228)

2) „Gospodarka cieplnej siłowni” – skrypt wykładów (str.363),wydany na prawach rękopisu, Warszawa (na początku lat 1950)


Nasi nowo upieczeni neoliberałowie nie chcieli zauwa-żyć, że wtedy, kiedy w myśl podsuniętej im ideologii neolibe-ralnej gospodarki rozbijali naszą elektroenergetykę, w państwach rozwiniętych gospodarczo umacniały się wiel-kie organizacje skonsolidowane, państwowe: GDF-SUEZ,EDF, Vattenfall, Enel, CEZ, a w Niemczech RWE i E.ON,...

Mądre narody (czasem niewielkie liczebnie) np. Finowie,opracowali i wdrażają swój narodowy wieloletni programenergetyki jądrowej. A nasi neoliberałowie od elektroenerge-tyki nie mają żadnego programu. Gazownicy z PGNiG nieulegli ideologii neoliberalnej tak jak elektroenergetycy i do-brze dbają o bezpieczeństwo energetyczne Kraju (i swój inte-res).

4 stycznia 2005 roku Rząd RP i Premier M. Belka zatwier-dzili „Politykę energetyczną Polski do 2025 roku”. Dokumen-tu tego nikt nie uchylił. Po przeszło 4 latach „nic nierobienia”Rząd RP powtórzył, że trzeba nam dwóch EJ do 2020 roku i powołał Pełnomocnika Rządu ds. Energetyki Jądrowej w randze wiceministra gospodarki – podległego MinistrowiGospodarki. Z powodu jednakowej wymagalności wobecwszystkich ministerstw Pełnomocnik Rządu ds. EJ powinienpodlegać bezpośrednio Premierowi RP.

Cały „kompleks paliwowo – energetyczny” (górnicy, ga-zownicy, energetycy) są obojętni wobec EJ – nie ukazałosię żadne poważne wystąpienie przedstawicieli tych gre-miów (z wyjątkiem PGE SA) w postaci memoriałów doRządu, Sejmu,... o konieczności EJ w Polsce. Wprost prze-ciwnie, „kompleks paliwowo – energetyczny” zapewnia Wła-dze, że bez EJ Polska poradzi sobie na węglu i gazie.Rozumienie roli postępu technicznego przez „komplekspaliwowo – energetyczny” jest pod tym względem absolut-nie niewystarczające.

SEP też niewiele zrobił, pomimo sześciu międzynarodo-wych konferencji „Elektrownie Jądrowe dla Polski” zorga-nizowane przy nieugiętej woli i działaniu nieżyjące-go dr. Romana Trechcińskiego. Poprzednie zarządy SEP niesprawdziły się, ani żeby dać odpór neoliberalizmowi i Niewidzialnej Ręce Rynku, ani żeby wykorzystać konferen-cje i ich wnioski do podjęcia stosownych decyzji władz pań-stwowych. Dopiero kolejna Konferencja FSNT-NOT 6 grudnia 2007 r. i interwencja u Premiera RP 9 stycznia 2009 r.przełamała wreszcie bariery. 13 stycznia 2009 r. Rząd RPpodjął uchwałę o Programie Polskiej Energetyki Jądrowej(PPEJ), budowie przez PGE SA równolegle dwóch EJ, z ter-minem uruchomienia pierwszego bloku w 2020 roku orazpowołaniu Pełnomocnika Rządu ds. PPEJ.

Ogromne znaczenie mają odpowiednie nominacje nastanowiska kierownicze. Nieżyjący dyrektor ElektrowniWodnej w Żarnowcu, który ją wybudował, mgr inż. Bo-lesław Sokołowski ukończył studia podyplomowe z energe-tyki jądrowej, przygotowując się do poprowadzenia inwesty-cji EJ Żarnowiec.

Pomimo wyjątkowych walorów menedżerskich, dosko-nałego doświadczenia w prowadzeniu inwestycji elektrowninie on został powołany na stanowisko dyrektora EJ Żarno-wiec w budowie. Gdyby on kierował tą inwestycją byłabyzapewne w większym stopniu zaawansowana w obiektachpodstawowych, a jego osobowość istotnie wpłynęłaby nazachowanie budowy, dokończenie jej i eksploatowanie z wielką korzyścią dla społeczeństwa. Tak jak wiele elektrow-ni tego typu w Czechach, Finlandii, Bułgarii, na Węgrzech, w Słowacji,...

W takiej ogólnej neoliberalnej atmosferze, długotrwałeprojekty infrastrukturalne przebijają się z wielkim mozo-łem. Dla rządzących postęp techniczny – innowacyjnośćgospodarki (mimo wątłych deklaracji) nie wydaje się waż-nym celem gospodarczym, a powinien być najważniej-szym.

Dla Vattenfalla Heat Power w Warszawie najbardziej liczysię zysk. Najtaniej będzie wybudować wielki blok energetycz-ny na Siekierkach, nie przedstawiając analizy porównawczej(ekonomicznej i ekologicznej) różnych rozwiązań, w tym z elektrociepłowniami jądrowymi w celu czystego zasilaniaMiasta w ciepło i energię elektryczną. Dziw bierze, że admini-stracja Warszawy nie reaguje.

Prof. Stanisław Gawroński z Warszawskiej SGGW3) podał,że Polska została uznana za jeden z najbardziej zagrożonychmikropyłami (PM10) krajów UE i że w 2006 roku w Warszawiejuż w kwietniu mieliśmy przekroczony roczny limit (w 2005roku po 6 miesiącach). Emilia Trębińska z Wojewódzkiego In-spektoratu Ochrony Środowiska w artykule „Niebezpiecznypył nad miastem – mamy w tej chwili rekordowo wysokie za-nieczyszczenie powietrza4) wyjaśnia, że: PM10, czyli pył zawie-szony, to skutek zanieczyszczenia środowiska przez przemysł,opalanie węglem i ścieranie opon. Ze względu na skład (m.in.tlenki azotu i siarki, amoniak, metale ciężkie) pył jest bardzoniebezpieczny. Jego drobne cząstki przenikają z układu odde-chowego bezpośrednio do krwi. Są współodpowiedzialne zaastmę, alergię, zawały serca i przedwczesne zgony. (Im drob-niejszy pył, np. PM2,5 tym trudniejszy do wychwycenia i tymbardziej szkodliwy – omija wszelkie bariery, także biologicznenaszego systemu oddechowego). Wojewoda przygotowujeprogram (ratunkowy). Co się znajdzie w programie? Będą kon-kretne zalecenia: np. tworzenie pasów zieleni, likwidacja ko-tłowni koksowych i węglowych, wprowadzenie ograniczeń i zakazów w ruchu drogowym oraz częstsze mycie ulic.

Rozwój Warszawy jest niezwykle dynamiczny – za krótkichkilkadziesiąt lat ma być nas tutaj dwa razy więcej. Skażeniepowietrza jest już w granicach dopuszczalnych stężeń szkodli-wych pyłów i gazów przemysłowych.

Tak było w Budapeszcie na przełomie lat 1970/80. BraciaWęgrzy podjęli wówczas męską decyzję – wycofali węgiel jakopaliwo ze wszystkich 5 elektrociepłowni i przeszli na gaz im-portowany. W 1983 r. z grupą energetyków byłem w tych elek-trociepłowniach i zapoznałem się z systemem ciepłowniczymmiasta. Byli dumni, że poprzedniego roku spalili ostatnią łopa-tę węgla i dyskutowali sprawę rozwoju systemu ciepłownicze-go. Ciepłownictwo rozproszone – rozbudowa systemu (obję-cie nim jak największej liczby odbiorców) pozwalała ich zda-niem utrzymać niskie ceny ciepła i ograniczyć skażenie powie-trza. Ze względu na bardzo wysokie ceny gazu, ciepłownictworozproszone narażone jest na wyparcie czystego gazu i po-wrót do palenisk węglowych, a z nimi do wzrostu skażeńwywołanych niską emisją.

Wskazane byłoby sprawdzenie, jak po latach daje sobieradę system ciepłowniczy Budapesztu oraz jakie korzyści dlaWęgier wynikają z eksploatacji elektrowni jądrowej Paks, abyłatwiej było zaakceptować energetykę jądrową jako, kto wie,czy nie jedyne rozwiązanie problemów czystego i najtańszegozasilania Warszawy w ciepło i energię elektryczną.

W warszawskich elektrociepłowniach spalamy 3 mln tonwęgla rocznie. Dla tak wielkiej aglomeracji spaliny i mikropyły(areozole) z procesów spalania węgla są podobnie szkodliwejak azbest – trzeba przyjąć plan całkowitej, stopniowej rezy-gnacji z tego paliwa w naszym Mieście – Vattenfall Heat Powerpowinien taki plan przedstawić. Mamy za sobą dobry począ-tek, już kilkanaście lat temu zlikwidowaliśmy EC Powiśle, takżeze względów ochrony środowiska.

Tymczasem, za zgodą administracji miasta, szykowanajest budowa na Siekierkach, a więc w centrum Warszawy, blo-ku ciepłowniczego o mocy 480 MW, opalanego węglem (to

3) Prof. Stanisław Gawroński z SGGW w Warszawie – „Dziennik„

z 22 czerwca 2007 roku.4) Emilia Trębińska z Wojewódzkiego Inspektoratu Ochrony Śro-

dowiska – „Życie Warszawy„

z 30 maja 2007 roku.


wielka jednostka wytwórcza – tylko w elektrowni Kozienice sądwie większe: 2 × 500 MW, a w elektrowniach Bełchatówi Opole pracują bloki mniejsze, o mocy 360 MW). A więc propo-nowany jest nam rozwój energetyki węglowej w mieście, któredusi się w pyłach i spalinach – nie można do tego dopuścić.

Przedtem powinny zostać przedstawione badania i anali-zy porównawcze, ekologiczne i ekonomiczne, np. takich roz-wiązań:● sposoby i skutki przejścia warszawskich EC z węgla na

gaz (zapewne ceny ciepła i energii elektrycznej, pomimowytwarzania w skojarzeniu, okażą się bardzo wysokie),

● zamknięcie pierścienia linii przesyłowych wokół War-szawy i zasilania miasta z Bełchatowa, Ostrołęki i Kozienicw energię elektryczną, a gaz przeznaczyć wyłącznie napotrzeby ciepłownictwa,

● wykorzystanie energii elektrycznej do grzejnictwa aglome-racji Warszawy jako uzupełnienie systemu ciepłowniczego,

● jeśli pozostaniemy przy paliwie węglowym, to EC Siekierkii EC Żerań trzeba przenieść ok. 10 km od granic Warszawyw górę i w dół Wisły i rurociągami (ok. 1000 mm średnicy)dostarczać ciepło z tych nowych EC na Żerań i Siekierki,gdzie obecne EC zostałyby zamienione w stacje wymien-ników ciepła (spodziewam się, że wariant ten będzie droż-szy niż propozycja budowy wielkiego bloku ciepłownicze-go na Siekierkach, ale tańszy od wariantu gazowego, któryz innych względów jest ryzykowny),

● badania sprzed 25 lat wykazały, że najbardziej racjonalnybyłby wariant jądrowy (wzmianka o nim – poniżej),

● należy zbadać inne sposoby ogrzewania aglomeracji lub jejfragmentów, np. pompy ciepła, kolektory ciepła, możli-wość wykorzystania ciepła geotermicznego – z podjęciemdecyzji mamy jeszcze troszkę czasu (warszawskie EC dyspo-nują nadmiarem mocy cieplnej nad zapotrzebowaniem),

● zbadać należy też inne warianty jądrowe, np. lokalnych,bezobsługowych źródeł ciepła, elektrociepłowni, jakichużywa się do odsalania wody morskiej itp.

Elektrociepłownie jądrowe dla Warszawy

W programie badawczo-rozwojowym koordynowanymprzez Instytut Energetyki: Kompleksowy Program RozwojuEnergetyki (PR-8 i CPBR 5.1) w Kierunku 3 Energetyka Ją-drowa, w latach 1980-1990 prowadzone były prace studialnei przedprojektowe wykorzystania energetyki jądrowej w spo-sób skojarzony do zasilania w energię elektryczną i ciepłomieszkańców naszej stolicy.

W lutym 1986 r. podpisano z ZSRR porozumienie o bu-dowie w Polsce elektrowni jądrowej 4 × 1000 MW. Miała tobyć druga EJ – po EJ Żarnowiec. Gdyby taka elektrownia została wykorzystana jako czysto kondensacyjna, to z ok. 13 000 MW mocy cieplnej czterech reaktorów jądrowychtylko 4000 MW byłoby w postaci prądu elektrycznego, nato-miast ok. 9000 MW to straty chłodzenia kondensatorów tur-bin (za przetworzenie energii paliwa w elektrowniach kon-densacyjnych w najszlachetniejszą formę energii – energięelektryczną płacimy bardzo wysoką cenę – sprawność pro-cesu przemiany energii sięga tu do ok. 35% dla „jądrówek” i do ok. 45% dla opalanych węglem); rozwiązaniem jestgospodarka skojarzona – jednoczesne wytwarzanie energiielektrycznej i ciepła w elektrociepłowniach, np. w EC Żerańi EC Siekierki – wtedy efektywność wykorzystania energiipaliwa sięga 85%.

Analizy przeprowadzone w ramach PR-8 i CPBR 5.1 ok. 1985 r. pokazały, że gdyby takie 4 bloki jądrowe umieścić po 2 na Wiśle 20 – 30 km przed Warszawą i 20 – 30 km za Warszawą i dodatkowym obiegiem gorącej wody zasi-lać EC Żerań i EC Siekierki (w których – zamiast obecnych

„brudnych” elektrociepłowni ciepło z tego obiegu przejmo-wałyby na potrzeby miasta stacje wymienników), to przy za-łożeniu wykorzystania 3000 MW ciepła z ECJ przez 4000 do5000 godzin w roku zaoszczędziłoby się w ciągu życia tychECJ (60 lat) 120 do 160 mln ton energetycznego węglakamiennego, tj. tyle, ile spalamy przez dwa lata wszystkiegowęgla w polskich elektrowniach. Konstruktorzy w elbląskimZAMECH-u wyliczyli, że z jednej „atomowej” turbiny o mocyelektrycznej 1000 MW można odebrać 1000 MW ciepła. Jejmoc elektryczna obniży się wówczas do 850 MW.

Analizy ekonomiczne, wykonane też w ramach PR-8 i CPBR5.1 (ok. 1985 r.) przez Energoprojekt-Warszawa pokazały, żeciepło z ECJ w lokalizacji Głusk byłoby o 37% tańsze, z lokali-zacji Kamion o 17,5% tańsze, a z ECJ w lokalizacji Zaręby o 27% tańsze niż z elektrociepłowni konwencjonalnych.

Podczas konferencji SEP w 2007 r. „Zamierzenia w zakre-sie zasilania aglomeracji warszawskiej w energię elektrycz-ną” Vattenfall Heat Power nie przedstawił żadnych alterna-tywnych rozwiązań dla EC Siekierki, tylko konwencjonalnąelektrociepłownię w postaci bloku o mocy 480 MW opalanąwęglem, podobno uzgodnioną z władzami Stolicy. Wydajesię, że w świetle postanowień UE i ONZ wariant ten niebędzie mógł być wykorzystany. 50 lat temu, gdy budowanoEC Żerań i EC Siekierki, były to lokalizacje odległe od miasta– teraz są niemal w centrum. Aż się prosi, żeby Vattenfall zło-żył Warszawie kilka propozycji, w tym jądrową – na miaręXXI wieku5). Ma złote jabłko w garści, w postaci współpracyz rozległym (3950 MW) systemem ciepłowniczym naszegomiasta. Akceptacja społeczna takiego rozwiązania wydaje sięrealna, gdyż obecne EJ to zupełnie inna generacja, technikai bezpieczeństwo niż proponowane nam 20 lat temu. Obecnereaktory generacji 3 i 3+ zapewniają, że w promieniu poniżejjednego kilometra nie będą zauważalne jakiekolwiek skut-ki nawet największej hipotetycznej awarii. Na konferencji o przyszłości energetyki jądrowej w Polsce 13 maja 2007roku, zorganizowanej przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej w Poznaniu, przedstawicielEnergoprojektu Kraków uznał za najbardziej pożądaną lokali-zację EJ w Polsce na północny – wschód od Warszawy. Pro-pozycja doskonale pokrywa się z tematem elektrociepłownidla Warszawy. Bruksela na projekt powodujący istotną re-dukcję pyłów i gazów cieplarnianych też spojrzałaby łaska-wie.

Wnioski

1. Kongres SEP zwróci się do firmy Vattenfall Heat Poland orazPrezydenta Warszawy o przedstawienie analiz różnych roz-wiązań zasilania naszej Stolicy w ciepło i energię elektrycz-ną oraz o przedstawienie planu zaprzestania spalania przezwarszawskie elektrociepłownie węgla (3 – 4 mln ton / rok).

2. Kongres SEP i Władze SEP zwrócą się do Premiera RP i Parlamentu RP o bezpośrednie podporządkowanie Pre-mierowi RP Pełnomocnika Rządu ds. Programu PolskiejEnergetyki Jądrowej, tak aby mógł on mieć jednakowąegzekucję w stosunku do wszystkich ministerstw.

5) Na omawiany temat ukazały się m.in. nastepujące publikacje:Ciepłownictwo jądrowe dla Warszawy „Górnictwo i Energety-ka” nr 6/1985; Czy nie lepiej podgrzać i oczyścić Warszawę„Przegląd Tygodniowy” nr 5/86, „Życie Warszawy” z 9 kwietnia1986 r.; Ciepłownictwo jądrowe dla Warszawy, Biuletyn Or-ganizacyjny i Naukowo-Techniczny SEP Spektrum 2007 nr 7 – 8.ECJ dla Stolicy „Energia Elektr.” nr 4/2009.

❏


Na podstawie dotychczasowych doświadczeń uzyska-nych na świecie, w krajach Unii Europejskiej, także w Polscestwierdzić można, że jedną z najbardziej interesujących dzie-dzin umożliwiających stałą poprawę jakości zasilania jest bez-wyłączeniowa technika utrzymania sieci, instalacji i urządzeńelektroenergetycznych i elektrycznych. Pracownikom obsłu-gującym urządzenia zapewnia znacznie wyższe bezpieczeń-stwo pracy niż przy stosowaniu metod tradycyjnych, a klien-tom, przedsiębiorcom korzystającym z tego nośnika energiidaje komfort nowej jakości jej dostawy. Korzyści uzyskujeprzedsiębiorstwo handlujące energią i operator sieciowy,który dysponuje nowymi możliwościami prowadzenia ruchuurządzeń.

Akty prawne obowiązujące w Polsce zezwalają na zasto-sowanie bezwyłączeniowych technik utrzymania sieci, insta-lacji i urządzeń elektrycznych, elektroenergetycznych powy-żej 1 kV. Prace przy urządzeniach i instalacjach elektroener-getycznych, w zależności od zastosowanych metod i środ-ków zapewniających bezpieczeństwo pracy, mogą być wy-konywane:1) przy całkowicie wyłączonym napięciu, 2) w pobliżu napięcia,3) pod napięciem3) .

Projektowanie, produkcja, import, budowa oraz eksploata-cja urządzeń, instalacji i sieci powinny zapewniać racjonalnei oszczędne zużycie paliw lub energii przy zachowaniu:

● niezawodności współdziałania z siecią;● bezpieczeństwa obsługi i otoczenia po spełnieniu wyma-

gań ochrony środowiska;● zgodności z wymaganiami odrębnych przepisów, a w szcze-

gólności przepisów: prawa budowlanego, o ochronie prze-ciwporażeniowej, o ochronie przeciwpożarowej, o dozorzetechnicznym, (…), Polskich Norm wprowadzonych do obo-wiązkowego stosowania lub innych przepisów wynikają-cych z technologii wytwarzania energii i rodzaju stosowa-nego paliwa.4)

W Polsce od dnia 1 stycznia 2003 r. stosowanie PolskichNorm jest dobrowolne5), nie oznacza jednak to swawoli, a przedsiębiorstwa coraz chętniej sięgają po znormalizowanewymagania, gdyż ułatwiają one swobodniejszy transfer wyro-bów i usług odgrywający coraz większą rolę w Unii Europej-skiej.

Przytoczone zapisy prawne sprzyjają rozwojowi bezwy-łączeniowych technik utrzymania, które przez swą naturęumożliwiają ich realizację prawie w dowolnym czasie.

Technika ta jest regularnie prezentowana na forumPrzeglądu Elektrotechnicznego [1 – 10] oraz specjalistycznychkonferencjach [11 – 13].

Bezwyłączeniową technikę utrzymania (patrz rys.1) w spo-sób naturalny wspiera technika prac w pobliżu napięcia i pozo-stawiając na czas prac urządzenia czynne należy brać poduwagę nową dziedzinę uwzględniającą prace w silnym polu

Bogumił Dudek1), Stanisław Cader2)

Polski Komitet Bezpieczeństwa w Elektryce SEP

Nowoczesna technika i technologie obsługi linii i stacji

1) EPC SA2) ZIAD Bielsko3) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 17 września 1999 r. w spra-wie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach

energetycznych (Dz.U. nr 80, poz. 912) - § 55. 1.4) Prawo energetyczne, rozdział 6 Urządzenia, instalacje, sieci i ich eksploatacja - art.515) Ustawa o normalizacji (Dz. U. z 2002 r. Nr 169, poz. 1386)

Rys. 1. Współczesna

eksploatacja sieci elektroenergetycznej bezwyłączeniowymi

technikami utrzymania, z wyróżnieniem techniki prac pod napięciem [11]

Bezpieczeństwo w elektryce


elektromagnetycznym, generowanym przez urządzenia wy-sokonapięciowe.

W technice prac pod napięciem bezpośrednio do naprawsieci stosuje się kilka metod.

Metoda pracy „w kontakcie”

Łatwość wykonywania prac, stosunkowo mało skompli-kowana budowa narzędzi oraz materiałów izolacyjnych spra-wiają, że metoda ta znajduje powszechne zastosowaniew sieciach do 1 kV, to jest: w liniach napowietrznych z prze-wodami gołymi lub izolowanymi, w liniach kablowych i urzą-dzeniach rozdzielczych. W ograniczonym zakresie metoda tamoże być stosowana na urządzeniach powyżej 1 kV, zwłasz-cza od czasu wprowadzenia do użytku rękawic i rękawówdielektrycznych przeznaczonych do napięć 36 kV. Praktycz-nie wszystkie czynności obsługowe na wszystkich typachurządzeń do 1 kV można wykonać pod napięciem.

Metoda pracy „z odległości”

Metoda „z odległości” polega na wykonaniu pracy podnapięciem za pomocą narzędzi umieszczonych na drążkachizolacyjnych, przez pracownika pozostającego na potencjaleziemi. Metoda ta znajduje zastosowanie głównie w sieciachśrednich i wysokich napięć. Stosowana jest przy konserwa-cji urządzeń elektrycznych pod napięciem na stacjach SNoraz w liniach napowietrznych SN do przyłączania odgałę-zień, konserwacji odłączników i wymianie izolacji przy użyciudrążków izolacyjnych oraz w liniach niskiego napięcia dotrwałego odłączenia odgałęzienia przez odcięcie przewo-dów. Umiejętne posługiwanie się tą metodą może być wyko-rzystane przez służby ratownicze, które bez oczekiwania naprzyjazd Pogotowia Energetycznego mogą skutecznie rozpo-cząć akcję ratowniczą wymagającą uwolnienia obiektu odnapięcia (choć muszą być specjalistycznie przeszkoleni).

Metoda pracy „na potencjale”

Metoda pracy „na potencjale” polega na odizolowaniupracownika od potencjału ziemi i innych niż on sam posiadapotencjałów. Warunek ten może być spełniony w liniachnapowietrznych i stacjach najwyższych napięć, gdzie odle-głości pomiędzy przewodami różnych faz oraz pomiędzyczęściami linii posiadającymi różne potencjały są wystarcza-jąco duże. Odizolowanie osiąga się na różne sposoby, naj-częściej są to podnośniki z ramieniem izolacyjnym, drabiny i wieże, kładki i żurawiki izolacyjne; często do zapewnieniaodstępów izolacyjnych stosuje się izolatory kompozytowe i liny izolacyjne.

Metoda pracy „kombinowana - C3M”

Metoda C3M (kombinacji trazech metod) polega na realizowa-niu czynności składających się na zabieg eksploatacyjny wgzasad pracy metodą w kontakcie, z odległości i na potencja-

le. Metoda ta polega na wykorzystaniu elementów trzechróżnych metod w jednym procesie pracy.

Metody pracy „z potencjału nieustalonego”

Metoda stosowana głównie w sieci przesyłowej. Jej pod-stawową zaletą jest możliwość użycia krótszych drążków niżw metodzie pracy z odległości.

Zastosowanie metod prac pod napięciem w sieciach o róż-nych poziomach napięć zebrano w tabeli 1.

Oprócz techniki prac pod napięciem drugim ważnymobszarem zastosowań są tymczasowe techniki przesyłowe.Składają się na nie różne typy bocznikowania i użycie przeno-śnych generatorów. Metody te znane są z rozwiązań stoso-wanych w stanach beznapięciowych, np. stacje przesyłowewyposażane są w tzw. szyny, mosty obejściowe, a urządzenianiższych napięć w różnego typu by-passy serwisowe. W bez-wyłączeniowych technikach utrzymania boczniki są stosowa-ne zarówno do aparatury stacyjnej nawet 400 kV umożliwia-jąc ich przeglądy, naprawy, jak i linii napowietrznych przesy-łowych ułatwiając np. wymianę mostków. Na niższych pozio-mach napięcia stosuje się przenośne linie kablowe, podpina-ne i odpinane w trakcie pracy, lub stosowane z wykorzysta-niem bardzo krótkich przerw. Użycie przenośnych generato-rów znane przede wszystkim z agregatów prądotwórczychsłuży jako podstawa budowy systemów zasilania gwaranto-wanego uzupełnianego bateriami akumulatorów. Na świeciemetody przenośnych generatorów mają znacznie szerszespektrum zastosowań.

Problematyka dynamicznie na świecie rozwijającej sięrobotyzacji jest zagadnieniem nowym, które warto aktywnieobserwować. Doświadczenia krajów europejskich: Hiszpanii,Francji, Włoch oraz z innych kontynentów: USA, Kanady,Japonii, Brazylii czy Argentyny wskazują, że jest to nowainteresująca dziedzina, której pierwsze zastosowania dająwymierne korzyści energetyce. W Polsce pierwsze intere-sujące prace nad robotami są już prowadzone. Podobniezastosowanie technik lotniczych stosowanych przez lata wenergetyce jako cenne uzupełnienie technik budowlanych,od 1994 roku jest sukcesywnie rozwijane w zakresie regu-larnych inspekcji zwłaszcza sieci przesyłowej, jej diagnosty-ki, w celach projektowych, a także wspomagania procesóweksploatacji. Ostatnio oprócz tradycyjnych śmigłowcówprzygotowuje się zastosowanie ich małych bezzałogowychwersji [14].

Zasady konkurencyjności charakterystyczne dla handluenergią elektryczną nie dotyczą zazwyczaj operatów sieci.Jednakże na całym świecie zwiększa się znaczenie wydajno-ści elementów związanych z siecią. Rozmaite kraje prezentu-ją różne podejście do problemu zwiększania wydajności. W niektórych krajach zasady konkurencyjności dotyczą jedyniewybranych aspektów operacji sieciowych, ale w większościprzypadków podnoszenie wydajności jest ściśle powiązane

Tabela 1 Możliwości realizacji prac pod napięciem na urządzeniach elektroenergetycznych


Z punktu widzenia klienta standardy jakości operacji siecio-wych powinny ulegać stopniowej poprawie, lecz jednocześniepojawią się nowe dodatkowe koszty. Klienci odgrywają rów-nież kluczową rolę dla zapewnienia poprawy jakości. W związ-ku z tym najistotniejszą kwestią będzie osiągnięcie kompro-misu pomiędzy jakością a ceną energii elektrycznej.

Na skutek wprowadzenia dyrektyw unijnych dotyczącychwewnętrznego rynku energii elektrycznej, coraz większynacisk będzie czyniony na przygotowywanie rocznych rapor-tów przedstawiających wyniki ciągłości zasilania. Raportamitymi najprawdopodobniej zajmą się władze publiczne.Ustawodawcy będą regularnie określać tendencje dlaposzczególnych firm i podawać wyniki względne do opiniipublicznej.

W celu analizy treści takich raportów rocznych grupaekspertów UNIPEDE (DisQual), zaproponowała następujące3 wskaźniki:● częstotliwość przerw w zasilaniu: średnia liczba przerw

na rok na klienta (przerwy/rok/klient).● brak zasilania: średnia ilość minut bez zasilania na rok na

klienta (minuty/rok/klient)● czas trwania przerw: średni czas trwania przerw w zasila-

niu u klienta (minuty/przerwy).Najprawdopodobniej kryteria te muszą zostać wsparte

dalszymi wskaźnikami dotyczącymi przywracania zasilaniana dany okres, ogólnej niezawodności sieci jako liczby uste-rek na 100 km sieci, czasu reakcji telefonicznej na zapytania i zastrzeżenia klienta, oraz szczegółowych danych na tematjakości obsługi odbiorców. Omawiane w niniejszym artykulebezwyłączeniowe techniki utrzymania urządzeń elektroener-getycznych na pewno dają szanse poprawy powyższychwskaźników, teraz i w przyszłości [15].

W Polsce jak już wspomniano najbardziej rozpowszech-nione są prace w sieci dystrybucyjnej do 1 kV, ale coraz sze-rzej stosuje się je w sieci średniego napięcia 1 – 30 kVi rozwija technikę tych prac w sieci przesyłowej do 400 kV.Coraz częściej technika PPN jest stosowana w energetyceprzemysłowej. Długą tradycję mają naprawy kolejowej siecitrakcyjnej prądu stałego pod napięciem. Zastosowano techni-kę PPN w hutnictwie, a ostatnio przymiarkę do prac pod napię-ciem odnotowano w górnictwie (kopalnie bezmetanowe).Pojedyncze technologie prac pod napięciem lub metod bocz-nikowania spotyka się w różnych gałęziach przemysłu.Techniki utrzymania bezprzerwowego zasilania w świetledyrektyw UE mają szansę dynamicznego rozwoju w każdymkraju, w którym klient jest podmiotem zainteresowania.Dotychczasowe doświadczenia wykazują, że stosowanie tychtechnik jest także bezpieczniejsze dla pracowników. Bezwyłą-czeniowe techniki utrzymania pozwalają na eliminowanie tzw.wyłączeń planowych praktycznie całkowicie i dodatkowowpływają na znaczne ograniczenie wyłączeń awaryjnych.

Polscy specjaliści biorą udział w pracach różnych gre-miów międzynarodowych zajmujących się tematyką PPN,mianowicie IEC, CENELEC, UNIPEDE, ISSA oraz przy organi-zacji konferencji ICOLIM, a także śledzą postęp technicznyprezentowany na amerykańskich konferencjach ESMO orazw działalności CIGRE. [11 – 13] Wzbogaca to wiedzę, wzmac-nia więzy między specjalistami, pozwala na szybki transfertechnologii i sprzętu, w wyniku czego poprawia konkurencyj-ność firm energetycznych, a klientom energetyki zapewniawyższy z roku na rok poziom niezawodności dostaw.

Polski Komitet Bezpieczeństwa w Elektryce (PKBwE) SEPjest członkiem ISSA, w którym opracowano w ostatnichlatach podstawy nowego spojrzenia na dobór kadr do wyko-nywania prac elektrycznych, zwłaszcza pod napięciem. Alepodobnie jak opracowane kryteria bezpieczeństwa pracy w elektrowniach atomowych zostały szeroko zastosowanewe wszystkich typach elektrowni, wymagania dotyczące

z przepisami, które mogą być oparte na wydajności ilościo-wej lub na bodźcach ekonomicznych.

Istotne znaczenie ma fakt, iż przepisy są źródłem bodź-ców ekonomicznych, które umożliwiają operatorom sieciosiągnięcie odpowiedniego poziomu jakości. W związku z tym przepisy te nie powinny pomijać znaczenia jakościusług oferowanych klientom. Dlatego też aspekty strategicz-ne są istotne nie tylko bezpośrednio dla firm sieciowych, alerównież dla regulacji, które muszą zostać ustalone w przy-szłości przez ustawodawców.

Rys. 1. Podłączanie odgałęzienia do linii średniego napięcia(fot. R. Fober)

Rys. 2. Wymiana izolatora długopniowego w łańcuchu odciągowym linii 220 kV (fot. B. Dudek)

Rys. 3. Malowanie konstrukcji linii 400 kV pozostającej podnapięciem (źródło Eltel Network Rzeszów)

Najnowsze prace pod napięciemstosowane w Polsce (2009)


Wypadki przy pracy w latach 2007 - 2008 r.

Źródło i zakres danych

Opublikowane w marcu 2009 r. przez GUS DepartamentWarunków Pracy i Życia: Monitoring rynku pracy – Wypad-kowość w roku 2008, opracowanie zawiera informacjeo wypadkach przy pracy osób pracujących w całej gospo-darce narodowej [1]. Dla potrzeb niniejszej publikacji zrobio-no wyciąg wypadków dla działu: wytwarzanie i zaopatrywa-nie w energię elektryczną gaz, wodę. Ten dział i podział ogól-nej zbiorowości jednostek organizacyjnych tworzącychgospodarkę narodową (podmiotów społeczno-gospodar-czych) jest prowadzony według Polskiej Klasyfikacji Działal-ności (PKD) wprowadzonej zarządzeniem z dnia 20 stycznia2004 r. (Dz. U. nr 33, poz. 289).

Dane o wypadkach przy pracy uzyskiwane są ze staty-stycznej karty wypadku przy pracy i obejmują wszystkiewypadki przy pracy, jak również wypadki traktowane narówni z wypadkami przy pracy, niezależnie od tego, czywykazana została niezdolność do pracy (z powodu np. hospi-talizacji poszkodowanego czy odmowy przyjęcia zwolnienialekarskiego). Dane o wypadkach przy pracy charakteryzująosoby, które uległy wypadkom indywidualnym i zbiorowym.

Informacje o wykonywanych zawodach osób poszkodo-wanych w wypadkach przy pracy wykazane zostały zgodnie z klasyfikacją Zawodów i Specjalności wprowadzoną rozpo-

rządzeniem Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 8 grudnia 2004 r.(Dz. U. Nr 265, poz. 2644, z późn. zm.).

W opracowaniu GUS zamieszczono wskaźniki częstościwypadków (tj. liczbę osób poszkodowanych na 1000 pracu-jących) dla poszczególnych sekcji Polskiej Klasyfikacji Dzia-łalności oraz województw. Przeciętna liczba pracujących dla celów ustalenia ww. wskaźnika obliczona została przyzastosowaniu metody średniej arytmetycznej z dwóch sta-nów (w dniu 31 grudnia), przy czym w tym przypadku niezastosowano zasady przeliczania na pełny etat osób niepeł-nozatrudnionych. W przeciętnej liczbie pracujących, obliczo-nej wyłącznie do ustalenia wskaźnika wypadkowości,uwzględniono zatem zarówno pełnozatrudnionych, jak i nie-pełnozatrudnionych w osobach fizycznych. Za jeden wypa-dek przy pracy liczy się wypadek każdej pracującej osoby,poszkodowanej w wypadku indywidualnym, jak równieżzbiorowym. Informacje o dniach niezdolności do pracy obej-mują łączną kalendarzową liczbę dni niezdolności do pracyspowodowaną wypadkami przy pracy, ustaloną na podsta-wie zaświadczeń lekarskich.

W opracowaniu GUS informacje dotyczące skutkówwypadków dla osób poszkodowanych oraz ogólne liczby dniniezdolności do pracy mają charakter nieostateczny. Rze-czywiste skutki mogą być określone dopiero po okresie nie-zbędnym, np. na leczenie i rehabilitację osoby poszkodowa-nej i są rejestrowane po upływie sześciu miesięcy od zaist-nienia wypadku. Dane ostateczne dotyczące wypadków(obejmujące okres roku) będą prezentowane w publikacji,która ukaże się w październiku 2009 r.

kompetencji dla tej grupy pracowników można przenieśćrównież na tych, którzy głównie wykonują prace na pozba-wionych napięcia obwodach elektrycznych.

Literatura

[1] Czapaj R. , Dudek B.: Postęp w dziedzinie robotyzacji i techniksztucznej inteligencji w pracach pod napięciem. Przegląd Elektro-techniczny nr 3, 2007 Sympozjum EUI’2007

[2] Dudek B., Frymer K.: Wymiana aparatury pod napięciem w sta-cjach przesyłowych. Przegląd Elektrotechniczny nr 3, 2007Sympozjum EUI’2007

[3] Dudek B., Frymer K.: Wymiana przewodów odgromowych naliniach przesyłowych pod napięciem na przewody typu OPGW.Przegląd Elektrotechniczny nr 3, 2007 Sympozjum EUI’2007

[4] Dudek B.: Robotyzacja w dziedzinie diagnostyki i eksploatacjielektroenergetycznych układów izolacyjnych. Przegląd Elektro-techniczny nr 1, 2005 Sympozjum EUI’2005

[5] Balawender A., Dudek B.: Bocznikowanie obwodów prądo-wych WN – bez i po napięciem, Przegląd Elektrotechnicznynr 1, 2003 Sympozjum EUI’ 2003

[6] Dudek B.: Aspekty socjologiczne w doborze personelu do pracelektrycznych. Przegląd Elektrotechniczny nr 1, 2003 Sym-pozjum EUI’ 2003

[7] Duniec J.: Prace pod napięciem – technologie przyszłości, Prze-gląd Elektrotechniczny nr 1, 2003 Sympozjum EUI’ 2003

[8] Florkowska B., Jackowicz-Korczyński A.: Analiza ekspozycjizawodowej na pole elektromagnetyczne w pracach pod napię-ciem, Przegląd Elektrotechniczny nr 1, 2003 Sympozjum EUI’2003

[9] Fogiel M., Płuciennik S.: Eksploatacja i diagnostyka urządzeńelektroenergetycznych w aspekcie możliwości techniki pracpod napięciem, Przegląd Elektrotechniczny nr 1, 2003Sympozjum EUI’ 2003

[10] Zagrodzki M., Trubaluk P.: Prace pod napięciem w ZakładzieEnergetycznym Kraków SA, Przegląd Elektrotechniczny nr 1,2003 Sympozjum EUI’ 2003

[11] Materiały z europejskich konferencji – ICOLIM,: z lat 1992 – 2008[12] Materiały z amerykańskich konferencji - ESMO z lat 1977 – 2006[13] Materiały z krajowych konferencji PPN z lat 1988 – 2007[14] Cader S., Dudek B., Fober R., Gontarz T., Wiśniewski W.: Aka-

demia Energetyki nt. prac pod napięciem z lat 2005 – 2007,Energetyka (20 wykładów)

[15] Rozporządzenie Min. Gosp. z dnia 4 maja 2007 w sprawie szcze-gółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenerge-tycznego. Dz. U. 93 poz. 623

❏

Bogumił Dudek1)

PKBwE SEP

Bezpieczeństwo wykonywania prac w energetyce a kwalifikacje personelu

1) EPC SA


Objaśnienia podstawowych pojęć

Pracujący są to osoby wykonujące pracę przynoszącą imzarobek lub dochód.

Za wypadek przy pracy uważa się nagłe zdarzenie wywo-łane przyczyną zewnętrzną, powodujące uraz lub śmierć,które nastąpiło w związku z pracą:1) podczas lub w związku z wykonywaniem przez pracowni-

ka zwykłych czynności lub poleceń przełożonych orazczynności na rzecz pracodawcy, nawet bez polecenia;

2) w czasie pozostawania pracownika w dyspozycji praco-dawcy w drodze między siedzibą pracodawcy a miejscemwykonywania obowiązku wynikającego ze stosunku pracy.Na równi z wypadkiem przy pracy, w zakresie uprawnie-

nia do świadczeń określonych w ustawie o ubezpieczeniuspołecznym z tytułu wypadków przy pracy i chorób zawodo-wych, traktuje się wypadek, któremu pracownik uległ:1) w czasie podróży służbowej;2) podczas szkolenia w zakresie powszechnej samoobrony;3) przy wykonywaniu zadań zleconych przez działające u pra-

codawcy organizacje związkowe.Za wypadek przy pracy uważa się również nagłe zdarze-

nie wywołane przyczyną zewnętrzną, powodujące uraz lubśmierć, które nastąpiło w okresie ubezpieczenia wypadko-wego podczas różnych form aktywności (opracowanie poda-je 10 przypadków).

Za ciężki wypadek przy pracy uważa się wypadek, w wy-niku którego nastąpiło ciężkie uszkodzenie ciała, a mianowi-cie: utrata wzroku, słuchu, mowy, zdolności płodzenia lubinne uszkodzenie ciała albo rozstrój zdrowia, naruszającepodstawowe funkcje organizmu, a także choroba nieuleczal-na lub zagrażająca życiu, trwała choroba psychiczna, trwała,całkowita lub znaczna niezdolność do pracy w zawodzie albotrwałe poważne zeszpecenie lub zniekształcenie ciała.

Za śmiertelny wypadek przy pracy uważa się wypadek, w wyniku którego nastąpiła śmierć osoby poszkodowanej namiejscu wypadku lub w okresie 6 miesięcy od chwili wypadku.

Wydarzenie będące odchyleniem od stanu normalnegoto wydarzenie niezgodne z właściwym przebiegiem procesupracy, które wywołało wypadek.

Wydarzenie powodujące uraz opisuje, w jaki sposób po-szkodowany doznał urazu (fizycznego lub psychicznego)spowodowanego przez czynnik materialny. Czynnik mate-rialny będący źródłem urazu to maszyna, narzędzie, innyobiekt lub czynnik środowiska, z którym kontakt stał się przy-czyną urazu (fizycznego lub psychicznego).

Przyczyny wypadku są to wszelkie braki i nieprawidłowości,które bezpośrednio lub pośrednio przyczyniły się do powstaniawypadku, związane z czynnikami materialnymi (technicznymi),z ogólną organizacją pracy w zakładzie lub organizacją stanowi-ska pracy oraz związane z pracownikiem.

Każdy wypadek przy pracy jest wynikiem najczęściej kilkuprzyczyn, w związku z czym suma przyczyn jest większa odogólnej liczby wypadków.

Zestawienia wypadków za statystyką GUS dokonanogłównie dla działu: Wytwarzanie i zaopatrywanie w energięelektryczną, gaz, wodę, co nie w pełnej mierze oddaje zjawi-ska związane z samą energią elektryczną, ale zakładając po-dobnie kształtujące się statystyki tego działu w ostatnichlatach można przyjąć proporcjonalny udział innych czynni-ków, co pozwala wyciągnąć wnioski obarczone niewielkimbłędem. Natomiast wypadki pochodzenia elektrycznego zos-tały w tej statystyce nieco lepiej odwzorowane. Z ubolewa-niem należy zaznaczyć brak, jeszcze kilka lat temu dokony-wanej, analizy wypadków dla samej energetyki.

Dane związane z wypadkami [1, 2, 9] i samymi poszkodo-wanymi zestawiono w tabelach 1 – 7.

Komentarz do zestawień wypadkowych

Statystyka poszkodowanych w wypadkach przy pracy i liczba dni niezdolności do pracy spowodowana tymi wy-padkami według skutków wypadków przedstawiono w ta-beli 1. Mimo obniżenia liczby wypadków w stosunku do roku2007, to w roku 2006 było ich 2102, a wypadków śmiertel-nych i ciężkich było odpowiednio 12 i 16, zatem w 2007 na-stąpiło znaczne pogorszenie, a w 2008 kolejna poprawa.Rząd 2 tysięcy wypadków rocznie należy uznać za wysoki.

Statystykę poszkodowanych w wypadkach przy pracywedług form własności w 2008 r. zestawiono w tabeli 2.

Tabela 1 Poszkodowani w wypadkach przy pracy i liczba dni niezdolności do pracy

spowodowana tymi wypadkami według skutków wypadków dla działu: Wytwarzanie i zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz, wodę (wg tab. 1 GUS)

Tabela 2 Poszkodowani w wypadkach przy pracy według form własności dla działu:

Wytwarzanie i zaopatrywanie w energię elektryczną, gaz, wodę w 2008 r. (wg tab. 2 GUS)


W roku 2007 w sektorze publicznym liczba poszkodowanychbyła wyższa – 1728, w tym: w państwowych – 665, komunal-nej – 943, mieszanej 120, a w sektorze prywatnym poszkodo-wanych było 297. Bez analizy rynku pracy trudno wyciągaćdaleko idące wnioski; generalnie wypadków jest za dużo.

Poszkodowani w wypadkach przy pracy według wyda-rzeń, będących odchyleniem od stanu normalnego, powo-dujących wypadki, a także według wydarzeń powodującychuraz osoby poszkodowanej w 2008 r. podano w tab. 3. W ro-ku 2007 liczba wypadków była wyższa i wynosiła 2025,odpowiednio odchylenie związane z elektrycznością wynosi-ło 26, a kontakt z elektrycznością przez dotyk bezpośredniwyniósł 20. Tendencję z roku 2008 powinniśmy starać sięutrzymać w następnych latach.

Poszkodowanych w wypadkach przy pracy wedługwieku, stażu pracy w 2008 r. ilościowo podano w tabeli 4.Poszkodowani w wieku uważanym za produktywny tzn. 30 – 49 lat stanowią niestety ponad 57%; również poszkodo-wani wg stażu powyżej 11 lat stanowią większość wynoszą-cą ok. 55%. Według wielu ekspertów jedną z głównych przy-czyn należy uznać brak właściwych, powtarzalnych szkoleń;samosprawdzanie dodatkowych kwalifikacji co 5 lat jest

niedostateczne. Inną z przyczyn można upatrywać w częstejzmianie własności urządzeń, ale w konsekwencji powinnoczęściej występować przyuczenie do tego typu obsługi,nawet przy niedostatkach dokumentacyjnych.

W opinii społecznej zawód elektryka nie jest postrzegany zawysoce niebezpieczny (tak uważa zaledwie 4% ankietowa-nych), jednak statystyki wykazują odmienne stanowisko – naj-gorzej jest od lat w przetwórstwie przemysłowym i budownic-twie. Poszkodowanych elektryków w wypadkach przy pracy w 2008 r. (wg tab. 5 GUS) podano w tabeli 5.

Wydarzenia powodujące uraz u osoby poszkodowanejwedług miejsca powstania wypadku, czynności wykony-wanej przez poszkodowanego w chwili wypadku, wybra-nych przyczyn oraz czynnika materialnego będącego źró-dłem urazu w 2008 r. zestawiono w tabeli 6. Niewłaściwaorganizacja pracy, na którą ma wpływ zarówno niewłaści-we, samowolne lub nieprawidłowe zachowanie pracowni-ka stanowi 74% przyczyn. W zestawieniu wysoką pozycjęstanowi stan psychofizyczny pracownika oraz obciążeniepsychiczne.

Zagadnienia zachowań pracowników i obciążeń psy-chicznych będą przedmiotem naszych dalszych rozważań.

Tabela 3 Poszkodowani w wypadkach przy pracy według wydarzeń, będących odchyleniem od stanu normalnego, powodujących wypadki, a także powodujących uraz osoby poszkodowanej w 2008 r. (wg tab. 3 i 4 GUS)

Tabela 4Poszkodowani w wypadkach przy pracy według wieku, stażu pracy w 2008 r. (wg tab. 5 GUS)

Tabela 5 Poszkodowani elektrycy w wypadkach przy pracy w 2008 r. (wg tab. 5 GUS)


Na zakończenie zestawień statystycznych liczby poszko-dowanych w wypadkach przy pracy według skutków wypad-ków, oraz wydarzeń, będących odchyleniem od stanu nor-malnego, powodujących wypadki w województwie śląskimw 2008 r. zestawiono w tabeli 7. Niestety są to najgorszedane i wskaźniki w kraju, kolejne miejsca zajmują: mazowiec-kie, wielkopolskie i dolnośląskie.

Kwalifikacje i kompetencje zawodowe elektryków

determinantą zachowań?

W zestawieniach wypadkowych niewłaściwa organizacjapracy, na którą ma wpływ zarówno niewłaściwe, samowolnelub nieprawidłowe zachowanie pracownika stanowi 74 – 80%przyczyn.

Natomiast pracodawcy, komisje kwalifikacyjne zajmująsię głównie wiedzą pracowników. Przypomina to niestetypraktyki naszych kierowców, egzaminy teoretycznei praktyczne zdają, a na drogach zachowują się w sposóbbudzący grozę liczbą potencjalnych i faktycznych wypad-ków.

Czy zatem klucz do orientacji w kierunku bezpiecznejpracy nie leży w kulturze pracy? Przy czym wypada zarazdodać, że pod pojęciem kultury rozumie się sytuacje,w których człowiek znajdując się sam na sam ze sobą nie

przekroczy granic wyznaczanych społecznym przyzwoleniem,tzn. nawet na pustej drodze przy ograniczeniu prędkościnie pojedzie prędzej, przy pracy na wysokości zawsze założyhełm i szelki bezpieczeństwa.

Bezpieczeństwo prac to kwalifikacje i odpowiedzialnośćpracowników. Odpowiedzialność to także pewien modelzachowań kulturowych i kulturalnych. W tej chwili mamy doczynienia z nowymi zjawiskami przenoszenia ryzyka na pod-mioty prywatne lub takie, które za niską cenę podejmą siętrudnych (potocznie: ryzykownych) prac. W wyniku tegomamy sytuacje podobne do wypadku, katastrofy w kopalniHalemba w listopadzie 2006 roku. Mimo wszystko bezpie-czeństwo pracy to także świadomość pracowników i stopieńodpowiedzialności pracodawców.

W Unii Europejskiej swobodny przepływ towarów i usługmusi odbywać się w miarę jednolitych warunkach. Usta-nawianiu tych warunków służą opracowania m.in. ISSA – Międzynarodowego Stowarzyszenia Zabezpieczeń Socjal-nych, tworzące nowe przesłanki do regulacji prawnych w do-borze i zatrudnianiu elektryków, potwierdzane takimi doku-mentami jak choćby PN-EN 51110-1.

W ostatnich latach pojawiły się nowe kryteria wypełnia-nia elementów składowych zdolności do bezpiecznegowykonania prac połączone z kwestiami kompetencji orazw zakresie motywacji do bezpiecznego wykonania zadańz kwestiami zachowań [4 – 6].

Tabela 6Wydarzenia powodujące uraz u osoby poszkodowanej według miejsca powstania wypadku, czynności

wykonywanej przez poszkodowanego w chwili wypadku, przyczyn oraz czynnika materialnego będącego źródłem urazu w 2008 r.

Tabela 7Poszkodowani w wypadkach przy pracy według skutków wypadków oraz wydarzeń,

będących odchyleniem od stanu normalnego, powodujących wypadki w województwie śląskim w 2008 r.


Przyczyny wprowadzenia zmian

W ostatnich latach wywierane są silne naciski na urynko-wienie produkcji, przemysłu i dystrybucji energii elektrycznejzarówno w Europie, jak i w innych częściach świata. Wieleprzedsiębiorstw tego sektora, do niedawna państwowych,zostało sprywatyzowanych (lub jest w trakcie tego procesu)i działa teraz w zupełnie nowym środowisku rynkowym lubsię do niego przystosowuje. Wymaga się od nich wyższejjakości obsługi klienta, której wyznacznikiem jest niezawod-ność/ciągłość dostaw energii elektrycznej. Z tym łączy sięwypełnienie podstawowej działalności gospodarczej i osią-ganie korzyści finansowej dla akcjonariuszy. W wielu krajachpowołano specjalne instytucje w celu regulacji sektora ener-getycznego w nowych warunkach konkurencji, podobnie jakkrajowy Urząd Regulacji Energetyki. Głównym zadaniemtych instytucji jest zapewnienie, by klienci otrzymywali towarjak najlepszej jakości, za jak najniższą cenę. Ponadto w Europie daje się odczuć polityczny nacisk na większą swo-bodę w międzynarodowym obrocie energią elektryczną, cospełnia się w postaci Dyrektyw Europejskich wdrażanychustawowo w poszczególnych państwach.

Ponadto, charakterystyczną cechą zrestrukturyzowanychi działających w warunkach konkurencji zakładów energe-tycznych jest zlecanie prac wykonawcom i należy się spo-dziewać, że ich udział w pracach innowacyjnych, np. pod na-pięciem na sieciach elektrycznych, będzie wzrastać.

Powszechne wymaganie uzyskiwania maksymalnej wy-dajności w dobowym cyklu pracy w połączeniu ze wzrostemwymagań odbiorców co do niezawodności dostaw oznacza,że coraz częściej praca pod napięciem przedkładana będzienad wyłączanie sieci i urządzeń, a to z kolei pociągnie za so-bą konieczność wdrożenia odpowiednich zabezpieczeń i środ-ków kontroli w celu zapewnienia najwyższych norm bezpie-czeństwa.

Praca pod napięciem może przybierać wiele postaci,które wymagają innego zakresu wiedzy, umiejętności i doś-wiadczenia, tzn. kompetencji, zarówno ze strony pracowni-ków wykonujących pracę pod napięciem, jak też osób nad-zorujących i inżynierów/kierowników.

Te przykłady zaczerpnięte z doświadczeń specjalistówprac pod napięciem nie powinny dziwić, podobnie jak w swoim czasie doświadczenia z budowy systemów organi-zacji bezpiecznej pracy na bazie doświadczeń specjalistówod energetyki jądrowej.

Komentarz do dotychczasowego systemu sprawdzania kwalifikacji

Wiedza

Doświadczenie w opracowywaniu kryteriów kompetencjidla różnych rodzajów pracy wykazało niepraktyczność oce-niania wiedzy na podstawie zdawanych egzaminów czy zdo-bywanych kwalifikacji. Systemy kształcenia technicznego w poszczególnych krajach Europy są na tyle różne, że czyniąbezprzedmiotowymi rozważania o przyjęciu minimów kwali-fikacyjno-egzaminacyjnych jako właściwego i praktycznegokryterium oceny wymaganego poziomu wiedzy dla danegorodzaju pracy. Możliwe jest jednak opracowanie kryteriówminimum dopuszczalnego zasobu treści dla poszczególnychdziedzin nauczania.

Umiejętności i doświadczenie

Wymaganie to przekłada się najprościej na stopnie umie-jętności praktycznych, które można oceniać za pomocą egza-minów praktycznych i testów. Jest oczywiste, że umiejętno-ści manualne i zręcznościowe są ważniejsze w przypadkupracowników bezpośrednio wykonujących pracę niż osób

nadzorujących, inżynierów czy kierowników. Niemniej, onirównież powinni być świadomi wysiłku wkładanego w pra-cę, aby móc właściwie ocenić niebezpieczeństwa i zagroże-nia z nią związane. Istnieją pewne podklasy wymagań wcho-dzących w szeroki zakres „umiejętności” podane poniżej.● Doświadczenie w dziedzinie robót elektrycznych.

Osoby podejmujące się robót elektrycznych muszą miećdoświadczenie w wykonywaniu tego rodzaju czynności.Niedopuszczalne jest powierzanie pracownikom zadań,do wykonania których mogą oni nie mieć żadnej wiedzylub doświadczenia. Muszą oni znać system, na którymmają pracować, jak również opierać się na praktycznymdoświadczeniu w tego rodzaju pracy.Wymaganie to można uznać za kryterium o charakterzetemporalnym, tj. im dłużej ktoś będzie wykonywał danąpracę, tym większe będą jego praktyczne umiejętnościoraz znajomość zarówno systemu, jak sprzętu, będącychprzedmiotem pracy.

● Zrozumienie zagrożeń i niezbędnych środków bezpie-czeństwa.Osoby podejmujące pracę powinny być w stanie określićzagrożenia z nią związane oraz zastosować odpowiednieśrodki w celu ochrony zarówno siebie, jak i innych osóbprzed tymi zagrożeniami. Do oceny tego aspektu wystar-czy rozmowa i egzamin praktyczny.

● Umiejętność przerwania pracy w odpowiednim momen-cie wskutek rosnącego zagrożenia. Każdy pracownikpowinien być w stanie rozpoznać, kiedy kontynuowaniepracy przestaje być bezpieczne (niezależnie od powodu).To kryterium również można ocenić za pomocą rozmowyi egzaminu.

Nadzór

Zakres nadzoru przy wykonywaniu jakiegokolwiek zada-nia zależy od doświadczenia osoby podejmującej pracę. W przypadku nowo przyjętego pracownika nadzór może byćbezpośredni lub ścisły, tj. osoba nadzorująca jest z pracow-nikiem przez cały czas wykonywania zadania. Z kolei w przy-padku pracownika doświadczonego wykonującego rutyno-we czynności, kontrola będzie znacznie mniej skrupulatna.Aspekt ten należy uwzględnić w kryteriach, jakie zostanąopracowane dla pracy pod napięciem.

Asekuracja

Niektóre przepisy (ustawy) państwowe, a także zakładyużyteczności publicznej i przedsiębiorstwa wymagają obec-ności osób asekurujących pracowników wykonującychpracę; inne traktują ten środek jako „pożądany”. W jednym i drugim przypadku należy wziąć pod rozwagę kompetencjętakich osób. Konieczne jest ich przeszkolenie i stosowanieodpowiednich kryteriów. Należy zastanowić się nad roląosób asekurujących w zapewnianiu bezpieczeństwa pracy,tj. odpowiedzieć na takie pytania typu: „Po co tam są” i „Comają robić”. Ich zwyczajowym zadaniem jest odłączenieinstalacji, systemu lub urządzenia, aby nie narażać siebie naniebezpieczeństwo w razie błędu lub awarii i udzielić pomo-cy pracownikowi wykonującemu pracę np. pod napięciem.Rzadko zadaniem osób asekurujących jest nadzorowaniepostępów pracy w celu ochrony przed błędami.

Czym jest zatem „kompetencja”?

Kompetencja potrzebna do wykonania jakiegokolwiekzadania stanowi połączenie wiedzy, umiejętności i doświad-czenia, które umożliwiają pracownikowi wykonanie powie-rzonego mu zadania bez narażania siebie ani innych osób naniebezpieczeństwo.

Do wpojenia odpowiedniej wiedzy i umiejętności konie-czny jest dobrze zorganizowany system szkolenia, przy czym


wiążące się z nadużywaniem środków odurzających, takichjak alkohol czy narkotyki. Aspekt ten można uznać za subka-tegorię samokontroli, samodyscypliny i poczucia odpowie-dzialności danej osoby.

Przy doborze personelu do prac elektrycznych, w tympod napięciem, wskazane jest sprawdzenie przestrzeganiaprzez pracowników przepisów bezpieczeństwa w przeszło-ści, zarówno w miejscu pracy, jak i w ruchu drogowym, comoże być użytecznym probierzem ogólnego zachowaniadanej osoby.

Przy opracowywaniu każdego zestawu podstawowychkryteriów powinno się korzystać z pomocy doradców ds.medycyny pracy; zapewni to trafność i adekwatność dobra-nych elementów, oraz pozwoli na zachowanie konsekwencjiw ich stosowaniu.

W odniesieniu do każdego z omówionych czynnikówmożna wyznaczyć wymagania i nadać im odpowiednią wagę;jeden przykład obrazuje zestaw cech czynnika związanegoz wykorzystywaniem wiedzy w procesie pracy – tabela 8.

należy wziąć pod uwagę, że: – na wiedzę składa się znajomość technologii stosowanych

w danej dziedzinie, systemów i urządzeń elektrycznych,oraz - w przypadku energii elektrycznej - związanych z niązagrożeń i metod ochrony przed nimi, w celu zapobieże-nia urazom wynikającym z ww. zagrożeń,

– na umiejętności składa się zdolność do należytego i swo-bodnego wykonywania powierzonej pracy,

– doświadczenie to nabycie wprawy w wykonywaniu tegotypu pracy na podobnych (choć niekoniecznie identycz-nych) systemach i urządzeniach.

Czynniki związane z wiedzą, umiejętnościami i doświadczeniem

Najważniejsze czynniki związane z wiedzą, umiejętnościa-mi i doświadczeniem, które uznano za minimum, jakie nale-ży rozważyć w odniesieniu do każdego pracownika, kandy-data do pracy np. pod napięciem, to uszeregowane w hierar-chii ważności:1. Zakres obowiązków2. Wykorzystywanie wiedzy3. Rozległość i głębia doświadczenia4. Jakość i standardy podejmowanej pracy5. Samoświadomość6. Elastyczność w obliczu zmiennych warunków7. Myślenie analityczne i komunikacja.

Czym są „zachowania”?

Zachowania to „decydujące czynniki, które w rzeczywisto-ści stanowią o różnicy między przeciętnym a znakomitymwykonaniem zadania”. Czynniki te różnią się w zależności odroli i obejmują: motywy, cechy, postawy i wartości. Zachowa-nia nie są tożsame z technicznymi i zawodowymi umiejętno-ściami, wiedzą i doświadczeniem, aczkolwiek je uzupełniają.

Podstawowe zachowania

Można wymienić następujące (zachowania poniższe niesą uszeregowane w hierarchii ważności i do pewnego stop-nia pokrywają się z czynnikami wymienionymi powyżej):1. Zwracanie uwagi na szczegóły2. Komunikacja3. Metodyczność pracy4. Pewność siebie5. Samokontrola6. Samodyscyplina7. Poczucie odpowiedzialności8. Praca zespołowa9. Świadomość zasad bezpieczeństwa pracy.

Omawiane kwestie nie ograniczają się jedynie do pracypod napięciem, lecz obejmują także czynności wykonywanepo wyłączeniu urządzeń czy instalacji oraz inne działania. Kie-rownictwu zaleca się opracowanie zestawu kryteriów dooceny tych zagadnień w odniesieniu do ogółu pracowników.

Niektóre z tych kwestii można traktować jako częśćzachowań ogólnoludzkich i uwzględniać wszelkie sytuacje

Tabela 9 Podsumowanie ocen z określeniem minimów dla poszczególnych kategorii kompetencji [5].

Tabela 8Charakterystyka czynnika związanego z wiedzą, umiejętnościami

i doświadczeniem: Wykorzystanie wiedzy (przykład) [5]


Prawo stanowi się tylko w celu ułatwienia życia człowie-kowi – ta usłyszana kiedyś maksyma jest niezwykle słuszna i ponadczasowa. Abstrakcja ponadczasowości zwracauwagę na konieczność dostosowywania prawa zwłaszczaadministracyjnego do realiów życia. Ileż trzeba było lat, aby

najpierw dać mieszkańcom czas na wydeptanie ścieżek, a dopiero wówczas zakładać trawniki. W przypadku energety-ki zwłaszcza w zakresie bezpieczeństwa pracy sprawy wyglą-dają podobnie. Aby bezpiecznie pracować i tworzyć przepisynależy poznać ludzkie zachowania. To one prowadzą do błę-dów, ale również one pozwalają ich unikać. Także postęp te-chniczny eliminuje zagrożenia pewnego typu sprowadzając

Wynikiem analiz wszystkich kategorii kompetencji (wg przy-kładowego opisu w tab. 8) jest określenie minimów ocen poda-ne w tabeli 9; te oceny (wagi) są przedmiotem dyskusji w po-szczególnych krajach.

W kolejnym poradniku ISSA [7] podjęto próbę ujednolice-nia formuły doskonalenia zawodowego; dla 9 przypadkówopracowano tabelaryczne wykazy materiału do nauczania – tabela 6. Najkrótsze rekomendowane szkolenia trwają 10 ty-godni, najdłuższe 52 tygodnie.

Propozycje kryteriów kompetencji i oceny zachowańobejmujące różne grupy pracowników organizacja ISAA za-leca przyjąć i stosować zbierając doświadczenie i dzieląc sięz nim na forum europejskim, żywiąc przy okazji nadzieję na po-prawę organizacji i bezpieczeństwa pracy niezależnie, gdzie jąsię wykonuje i kto ją wykonuje [3 - 7, 10].

Literatura

[1] GUS: Wypadki przy pracy w 2008 r., wyd. GUS, Warszawa, ma-rzec 2009

[2] GUS: Wypadki przy pracy w 2007 r., wyd. GUS, Warszawa, paź-dziernik 2008

[3] Studenski R.: Kiedy ryzyka nie można akceptować? „Ryzyko nie-akceptowane” 1 Ogólnopolska Konferencja miesięcznika Atest,Łopuszna, 16 – 17 październik 2008 (str. 41 – 54)

[4] Prace ISSA - Międzynarodowego Zrzeszenia Zabezpieczeń Soc-jalnych, w szczególności: John A. McLean B.Sc, C.Eng, FIEE,FIOSH - ISSA Live Working Group (Grupa Robocza ISSA ds.pracy pod napięciem) Opracowanie kryteriów oceny kompeten-cji pracowników; Materiały z konferencji ICOLIM Berlin, 2002

[5] Opracowanie ISSA – Międzynarodowego Zrzeszenia Zabezpie-czeń Socjalnych: Guide pour l’évaluation de la competénce despersonnes impliquées dans les travaux sous tension

[6] Opracowanie ISSA – Międzynarodowego Zrzeszenia Zabezpie-czeń Socjalnych: Guideline for Assessing the Competence ofElectrically Skilled Persons

[7] Opracowanie ISSA – Międzynarodowego Zrzeszenia Zabezpie-czeń Socjalnych – Obciążenie Psychiczne. Rozpoznawanie i oce-na zagrożeń; środki zaradcze

[8] Materiały z krajowych konferencji „Bezpieczeństwo pracy w energetyce” Bielsko Biała 1994, 1998, 200, 2002, 2004, 2008,2009

[9] Pawłowska Z.: Harmonizacja statystyk w zakresie wypadkówprzy pracy w krajach europejskich, Bezpieczeństwo Pracy 2002,nr 10

[10] Dudek B.: Aspekty socjologiczne w doborze personelu do pracelektrycznych. Przegląd Elektrotechniczny 2003, nr 1, Sympoz-jum EUI’ 2003

Tabela 10Przykładowy rekomendowany minimalny czas do przyswojenia specyficznej wiedzy

i nabrania doświadczenia związanego z urządzeniami wysokonapięciowymi [6]

❏

Bogumił Dudek1)

PKBwE SEP

Kształtowanie bezpiecznych odległości od urządzeń elektroenergetycznych

1) EPC SA


były wydania CEI 61472 , listopad 1998 oraz już jako PN-EN 61472, marzec 2002. Wspomniane wydanie z 2005roku było wprowadzone metodą okładkową (tekst angiel-ski), a w 2006 roku wydano już normę przetłumaczoną.Dostrzeżone różnice w interpretacji bezpiecznych odle-

głości dla potrzeb prac eksploatacyjnych rozporządzenia w stosunku do ww. norm spowodowały rozpoczęcie przy-gotowań w 2008 roku do stworzenia załącznika krajowegoPN-EN 50110-2 i próbę unormowania stosowanych w prak-tyce odległości oraz pojęć stref.

Mimo że nie budzi wątpliwości wyższość krajowych ak-tów prawnych: ustaw i rozporządzeń – nad normami, to jed-nak nie powinno być sprzeczności i znacznych rozbieżnościmiędzy tymi dokumentami. Sytuację komplikuje także stoso-wanie określeń użytych do wymiarowania obszaru, w którymmożna realizować prace pod napięciem (PPN): strefy, odle-głości i odstępy. Przez blisko 55 lat zmiany definicji i potrzebokreślania przestrzeni do wykonywania prac elektrycznychulegały zmianom dostosowującym je do ciągle poszerzanejwiedzy bazującej na pracach teoretycznych i wysokonapię-ciowych badaniach laboratoryjnych. Przy czym warto zazna-czyć, że pierwsza polska tymczasowa instrukcja PPN zostałazatwierdzona w roku 1975.

Przypomnijmy kształtowanie odległości na przestrzeni latpowojennych, zwłaszcza że zmieniły się w tym czasie tylkodwa razy obejmując okresy: 1953 – 1970, 1970 – 1999, i ak-tualnie obowiązujące od 1999 roku.

Sformułowane w 1953 roku Przepisy bezpieczeństwapracy w eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych elek-trowni i stacji (PBPwEUEiS) umożliwiały prace pod napię-ciem (p.2.1.4.4 PBPwEUEiS), ale możliwości określono jako:a. te, które ze względu na swój charakter nie wymagają wy-

łączenia urządzenia spod napięcia i wykonywane są w wa-runkach uniemożliwiających przypadkowe dotknięcie czę-ści czynnych,

b. wykonywane na osłonach odgradzających w urządzeniachznajdujących się pod napięciem i na czynnych częściachtych urządzeń.Z reguły chodziło o możliwości oględzin i drobnych na-

praw w pobliżu napięcia; możliwe było także odkurza-nie urządzeń rozdzielczych do 10 kV pod napięciem (p. 4.4PBPwEUEiS). Wspomniane przepisy dotyczyły także liniinapowietrznych i kablowych (p. 3 PBPwEUEiS).

Wartości odległości podane w ww. przepisach obowiązu-jące w latach 1953 – 1970 zebrano w tabeli 1 kol. 2. Wartoodnotować, że wówczas dla niektórych specjalistycznychprac podawano (dla konkretnych przypadków) odległościdodatkowe. Ciekawostką jest także stosowanie dwóch rodza-jów poleceń (wówczas zleceń) na pracę.

przeważnie nowe. Zatem czuwanie nad ideą bezpieczeństwawymaga nieustannego dostosowywania go do potrzeb pra-cowników. Ponadto skraca się czas, w którym prawo służysprawie, a po jakimś okresie wręcz może szkodzić. W takiejsytuacji znalazło się Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 1999 r. w sprawie BHP przy urządzeniachi instalacjach energetycznych (Dz.U. 1999 nr 80 poz. 912).

W tym artykule rozważaniom poddano przepis związanyz zachowaniem bezpiecznych odległości od urządzeń elek-troenergetycznych, a mianowicie:

§ 55. 2. Odległości wokół nie osłoniętych urządzeń i insta-lacji elektroenergetycznych lub ich części znajdujących siępod napięciem, wyznaczające granice strefy prac w pobliżunapięcia i strefy prac pod napięciem, wynoszą:… (dla pięciupoziomów napięć podano wielkości stref prac pod napię-ciem i w pobliżu napięcia – patrz tab.1 kol. 5)

Nasze rozważania są poświęcone tylko urządzeniom elek-troenergetycznym w kontekście prac pod napięciem.

W latach 1996 – 2005 znane w Polsce normy elektrycznezwiązane z wyznaczaniem odległości ulegały sporym zmia-nom. Ostatecznie ukształtowane normy PN-EN 50110-1 i PN-EN 61472 umożliwiają bardziej niż kiedykolwiek precyzyjnewyznaczenie odległości dla potrzeb realizacji prac eksploata-cyjnych. Jednak wyznaczane na podstawie tych norm odle-głości są w pewnych przypadkach większe niż podane w cy-towanym rozporządzeniu. Z kolei dobrowolność zastosowa-nia wymienionych norm nie wchodzi w rachubę, gdyż niemamy innych przepisów bazujących na badaniach, zatem ichuwzględnienie stanowi racjonalną konieczność. Wynika onarównież, a może przede wszystkim z uznania (i zastosowania)tych norm w krajach Unii europejskiej.

Wspomniane Rozporządzenie wydane na podstawie Usta-wy Kodeks pracy z 1974 r. z późn. zmianami zastąpiło obowią-zujące 29 lat Rozporządzenie Ministra Górnictwa i Energetyki z dnia 9 maja 1970 r. w sprawie bezpieczeństwa i higienypracy w zakładach energetycznych oraz w innych zakładachprzy urządzeniach elektroenergetycznych (Dz.U. Nr 14, poz.125 i z 1974 r. Nr 12, poz. 72).

Konfrontacja niektórych zapisów tego rozporządzeniadotyczy dwóch norm:– PN-EN 50110-1:2005: Eksploatacja urządzeń elektrycz-

nych, wydana metodą okładkową bazująca na dokumen-cie EN 50110-1:1996 i wydanej także w roku 1996 EN50110-2:1996 Eksploatacja urządzeń elektrycznych(Załączniki krajowe), pośrednio funkcjonowała takżenorma wydana po polsku PN-EN 50110-1:2001,

– PN-EN 61472, 2005: Prace pod napięciem – Minimalneodległości zbliżenia w sieciach prądu przemiennego od72,5 do 800 kV – Metody obliczania. Jej poprzednikami

Tabela 2 Oddalenie części czynnych od osób pracujących stosowane w polskich przepisach w latach 1953 do 2009

* dodano do odstępu napięciowego DU odstęp ergonomiczny DE wynoszący: do 1 kV – 300 mm, powyżej 1 kV – 500 mm** (dotyczy kolumn podkolorowanych) – dla przedziału napięciowego 1 – 30 kV


Kolejne przepisy z 1970 r. obowiązywały w latach 1970 – 1999, a charakterystyczne odległości zebrano w ta-beli 1 kol. 3 i 4. Mimo pewnych różnic w obecnie stosowanejmetodyce wyznaczania odległości, w kolumnach użyto ozna-czeń odległości i odstępów obecnie stosowanych.

Określenie odległości w celu wymiarowania stref prac podnapięciem, w tym strefy zagrożenia i ochronnej były w latach1996 – 2005 przedmiotem analiz różnych grup Autorów, z róż-nych krajów, prezentowanych na forach organizacji normaliza-cyjnych IEC, CENELEC oraz cyklicznych międzynarodowychkonferencjach ICOLIM, ESMO i CIGRE. Analizy i praktyka wieluspecjalistów spowodowała i powoduje kolejne próby znorma-lizowania wymagań, uwzględniające z jednej strony różnorod-ność urządzeń, sieci i systemów elektroenergetycznych, z dru-giej strony konieczność ujednolicania kryteriów w celu uła-twienia transferu technologii i sprzętu do prac elektrycznychpod napięciem.

W 2000 roku grupa specjalistów CENELEC dokonała wni-kliwej oceny normy EN 50110-1, której pierwsze wydanieprzypomnijmy opublikowano w 1996 r. Celem tej oceny byłoograniczenie rozwoju różnorodnych krajowych przepisóweksploatacji instalacji, sieci elektrycznych i elektroenerge-tycznych. Swobodny przepływ w Unii Europejskiej towarówi usług powinien mieć w miarę jednolite warunki stosowania,inaczej nie będzie sprzyjał konkurowaniu przedsiębiorstw, amoże owocować przyjmowaniem odległości narażającychwykonawców na niebezpieczeństwa wynikające z niezrozu-mienia stanowionych wartości przez różne laboratoria i /lubstosowane przez producentów sprzętu.

Na uwagę zasługuje także ujednolicanie kryteriów wyma-gań sprzętowych, dzięki którym zakup sprzętu, transfer tech-nologii nie jest obarczony ryzykiem nieporozumień, któreprzez wiele lat zdarzały się na świecie. Inaczej jeszcze patrząc,a jest to udziałem polskich przedsiębiorstw energetycznychzarówno sieci przesyłowej, jak i dystrybucyjnej, nie znającinnych metod wyznaczania odległości stosuje się przewymia-rowanie stref narażając firmy na pewną ekonomiczną nieefek-tywność. Ponadto sporadycznie zastosowanie oceny proba-bilistycznej wytrzymałości elektrycznej stanowi spore zagro-żenie pomyłek w tego typu ocenach, obcych kulturze krajo-wych przedsiębiorstw.

Aby sprawdzić stan krajowych regulacji prawnych państwUnii określających odległości od czynnych urządzeń przepro-wadzono ankietę w kilkunastu państwach, która wykazałaspore rozbieżności w tej dziedzinie. Dostrzeżono jednak zde-cydowanie mniejsze różnice przy poziomach napięć powyżej70 kV – patrz rysunek 1. Trafnie zdiagnozowano, że w zakresienapięć wysokich najprawdopodobniej osiągnie się koniecznąunifikację podejścia do charakterystyk przerw powietrznych.

Dzięki ankiecie i analizie odległości stosowanych w róż-nych państwach wykreślono ich skrajne wartości na rysun-ku 1. Do poziomu 70 kV występują silne rozbieżności w kra-jowych regulacjach prawnych; powyżej tego poziomu zgod-ność jest dostatecznie wysoka, co pozwoliło na szybszeopracowanie uniwersalnych kryteriów wyznaczania odległo-ści dla napięć powyżej 72,5 kV.

Pod koniec 2002 roku podjęto pierwszą próbę ujednolice-nia kryteriów określonych normą EN 50110-1. W szczególnoś-ci zaakceptowano koncepcję wyznaczania dwóch stref pod-stawowych: prac pod napięciem i prac w pobliżu napięcia.Odstęp w powietrzu wyznaczający zewnętrzną granicę strefyprac pod napięciem oznaczono DL, a strefy w pobliżu napięciaDV. Z konieczności w artykule poddano analizie odległości DL,ale te same kryteria i wnioski dotyczą pominiętej w zestawie-niach odległości DV.

Odległości do prac pod napięciem i strefa prac pod napię-ciem są co najwyżej równe odległości DL. Zilustrowano to narysunku 2 oznaczając schematycznie relacje zachodzące

między przepisowymi strefami a bezpiecznymi odległościa-mi do PPN uwzględniającymi ryzyko przepięć w dwóch sytu-acjach wykonywania prac:● przypadek, gdy dostęp powietrzny jest przedzielony obiek-

tami o potencjale nieustalonym, odległość roboczą określawówczas Df,

● przypadek, gdy w sieci może powstawać przepięcie wyż-sze i niezgodne z wyznaczoną minimalna odległością zbli-żenia, odległość roboczą określa się wówczas Df’.Powyżej 70 kV stworzono zatem nową normę PN-EN

61472, której istotnym postanowieniem jest uwzględnia-nie obiektów o pływającym (nieustalonym, zmieniającymsię) potencjale podczas prac pod napięciem, gdyż mogąone zmniejszać lub zwiększać wytrzymałość elektryczną

Rys. 1. Ilustracja zależności bezpiecznych odległości od poziomunapięcia występujące w regulacjach różnych państw europejskich

Rys. 2 Wyznaczenie odległości od elementów pod napięciem.gdzie: DL – strefa prac pod napięciem, DV – strefa prac w pobliżu

napięcia, DE – odstęp ergonomiczny, DU – strefa zagrożenia(odstęp elektryczny), DF – odległość robocza gdy odstęp

elektryczny jest przedzielony obiektami o potencjale nieustalo-nym, DF’ – odległość robocza gdy w sieci może powstawać

przepięcie wyższe i niezgodne z wyznaczoną minimalną odległością zbliżenia, DA – minimalna odległość zbliżenia

Tabela 2 Wytyczne dla odległości DL do prac pod napięciem

wg PN-EN 50110-1 (wyciąg)


odstępu wskutek odkształcenia pola elektrycznego. Przyobliczeniach efektów wpływu obiektów (o wymiarach F) o pływającym potencjale uwzględnia się wszystkie drogi,wzdłuż których możliwe jest wystąpienie wyładowań zupeł-nych.

Wytrzymałość odstępu w powietrzu zależy od szereguparametrów, które łącznie mogą być uwzględnione przezwspółczynniki charakteryzujące przestrzeń powietrzną i stanizolacji oraz wymiary obiektu o pływającym potencjale.

Wytrzymałość odstępu w powietrzu DU wynosi:

(1)

gdzie:F - wymiar obiektu o nieustalonym (pływającym) poten-

cjale Kt - jest określona przez:

Kt = ks kg ka kf ki (1.1)ks - konwencjonalny współczynnik odchylenia staty-

stycznegokg - współczynnik odstępu ka - współczynnik uwzględniający wpływ warunków

atmosferycznych kf - współczynnik uwzględniający wpływ obiektu o nie-

ustalonym (pływającym, zmieniającym się) poten-cjale

ki - współczynnik uwzględniający stan izolatorów

Wymagana wytrzymałość elektryczna i bezpieczne odle-głości obliczane na podstawie metody opisanej w PN-EN61472 są zalecane do stosowania tylko wówczas, gdy jestspełniona większość z poniższych warunków.● Pracownicy są przeszkoleni i mają doświadczenie w wyko-

nywaniu prac pod napięciem na liniach elektroenergetycz-nych lub w pobliżu przewodów pod napięciem.

● Warunki pracy są tak dostosowane, aby statystyczne prze-pięcie nie przewyższało wartości wymaganego napięciawytrzymywanego.

● Decydującymi przepięciami są przepięcia przejściowe;● Powierzchnia izolacji narzędzi nie jest pokryta ciągłą war-

stwą wilgoci.● W odległości do 10 km od miejsca pracy nie występują

wyładowania atmosferyczne.● Bierze się pod uwagę wpływ części przewodzących narzę-

dzi.● Uwzględnia się wpływ wysokości nad poziomem morza

na wytrzymałość elektryczną.Całkowite ryzyko związane z przebiciem izolacji w miej-

scu pracy jest związane z wieloma sytuacjami opisanymiponiżej. Gdy te sytuacje łączą się ze sobą ogólne ryzyko prze-skoku zmniejsza się. Są to następujące przypadki:● rzeczywista wartość napięcia sieci nie zawsze jest warto-

ścią największą;● lokalizacja miejsca pracy prawdopodobnie nie jest tą,

gdzie przepięcia przejściowe osiągają największą war-tość;

● stromość czoła fali rzeczywiście występującego przepię-cia przejściowego jest mniejsza niż wartość krytycznaczoła;

● około połowa przepięć przejściowych będzie miała ujem-ną biegunowość i stanowi mniejsze zagrożenia;

● częstotliwość i amplituda przepięć przejściowych sązmniejszane przez ograniczenia ponownego załączaniawyłączników.Całkowite ryzyko wystąpienia przeskoku w czasie wykony-

wania prac pod napięciem będzie mniejsze, jeśli uwzględni sięodstęp ergonomiczny DE, gdyż jest mało prawdopodobnywzrost przepięcia w miejscu wykonywania pracy, w chwili -

gdy odstęp ergonomiczny jest całkowicie naruszony przezmimowolne poruszenie się pracownika lub obiektu.

Zastosowane powyżej specjalistyczne pojęcia mają nacelu wykazanie złożoność problemu wyznaczania zwłaszczaprobabilistycznego wyznaczania odległości zastosowanegow normie PN-EN 61472.

Dla uwypuklenia różnic między przepisami krajowymi a normami, zebrano dane o odległościach DL w tabeli 3,przykładowo dla napięć 110 i 220 kV.

Porównanie odległości DL w regulacjach prawnychdostępnych w Polsce, zebranych w tabeli 3, nastręcza trudno-ści interpretacyjnych. Często przywoływana w przepisach wykonawczych i praktyce eksploatacyjnej norma PN-EN50110-1: 2005 zaleca stosowanie do 72,5 kV odległości w niejpodanych, a powyżej zaleca stosowanie PN-EN 61472: 2005.

Już w 1996 roku powstała norma PN-EN 50110-2: 1996Eksploatacja urządzeń elektrycznych (Załączniki krajowe) doktórej 18 państw, bez Polski, podało związane przepisy krajo-we i powołania normatywne. Aktualnie ta norma jest ankie-tyzowana i zostanie także określony załącznik polski PN-EN50110-2 jako zbiór przepisów związanych z normą PN-EN50110-1:2005, przygotowany przez specjalistów z kilku komi-tetów technicznych (55, 72 i 73) PKN.

Wnioski

1. Występują dostateczne powody do nowego ukształtowa-nia odległości w przepisach krajowych, zwłaszcza w Roz-porządzeniu MG z 1999 r. uzupełniając je o zakresy napię-ciowe stosowane w Polsce między 1 a 30 kV.

2. W zakresie wyznaczania minimalnych odległości zbliże-nia dla napięć powyżej 72,5 kV należy rozpowszechnićstosowanie metody probabilistycznej na podstawienormy PN-EN 61472.

3. Alternatywną propozycją do zweryfikowania odległościw Rozporządzeniu MG z 1999 r. jest likwidacja zapisu o odległościach i strefach, pozostawiając to bezpośred-niemu zastosowaniu norm europejskich: PN-EN 50110-1i PN-EN 61472.

4. Kształtowanie bezpiecznych odległości na podstawieanaliz technologicznych i przewidywanych (i/lub) konie-cznych poziomów wytrzymałości elektrycznej izolacji dlapotrzeb procesów technologicznych może poszerzyćmożliwości realizacyjne firm prowadzących eksploatacjęurządzeń elektroenergetycznych.

Tabela 3Porównanie odległości DL podane w rozporządzeniu

i normach (po 1999 roku)

Uwaga: Obliczenia w kol 4 wykonano przy szeregu założeń (dlawspółczynników przepięć od 2,2 – 3,5), tak aby odzwier-ciedlić podobieństwo tych odległości z normą PN-EN50110-1 i przywołanym rozporządzeniem.

❏


Podczas procesu eksploracji i eksploatacji zasobów mor-skich, poza zagadnieniem szeroko rozumianego transportumorskiego, zetknięto się z potrzebą wykonywania różnychprac specjalistycznych. Do prac tych można między innymizaliczyć: podwodne odwierty, podwodne prace nurkowe,układanie kabli i rurociągów na dnie, badanie dna, operacjeprzeładunkowe na morzu. Z charakteru części wymienionychprac wynika problem bardzo dokładnego zachowania pozy-cji jednostki pływającej w sytuacji, gdy znajduje się ona nawodach zbyt głębokich na użycie tradycyjnych metod kotwi-czenia, np. za pomocą wielu rozstawionych kotwic. Z koleiprzy wykonywaniu innych prac zaistniała potrzeba precyzyj-nego przemieszczania się jednostki po ściśle określonej tra-jektorii.

Pierwsze badania oraz aplikacje jednostek z systememdynamicznego pozycjonowania pojawiły się w latach sześć-dziesiątych ubiegłego wieku [1]. Wybudowano wówczas stat-ki przeznaczone do głębokich wierceń podmorskich, wypo-sażone w kilka śrub napędowych w różnych kierunkach – początkowo sterowanych ręcznie, później również poprzezukłady automatyki. Tak powstały pierwsze jednostki z syste-mem dynamicznego pozycjonowania (DP).

W latach dziewięćdziesiątych, w związku z intensyfikacjąeksploracji morza, nastąpił prawdziwy boom na jednostkipływające z dynamicznym pozycjonowaniem oraz ich szybkirozwój techniczny [2 – 3]. Systemy te między innymi znalazłyzastosowanie na jednostkach typu:– statki wiertnicze,– holowniki AHT, AHTS,– statki bazy nurków,– statki do układania kabli, rurociągów,– dźwigi pływające,– pogłębiarki,– statki badawcze.

W chwili obecnej systemy DP stanowią istotną technolo-gię stosowaną do specjalistycznych prac nawodnych i pod-wodnych [2]. Co ważne dla absolwentów naszej uczelni – namarynarskim rynku pracy znalazło się wiele ofert zatrudnie-nia na jednostkach z tego typu systemami.

Charakterystyka okrętowego systemu elektroenergetycznego

Okrętowe sieci elektroenergetyczne są sieciami specy-ficznymi. Są to zwykle sieci trójfazowe, trójprzewodo-we izolowane od kadłuba statku. Charakteryzują się one

ograniczoną, niewielką liczbą źródeł energii, niespotyka-nym w innych przypadkach stosunkiem mocy pojedyn-czego odbiornika do źródła energii oraz relatywnie dużąwartością impedancji zwarcia prądnic instalowanych w tychsystemach. [4]

Ze względu na warunki środowiskowe, w jakich pracujestatek oraz konsekwencje ewentualnych awarii, zagadnie-niem kluczowym jest, aby zachować ciągłość zasilania i poprawność pracy istotnych dla bezpieczeństwa odbiorni-ków.

Szczególny nacisk na kwestię ciągłości zasilania kładziesię w przypadku sieci na statkach specjalnego przeznaczenia,wykonujących nietypowe, niebezpieczne zadania na morzu,niejednokrotnie w trudnych warunkach pogodowych, tj. nastatkach z systemem DP.

Definicja i klasyfikacja statków z systemem DP

Systemy dynamicznego pozycjonowania to systemyutrzymujące automatycznie pozycje jednostek pływających,na których są zainstalowane, przez napór śrub napędowychi sterów strumieniowych, lecz bez użycia urządzeń pozycjo-nujących, takich jak kotwice [2].

Pojęcie statku z systemem dynamicznego pozycjonowa-nia formułuje okólnik (wg tłumaczenia PRS cyrkularz)Międzynarodowej Organizacji Morskiej IMO numer MSC/Circ.645 z dnia 6 czerwca 1994 [5].

W myśl tego dokumentu system DP jest kompletną insta-lacją niezbędną do dynamicznego utrzymywania pozycjistatku, w skład której wchodzą następujące podsystemy:– system elektroenergetyczny,– system pędników,– system sterowania,

W myśl wspomnianego dokumentu do systemu elektro-energetycznego zalicza się:– napędy prądnic z osprzętem,– prądnice,– rozdzielnice,– system dystrybucji, w tym okablowanie.

Systemy pędników i sterowania nie będą przedmiotemdalszych rozważań. Więcej informacji można znaleźć w litera-turze przedmiotu[1 – 3, 9, 10, 12, 13].

Wraz z rozwojem statków z systemem dynamicznegopozycjonowania pojawiła się konieczność ich podziału i skla-syfikowania. Wspomniany okólnik IMO zawiera odnośnewytyczne. Ponadto, znajdują się w nim ogólne zaleceniabudowy, eksploatacji oraz kontroli jednostek tego typu. W myśl tego, szczegółowe przepisy dotyczące budowy i kla-syfikacji znalazły się w gestii towarzystw klasyfikacyjnych

Bartłomiej Bastian1)

Akademia Morska w Gdyni, Katedra Elektroenergetyki Okrętowej

Sieci elektroenergetyczne na jednostkach pływających

z systemem dynamicznego pozycjonowania

Sieci i systemy elektroenergetyczne

1) mgr inż. Bartłomiej Bastian, Akademia Morska w Gdyni, KatedraElektroenergetyki Okrętowej, ul. Morska 81-87, 81-225 Gdynia, e-mail: [email protected]


poszczególnych państw i zostały przez niektóre z nich wpro-wadzone, m.in. przez: DNV, LR, GL, ABS [5 – 8]. Tabela 1przedstawia zestawienie klas statków DP wg okólnika IMOoraz przepisów poszczególnych towarzystw klasyfikacyj-nych.

W zależności od wyposażenia, a tym samym niezawod-ności systemu, wyodrębniamy następujące klasy:

DP 1 – dla wyposażenia klasy 1 utrata pozycji może nastą-pić w przypadku pojedynczej awarii. Komponenty systemuDP nie muszą być powielone.

DP 2 – dla wyposażenia klasy 2 utrata pozycji nie możenastąpić w przypadku pojedynczej awarii jakiegokolwiekaktywnego składnika systemu (przez aktywne składniki rozu-mie się wszelkiego rodzaju maszyny wirujące, aparaty elek-tryczne, urządzenia pomiarowe, natomiast elementamipasywnymi są kable, szyny, przewody). Podsumowując, sys-tem DP 2 musi posiadać powielone wszystkie aktywne skład-niki.

DP 3 – dla wyposażenia klasy 3 utrata pozycji nie możenastąpić w przypadku pojedynczej awarii, zarówno składnikaaktywnego, jak i pasywnego. Ponadto, instalacje muszą byćzaprojektowane i fizycznie rozmieszczone tak, aby w wypad-ku pożaru lub zalania jednej sekcji, statek utrzymywał zadanąpozycję.

Od urządzeń i podzespołów, z których wykonywane sąinstalacje zapewniające dynamiczne pozycjonowanie wyma-gana jest wysoka jakość i niezawodność. Jednak nawet naj-lepsze wykonanie nie zagwarantuje nam 100% pewnościzadziałania, dlatego wprowadza się redundancję (zwielokrot-nienie) dla kluczowych, bądź wszystkich urządzeń systemu.Wg okólnika IMO [5] redundancją określa się zdolność skład-nika lub systemu do podtrzymania bądź odtworzenia funkcji,nawet w przypadku pojedynczej awarii. Redundancja możebyć osiągnięta poprzez zwielokrotnienie składników, jak rów-nież przez zastosowanie alternatywnego sposobu wykonaniafunkcji.

Na rysunku 1 przedstawiono przykładową konfiguracjęsystemu energetycznego statku klasy DP1. Dla funkcjonowa-nia systemu DP1 nie wymaga się nawet zwielokrotnionejliczby prądnic czy zdublowanego systemu rozdziału i przesy-łu energii. Jednak z powodu innych wymagań, a mianowiciewymagań bezpieczeństwa żeglugi dla jednostek morskichnależy zastosować dwa lub więcej niezależnych źródeł ener-gii elektrycznej oraz rozdzielnicę główną z możliwościąpodziału na dwie sekcje. Odbiorniki powinny być skonfiguro-wane tak, aby zasilanie tylko jednej z sekcji zapewniało pod-stawowe funkcje i nie zagrażało bezpieczeństwu. Po stronieodbiorników w przedstawionej konfiguracji DP1 mamy poje-dynczy system napędu elektrycznego i pojedynczy pędnik,zatem w przypadku awarii któregokolwiek z nich jednostkanie będzie w stanie utrzymać zadanej pozycji czy trajektorii.

Na rysunku 2 przedstawiono przykładową konfiguracjęsystemu energetycznego statku klasy DP2. Aktywne składni-ki systemu są powielone. W przypadku pojedynczej awariigeneratora, aparatury rozdzielczej, napędu elektrycznego lubśruby – drugi z systemów jest w stanie utrzymać zadanąpozycję lub trajektorię.

Na rysunku 3 przedstawiono przykładową konfiguracjęsystemu energetycznego statku klasy DP3. Poza spełnieniemwymagań z DP2 niezbędnym jest, aby w razie zalania lubpożaru jednej z sekcji statek utrzymywał pozycję bądź zada-ną trajektorię. Realizuje się to poprzez powielenie zarównoaktywnych jak i pasywnych składników systemu oraz podziałmaszynowni, elektrowni, pomieszczenia napędów na dwieczęści przy zastosowaniu grodzi o klasie ochrony A60 (A60– jest to powszechnie stosowane oznaczenie klasy ochronyprzeciwpożarowej zdefiniowane przez IMO oraz towarzystwaklasyfikacyjne).

Jeśli jakaś część systemu np. kable ze względów kon-strukcyjnych muszą przechodzić przez to samo pomieszcze-nie to wymaga się, aby były one zainstalowane w tunelu o klasie ochrony A60. Statek klasy DP3 jako jednostka o naj-większej niezawodności stosowany jest do najtrudniejszychzadań, niejednokrotnie przy pracy ludzi na głębokościach.

Tabela 1Klasy statków DP wg IMO i towarzystw klasyfikacyjnych

OMIasalK VND .geRdyolL SBA LG

- T-VND )MC(PD 0-SPD -1ssalcPD TUA-VND )MA(PD 1-SPD 1ssalcPD2ssalcPD RTUA-VND )AA(PD 2-SPD 2ssalcPD3ssalcPD ORTUA-VND )AAA(PD 3-SPD 3ssalcPD

Rys. 1. Przykładowa konfiguracja dla statku klasy DP1

Rys. 2. Przykładowa konfiguracja dla statku klasy DP2


Przykładowe aplikacje

Jako jeden z przykładów aplikacji przedstawiony został sys-tem elektroenergetyczny dużego statku klasy DP3, przeznaczo-nego do prowadzenia podwodnych prac konstrukcyjnych.System elektroenergetyczny tej jednostki przedstawia rysunek 4.

Jednostka wyposażona jest w elektrownie o łącznej mocy 24MVA. Rozdzielnica główna składa się z dwóch sekcji, umieszczo-nych w oddzielnych pomieszczeniach przedzielonych grodzią o klasie ochrony A60. W przypadku zwarcia w jednej z sekcji nastą-pi automatyczne rozdzielenie szyn i możliwa dalsza praca jednejz sekcji. Większość zapotrzebowania na energię elektryczną wsystemie wynika z zainstalowanych pędników oraz sterów stru-mieniowych odpowiednio 12 MW i 8,8 MW. Na każdą z dwóchśrub głównych statku pracują poprzez wspólną przekładnię podwa regulowane częstotliwościowo silniki elektryczne. Dziękitemu nawet w przypadku awarii jednego z silników bądź ukła-dów zasilania jednostka może wykorzystywać napór śruby na-pędowej wytworzony przez moment mechaniczny pozostałego– prawidłowo prcującego silnika. Poza pędnikami, głównymipozostałymi urządzeniami wykonawczymi, umożliwiającymi

utrzymanie pozycji jest 5 azymutalnych sterów strumienio-wych (stery umieszczone w gondolach, mogące obracać się o 3600). Cztery z nich zasilane są z poszczególnych sekcji – podwa na każdą z nich. Natomiast jeden z nich o mocy 1,8 MWzasilany może być z obu sekcji, przy czym przełączenie w przy-padku zaniku zasilania następuje automatycznie.

Rozdzielnica 930 V prądu stałego zasilana jest z części wew-nętrznej przekształtników częstotliwości. Jest ona równieżdzielona na dwie sekcje. Odbiornikami tej rozdzielnicy są fa-lowniki zasilające wszelkiego rodzaju windy i wciągarki i pompy używane do prac podwodnych. Rozdzielnica 690 Vsłuży do zasilania odbiorników maszynowych, wszelkiego ro-dzaju pomp, sprężarek, wirówek, wentylatorów itp. Rozdziel-nica 450 V służy do zasilania gniazd pokładowych i robotówpodwodnych oraz poprzez rozdzielnicę awaryjną do zasilaniaodbiorników awaryjnych. Do rozdzielnicy 450 V podłączonyjest układ zasilania z lądu (używany niekiedy podczas postojuw porcie). Rozdzielnica ta poprzez transformatory zasila roz-dzielnice 230 V, będącą źródłem zasilania dla urządzeń stero-wania, dla oświetlenia, dla pomieszczeń mieszkalnych. Ważneodbiorniki sterujące, zasilane są z rozdzielnicy awaryjnej, pop-rzez układ zasilania bezprzerwowego UPS.

Kolejnym przykładem zastosowania omawianych syste-mów jest system elektroenergetyczny jednostki klasy DP3 pły-wającej platformy wiertniczej. Poglądowy schemat systemuelektroenergetycznego tej jednostki przedstawiony został narysunku 5.

Jednostka wyposażona jest w elektrownię o łącznej mocy40 MVA. Rozdzielnica główna składa się z 4 sekcji, umieszczo-nych w osobnych pomieszczeniach oddzielonych grodzią o klasie ochrony A60. Sieć połączona jest w układzie pierście-niowym. W przypadku zwarcia na którejś z sekcji zostanie onaautomatycznie odłączona, lecz pozostałe 3 sekcje będą nadalzasilane. Głównymi odbiornikami energii elektrycznej są pęd-niki, tj. 26 MW oraz transformatory zasilające prostowniki roz-dzielnicy 660 V, tj. 10 MVA. Rozdzielnica 660 V prądu stałegosłuży do zasilania odbiorników biorących udział w procesiewiertniczym, napędów głównych, pomp, napędów pomocni-czych, smarowania itd. Sieć wyposażona jest w 6 transforma-torów 11 kV na 690 V zasilających rozdzielnicę odbiornikówogólno-maszynowych, tj. pomp, sprężarek, wirówek (co niejest pokazane na schemacie poglądowym ze względu na sto-pień skomplikowania instalacji). Napięcie z rozdzielnicy 690Vjest dalej transformowane na 230 V w celach zasilania urzą-dzeń sterowania, oświetlenia oraz pomieszczeń mieszkalnych.Kluczowe odbiorniki zasilane są poprzez własne układy UPS.

Rys. 3. Przykładowa konfiguracja dla statku DP3

Rys. 4. System elektroenergetyczny jednostki klasy DP3, przeznaczonej do podwodnych prac konstrukcyjnych

Rys. 5. System elektroenergetyczny jednostki klasy DP3, pływającej platformy wiertniczej


Metody prognozowania zapotrzebowania 24-godzinnegona energię elektryczną stanowią ważny czynnik poprawyefektywności gospodarowania energią, gdyż umożliwiająprecyzyjne planowanie w tej dziedzinie gospodarki. Z tegopowodu tematyka ta jest rozwijana na świecie od wielu lat.Stosować można różne metody prognozowania, poczynającod metod liniowych, takich jak algorytmy autoregresyjne(ARX, ARMAX, ARIMA), poprzez różnego rodzaju dekompo-zycje (Fouriera, SVD, PCA, falkowa), klasyczne metody opty-malizacyjne, w tym optymalizacji globalnej (algorytmy gene-tyczne, ewolucyjne, symulowanego wyżarzania) aż po naj-częściej dziś stosowane sztuczne sieci neuronowe [2, 5, 7, 8,11, 17].

Zwykle próbuje się różnych metod wybierając spośródnich tę, która zapewnia najlepsze działanie systemu progno-stycznego na danych weryfikujących, nie biorących udziałuw uczeniu. Należy podkreślić, że prognozowanie obciążeń24-godzinnych należy do zadań trudnych, gdyż obserwujesię dużą wariancję w przebiegu godzinnym obciążeń. Dla przykładu dla danych w Polskim Systemie Elektro-energetycznym (PSE) w ostatnim roku przy średnim obcią-żeniu Pm = 16019 MW odchylenie standardowe równało sięσ = 2800 MW. Przy tak dużej zmienności obciążeń wymagasię jednocześnie jak bardziej precyzyjnej prognozy dla każdejgodziny doby.

W tej pracy przedstawimy specjalne podejście do pro-gnozowania, bazujące na zastosowaniu wielu układów pro-gnostycznych na raz. Każdy system prognozy działa na tychsamych danych wejściowych. Wyniki działania każdego z nich są integrowane w jednym wspólnym zespole sieci.Takie rozwiązanie pozwala wykorzystać dobre cechy każde-go predyktora, pozwalając w ten sposób na uzyskanie precy-zyjniejszej prognozy. Pokażemy dwa różne podejścia do inte-gracji wyników działania wielu predyktorów. Jedno z nich wy-korzystuje ślepą separację sygnałów i stosuje liniowe podej-

Podsumowanie

W artykule podjęto próbę zapoznania z zagadnieniemsieci elektroenergetycznych na statkach klasy DP, inaczejmówiąc sieci okrętowych o podwyższonej niezawodności.Przedstawione przykłady aplikacji przybliżają metody podej-ścia do zagadnienia redundancji na etapie projektowania.Przykłady aplikacji sygnalizują również, że wraz z wielkimimocami na statkach pojawiają się średnie napięcia. Jako naj-bardziej typowe można wskazać napięcia 3 kV; 6 kV; 10 kVdla częstotliwości 50 Hz oraz 3,3 kV; 6,6 kV; 11 kV dla często-tliwości 60 Hz [9 – 12, 15, 16].

Zagadnienie sieci elektroenergetycznych na statkachklasy DP jest dużo szersze i wymaga scharakteryzowaniasystemu alarmowego, pomiarowego oraz automatyki i za-rządzania siecią elektroenergetyczną oraz omówienia wyma-gań nie tylko w aspekcie projektowania, lecz także eksploata-cji, testowania, remontów, gospodarki częściami zamienny-mi i zarządzania personelem. Oddzielnym zagadnieniem jestproblem jakości energii elektrycznej i środków technicznychdo jej zapewnienia.

Literatura

[1] Max J. Morgan: Dynamic Positioning of Offshore Vessels [M],Marine Division Honeywell Inc, 1978

[2] Guoqing Xia: Design of Dynamic Positioning Systems UsingHybrid CMAC-based PID Controller for A Ship, Proceedings ofthe IEEE International Conference on Mechatronics & Auto-mation Niagara Falls, Canada, Jul 2005

[3] Zhi Zhigao Zhao: The development and research method of dy-namic positioning systems, The Ocean Engineering 20 (1),2002, 91 – 97

[4] Mindykowski J.: Ocena jakości energii elektrycznej w syste-mach okrętowych z układami przekształtnikowymi, Wyd. Okrę-townictwo i Żegluga, Komitet Elektrotechniki PAN, Gdańsk2001

[5] IMO, Guidelines for vessels with dynamic positioning sys-tems, MSC/Circ.645

[6] DNV, Special Equipment and additional class; Dynamic posi-tioning systems, Rules for classification of ships newbuil-dings part 6 chapter 7, Jan 2008

[7] Lloyd Register of Ships, Dynamic Positioning Systems, Rulesand regulations for the classification of the ships, July 2008

[8] American Bureau of Ships, Rules for building and classingsteel vessels 2006, Part 4 Vessel systems and machinery

[9] Adnanes A. K., Sorensen A. J., Hackman T.: Essential Charact-eristics of Electrical Propulsion and Thruster Drives in DP Ves-sels, Dynamic Positioning Conference 1997

[10] Adnanes A. K.: Maritime Electrical Installations and DieselElectric Propulsion, Turtolrial Report/Textbook – ABB MarineAS, Oslo 2003

[11] Radan D.: Power Energy Managment of Marine Power Sys-tems, NTNU Trondheim, Norway

[12] Radan D.: Power Electronic Converters for Ship PropulsionElectric Motors, NTNU Trondheim, Norway

[13] Sorensen A. J., Adnanes A. K.: Reconfigurable Marine ControlSystems and Electrical Propulsion Systems for Ships

[14] Christ R. D., R. L. Wernli Sr: The ROV Manual: A user Guidefor Observation-Class Remotely Operated Vehicles

[15] Boaz J., Osburn D., Sims C., Weingarth L.: Drilling Vessel Po-wer Plant Control Systems, Dynamic Positioning Conference2000

[16] Functional Description Power Management System, ABB, ma-nual no 3AJM000049

❏

Dr inż. Krzysztof Siwek, prof. dr hab. Stanisław Osowski1)

Prognozowanie obciążeń 24-godzinnych w systemie elektroenergetycznym

z użyciem zespołu sieci neuronowych2)

1) dr inż. Krzysztof Siwek, Politechnika Warszawska, InstytutElektrotechniki Teoretycznej i Systemów Informacyjno-Pomia-rowych, ul. Koszykowa 75, 00-661 Warszawa. prof. dr hab. Stanisław Osowski, Politechnika Warszawska, Insty-tut Elektrotechniki Teoretycznej i Systemów Informacyjno-Pomiarowych, ul. Koszykowa 75, 00-661 Warszawa oraz Wojsko-wa Akademia Techniczna, Instytut Systemów Elektronicznych, ul. Kaliskiego 2, 00-908 Warszawa, e-mail: [email protected]

2) Praca była finansowana z grantu badawczego MNiSZW w latach2008 – 2010.


ście do integracji, drugie jako integrator wykorzystuje nieli-niową sieć neuronową. Wyniki badań teoretycznych zostanąprzetestowane na danych rzeczywistych dotyczących PSE.

Sieci neuronowe użyte w predykcji szeregu czasowego

Ważnym elementem naszego podejścia do prognozowa-nia jest jednoczesne użycie wielu sieci neuronowych, wyko-nujących to samo zadanie przy użyciu identycznych danychwejściowych [10]. Przy użyciu niezależnych predyktorówdziałających w oparciu o różne zasady działania można spo-dziewać się niezależnych od siebie wyników predykcji.Oznacza to, że błędy predykcji popełnione przez poszczegól-ne układy predykcyjne będą miały różne rozkłady. Stąduwzględnienie wszystkich wyników na raz w jednym wspól-nym układzie integrującym stwarza realną szansę na kom-pensację pewnych błędów i w efekcie polepszenie dokład-ności działania całego systemu predykcyjnego.

Wybór poszczególnych predyktorów powinien uwzględ-niać jak największe zróżnicowane sposobu działania każdegoz nich, aby wyniki predykcji były jak najbardziej niezależne odsiebie. W wyniku wstępnej analizy działania poszczególnychsieci wybrane zostały następujące rodzaje predyktorów: siećperceptronu wielowarstwowego (MLP), sieć Support VectorMachine (SVM), sieć rekurencyjna Elmana oraz sieć Koho-nena. Pierwsze trzy predyktory należą do sieci trenowanychz nauczycielem wykorzystując w swym działaniu własnośćuniwersalnego aproksymatora. Sieć Kohonena jest sieciąsamoorganizującą i działa poprzez grupowanie danych w przestrzeni wielowymiarowej. Spośród pierwszych trzechrodzajów sieci MLP wykorzystuje sigmoidalną funkcję akty-wacji neuronów, realizując aproksymację globalną. SiećSVM o jądrze gaussowskim jest typową siecią o działaniulokalnym, natomiast sieć Elmana jest z natury siecią typurekurencyjnego o całkowicie odmiennym sposobie przetwa-rzania danych. Dzięki takiemu wyborowi indywidualnychpredyktorów zapewnia się niezależność wyników predykcjikażdego z nich.

Model predykcji przy użyciu sieci z nauczycielem

W przypadku sieci trenowanych z nauczycielem ważnymelementem jest wybór cech prognostycznych użytych jakosygnały wejściowe dla sieci neuronowej. Przyjmijmy, że pre-dykcja dotyczyć będzie obciążenia w dniu d i godzi-nie h. Proponowany model nieliniowy uzależnia prognozę odtypu dnia (zmienna t),pory roku, (zmienna s), wybranej liczbyrzeczywistych obciążeń z dni i godzin poprzednich P(d – i,h – j)oraz od samych parametrów sieci neuronowej reprezento-wanych przez wektor w. Ogólna postać modelu może byćwyrażona wzorem:

(1)

W równaniu tym H i D reprezentują odpowiednio liczbęgodzin i dni wstecz branych pod uwagę w modelu. Typ dniakoduje się zwykle binarnie w postaci zerojedynkowej. Poraroku w naszym klimacie może być zakodowana w postaci 2 bitów (każda kombinacja 0 i 1 oznacza jedną porę roku),

reprezentuje wynik prognozy, natomiast P(d – i,h – j)wartości rzeczywistych obciążeń z przeszłości. Wszystkiedane muszą być znormalizowane. Zwykle wystarczy każdąkolumnę danych (cechę prognostyczną) podzielić przez naj-większą wartość z tej kolumny. W ten sposób wszystkiekolumny będą reprezentować dane zawarte w przedziale [0, 1]. Jeśli prognoza dotyczy małego obszaru (np. rejo-nu energetycznego) w modelu tym można dodać jeszcze

zmienną temperaturową, pod warunkiem, że tego typu danesą dostępne.

Szczególna struktura zastosowanego predyktora zależyod aktualnie wybranej sieci. W przypadku MLP stosującejfunkcję sigmoidalną neuronów wystarczy zwykle użycie conajwyżej dwu warstw ukrytych [6,15]. Liczba wejść sieci zale-ży od zastosowanego modelu predykcji, natomiast liczbawyjść jest równa liczbie prognozowanych obciążeń godzino-wych (u nas 24). W przypadku sieci rekurencyjnej Elmana[13] stosuje się jedną warstwę ukrytą o sigmoidalnej funkcjiaktywacji posiadającej sprzężenie zwrotne z wejściem sieci.Liczba zewnętrznych wejść i wyjść sieci jest identyczna jak w MLP. Uczenie obu rodzajów sieci odbywa się poprzezminimalizację różnic między wartościami historycznymi (zna-nymi) obciążeń a ich predykcją przy pomocy algorytmówgradientowych, na podstawie bazy danych uczących doty-czących obciążeń z przeszłości. Najczęściej używanym algo-rytmem jest algorytm Levenberga-Marquardta (przy małejliczbie wag) lub gradientów sprzężonych (przy bardzo dużejliczbie wag).

Sieć SVM jest specyficzną strukturą sieciową o jednymneuronie wyjściowym [16]. Z tego powodu należy zastoso-wać w rozwiązaniu 24 takie sieci zasilane tymi samymisygnałami wejściowymi, każda specjalizująca się w progno-zie na określoną godzinę doby. Najczęściej stosowaną funk-cją jądra jest funkcja gaussowska [13,16]. Uczenie sieci SVMprowadzone na zbiorze danych uczących identycznych jakdla MLP jest wyjątkowo efektywne ze względu na sformuło-wanie problemu uczenia jako zadania programowania kwa-dratowego. Jest ono wielokrotnie szybsze niż w przypadkusieci MLP i Elmana.

Model predykcji przy użyciu sieci Kohonena

W przypadku zastosowania w prognozowaniu sieci Ko-honena wykorzystuje się jej zdolność grupowania danych w przestrzeni wielowymiarowej [9]. Dla uniknięcia problemuzróżnicowania poziomu obciążeń w różnych latach należyprzeprowadzić specjalną normalizację danych, transformują-cą obciążenia godzinowe rzeczywiste P(d, h)w tak zwane pro-file obciążeń godzinowych p(d, h) definiowane wzorem [2]

(2)

Pm(d) oznacza wartość średnią obciążenia dnia d, natomiastσ(d) jest odchyleniem standardowym obciążeń godzinowychtego dnia. Zbiór 24 profili godzinowych tworzy wektor profi-lu obciążenia dla dnia d, definiowany dla każdego dnia roku. Sieć Kohonena jest tre-nowana w taki sposób, aby ograniczona liczba neuronówcentralnych reprezentowała wektory profilowe z najmniej-szym błędem kwantyzacji. W uczeniu wykorzystuje się algo-rytm Kohonena lub gazu neuronowego [9]. W wyniku tegokażdy wektor profilowy z bazy danych jest przypisany do jed-nego wybranego neuronu zwycięzcy. Na etapie prognozo-wania obciążenia na dowolny dzień roku korzysta się ze wzo-ru (2) zastępując wartości rzeczywiste ich prognozami (zmien-ne z daszkiem)

(3)

Predykcja wartości średniej i odchylenia standardowegodla konkretnego dnia odbywa się przy zastosowaniu sieciMLP w identyczny sposób jak prognoza obciążenia 24-go-dzinnego, z tym, że tym razem sieć ma jeden neuron wyj-ściowy, którego sygnał oznacza bądź wartość średnią bądźodchylenie standardowe prognozowane na następny dzień[14] (w zależności od prognozowanej zmiennej). Wielkościwejściowe dla takich sieci są analogiczne jak dla obciążeń 24-godzinnych, z tym, że zmienne historyczne dotyczą


podstawie jedynie istotnych składników odbywa się wedługwzoru

(6)

W równaniu tym oznacza zrekonstruowaną macierz X

a – macierz Y zmodyfikowaną w ten sposób, że wierszeodpowiadające składnikom szumowym zostały zastąpioneprzez zera. W wyniku rekonstrukcji odtworzone zostają wszyst-kie kanały predykcji. W ostatnim etapie wybiera się z nich ten,który gwarantuje najlepsze wyniki na danych uczących. Tylkoten wynik będzie odtwarzany w procesie prognozowania.Ogólny schemat postępowania w tej metodzie przedstawiarysunek 2. Klucze reprezentują włączenie bądź wyłączeniedanego składnika niezależnego z procesu rekonstrukcji.

Problemem w tej metodzie pozostaje rozpoznanie, któreskładniki niezależne należy traktować jako nieistotne. Niekiedyz obserwacji przebiegu czasowego składników niezależnychmożna z dużą dozą prawdopodobieństwa rozpoznać powta-rzalne wzorce odpowiadające składnikom istotnym rozkładu.Najlepszym sposobem potwierdzenia tego jest określenie ma-cierzy autokorelacji odpowiadającej każdemu z tych składni-ków. Szum jest zwykle nieskorelowany (bądź słabo skorelowa-ny), co przejawia się poziomem współczynnika korelacji bli-skim zeru dla opóźnień różnych od zera.

Sytuację taką przy trzech składnikach niezależnych dlakolejnych opóźnień odpowiadających 8 600 godzinom (dlaPSE) w roku przedstawiono na rysunku 3. Składnik pierwszyreprezentuje najważniejszy sygnał użyteczny. Składnik dru-gi odpowiada typowemu szumowi, natomiast w składnikutrzecim poza szumem można również wyodrębnić równieżniewielką zawartość istotnej informacji.

wielkości prognozowanych (wartości średniej bądź odchyle-nia standardowego).

Wektor profilowy dla prognozy na dzień d określa się nazasadzie ważenia wektorów profilowych neuronów zwycię-skich, które zwyciężały dla określonego dnia tygodnia w przeszłości (na przykład czwartki miesiąca lipca) wedługwzoru

(4)

We wzorze tym kdi oznacza liczbę pojawień się wektorawi wśród zwycięzców dla tego typu dnia w przeszłości.Określenie wektora prognozowanego profilu (wzór 4) orazprognozowanych wartości średniej i odchylenia standardo-wego dla danego dnia pozwala (przy zastosowaniu wzoru 3)określić prognozę wartości obciążenia rzeczywistego dla każ-dej godziny danego dnia.

Integracja zespołu predyktorów

Każdy z czterech zastosowanych predyktorów neurono-wych wykonuje identyczne zadanie predykcji szeregu liczbo-wego odpowiadającego przewidywanym obciążeniom 24 go-dzin dnia następnego przy zastosowaniu tej samej bazy da-nych obciążeń z przeszłości. Wyjściem każdego z nich jest24-elementowy wektor x przewidywanych obciążeń. Na ichpodstawie integrator (rys. 1) ma za zadanie wytworzyć osta-teczną postać tego 24-godzinnego wzorca obciążeń na dzieńnastępny, najlepiej odzwierciedlającego przyszłe zapotrzebo-wanie na moc.

W pracy przedstawimy dwa podejścia do integracji: śle-pą separację sygnałów oraz zastosowanie nieliniowej siecineuronowej jako integratora.

Integracja liniowa przy zastosowaniu BSS

Jako pierwszą przedstawimy metodę ślepej separacjisygnałów – BSS [1]. W metodzie tej wszystkie 24-elemento-we wektory prognostyczne xi dla kolejnych q dni użytych w uczeniu (wytworzone przez poszczególne sieci neurono-we) tworzą dane uczące opisane macierzą , w któ-rej p=24q a M jest liczbą predyktorów (u nas M=4). Sygnałyopisane tą macierzą podlegają ślepej separacji mającej nacelu określenie M składników niezależnych. Operację BSSopisuje zależność liniowa [1]

(5)

w której W jest macierzą kwadratową o wymiarzeM, . Każdy wiersz macierzy W reprezentuje skład-niki niezależne rozkładu macierzy X. Część z tych składnikówzawiera istotną informację dotyczącą rozkładu obciążeń,natomiast pozostała część może reprezentować szum opisu-jący nieregularności występujące w rozkładach dziennychobciążeń (na przykład wynik gwałtownych zaburzeń pogodo-wych, nieoczekiwanych wydarzeń wpływających na pobórmocy itp.). Eliminacja składników szumowych „odkrywa”istotne elementy informacji i umożliwia odtworzenie wekto-ra prognozowanych obciążeń pozbawionego wpływu tychnieregularności. Rekonstrukcja macierzy X (tzw. deflacja) na

Rys. 1. Ogólny schemat zastosowanego zespołu predyktorów

Rys. 2. Schemat integratora wykorzystującego algorytm ślepej separacji sygnałów

Rys. 3. Funkcje autokorelacji dla poszczególnych składników niezależnych rozkładu BSS


Inną metodą określenia istotnych składników szeregu jestrekonstrukcja sygnałów wyjściowych na podstawie wszyst-kich możliwych kombinacji składników i wybór takiej kombi-nacji, który pozwala uzyskać najlepszą dokładność predykcjina danych uczących.

Integracja nieliniowa przy użyciu sieci neuronowej

Innym sposobem integracji wyników wielu predyktorówjest zastosowanie jako integratora dodatkowej sieci neuro-nowej. W metodzie tej wektory 24-elementowe wygenero-wane przez poszczególne predyktory łączone są w jedenwektor wejściowy . Przy M predyktorachwymiar takiego wektora jest równy 24M. Pierwszym krokiem tejprocedury musi być redukcja wymiaru takiego wektora. Jestona dokonywana poprzez dekompozycję PCA [3], stanowiącątransformację liniową y=Az, w której macierz jesttworzona na podstawie najważniejszych wektorów własnychmacierzy autokowariancji odpowiadającej wektorom z. W wy-niku tej dekompozycji wektor y zawiera jedynie wybranąprzez użytkownika liczbę K składników głównych, które sta-nowić będą sygnały wejściowe dla sieci neuronowej stano-wiącej integrator. Może nim być dowolna sieć neuronowa znauczycielem (np. MLP lub SVM). Schemat integracji przywykorzystaniu tej metody przedstawiony jest na rysunek 4.

W pracy zastosowano sieć SVM w roli integratora ze wzglę-du na efektywny algorytm uczący i dobrą skuteczność tegotypu sieci, znacznie przewyższającą pozostałe rozwiązania.Biorąc pod uwagę, że sieć SVM z definicji posiada jedno wyj-ście należy zastosować 24 takie sieci, każda prognozująca ob-ciążenie na określoną godzinę.

Wyniki eksperymentów numerycznych

Eksperymenty numeryczne przeprowadzono dla danychpochodzących z bazy Polskich Sieci Elektroenergetycznych z 3 ostatnich lat (ponad 26 280 godzin). Pierwsze dwa latazostały użyte w uczeniu wszystkich sieci, natomiast dane z roku trzeciego posłużyły jedynie testowaniu poszczegól-nych rozwiązań.

W pierwszym etapie badań konieczne jest zaprojektowa-nie oraz wytrenowanie indywidualnych predyktorów neuro-nowych. W przypadku sieci sigmoidalnej MLP w wyni-ku wielu eksperymentów za optymalną uznano strukturę 23-20-19-24 wytrenowaną przy użyciu algorytmu gradientówsprzężonych. Sygnałami wejściowymi dla tej sieci były znor-malizowane wartości obciążeń z ostatnich 4 godzin dnia ak-tualnego oraz 5 godzin (godzina aktualna plus 4 godzinywstecz) z 3 dni poprzedzających prognozę (w sumie 19 skła-dników). Typ dnia zakodowano w postaci 2 bitów (11 – dni ro-bocze, 10 – soboty, 01 – piątki, 00 – święta) podobnie jak po-rę roku (00 – wiosna, 01 - lato, 10 – jesień, 11 – zima). Każdyneuron wyjściowy reprezentował określoną godzinę doby.Ze względu na rozbudowaną strukturę sieci w uczeniu zasto-sowano metodę gradientów sprzężonych.

Sieć Elmana miała identyczną warstwę wejściową i wyj-ściową jak MLP. Liczba neuronów ukrytych została ustalo-na na 8, stąd struktura tej sieci może być zapisana w postaci

23-8-24. W uczeniu tej sieci wykorzystano algorytm Leven-berga-Marquardta.

Sygnały wejściowe dla sieci SVM były identyczne jak dlasieci MLP (23 węzły wejściowe). Ze względu na specyfikęsieci SVM należało zastosować równolegle 24 sieci, każdawytrenowana do predykcji obciążenia na określoną godzinędoby. W uczeniu zastosowano zmodyfikowany algorytmPlatta [16], zaimplementowany na platformie Matlaba [12].Liczba funkcji jądra (odpowiednik liczby neuronów ukrytych)była każdorazowo dobierana automatycznie przez algorytmuczący przy poziomie wartości tolerancji ε=0.01.

W przypadku zastosowania sieci Kohonena zastosowano100 neuronów trenowanych za pośrednictwem algorytmugazu neuronowego na zbiorze uczącym profili tworzonychzgodnie ze wzorem (2). Po wytrenowaniu i zamrożeniu wagnastąpiła analiza sieci, przypisująca zwycięzcę każdemu pro-filowi wektorowemu dnia. Wyniki testowania były zapisywa-ne w bazie danych. Na etapie rzeczywistego prognozowaniawektora profilowego obciążenia na dzień następny odczytu-je się z tej bazy zwycięzców odpowiadających temu typowidnia (np. czwartki miesiąca lipca) i na tej podstawie estymu-je się wektor profilowy według wzoru (4). Wartości średnieobciążenia prognozowanego dnia i odchylenia standardoweotrzymuje się z sieci MLP wytrenowanej do tego celu. W przy-padku predykcji wartości średnich zastosowano sieć MLP o strukturze 10-6-1, a w przypadku odchylenia standardowe-go 14-8-1.

Wyniki prognozy dla poszczególnych godzin były porów-nywane z wartościami rzeczywistymi dotyczącymi danychhistorycznych. Przy oznaczeniu przez i obciążeniaodpowiednio rzeczywistego i estymowanego w godzinie h zde-finiowano następujące rodzaje błędów. ● Średni względny błąd procentowy (MAPE)

(7)

● Błąd średni predykcji (MSE)

(8)

● Znormalizowany błąd średni predykcji (NMSE)

(9)

gdzie mean(P) jest wartością średnią rzeczywistychobciążeń godzinnych podlegających predykcji.● Maksymalny błąd średni procentowy (MAXPE)

(10)

Powyższe błędy są określane zarówno dla danych uczą-cych jak I weryfikujących (testujących) nie uczestniczącychw procesie uczenia. W dalszej części pracy ograniczymy sięwyłącznie do błędów testowania na danych nie uczestni-czących w uczeniu. Tabela 1 przedstawia wartości zdefinio-wanych wyżej rodzajów błędów dla 365 dni roku (dane nieuczestniczyły w procesie uczenia) dla czterech rodzajówsieci zastosowanych jako predyktory (MLP – sieć percep-tronowa, SVM – sieć SVM, Elman – sieć Elmana, SO – siećKohonena).

Rys. 4. Neuronowy schemat integracji wielu predyktorów


Literatura

[1] Cichocki, A., Amari S. I.: Adaptive blind signal and image pro-cessing. Wiley (2003)

[2] Cottrell M., Girard B., Girard Y., Muller C., Rousset P.: Dailyelectrical power curve: classification and forecasting using a Kohonen map, IWANN, Malaga, 1995, pp. 1107 – 1113

[3] Diamantras K., Kung S. Y.: Principal component neural net-works, Wiley, 1996, New York

[4] Fidalgo J. N., Pecas Lopez J.: Load forecasting performanceenhancement when facing anomalous events, IEEE Trans.Power Systems, 2005, vol. 20pp. 408 – 415

[5] Gonzalez-Romera E., Jaramillo-Moran M. A., Carmona-Fernan-dez D.: Monthly electric energy demand forecasting based ontrend extraction, IEEE Trans. Power Systems, 2006, vol. 21pp.1946 – 1953

[6] Haykin S.: Neural networks, a comprehensive foundation,Macmillan, 2002, New York

[7] Hippert H. S., Pedreira C. E., Souza R. C.: Neural networks forshort-term load forecasting: a review and evaluation, IEEETrans. on Power Systems, 2001, vol. 16, pp. 44 – 55

[8] Kandil N., Wamkeue R., Saad M., Georges S.P: An efficientapproach for short term load forecasting using artificial neuralnetworks, Electrical Power and Energy Systems, 2006, vol.28, pp. 525 – 530

[9] Kohonen T.: Self-organizing maps, 1995, Springer, Berlin

[10] Kuntcheva L.: Combining pattern classifiers-methods and al-gorithms, Wiley, 2004, New Jersey

[11] Mandal P., Senjyu T., Urasaki N., Funabashi T.: A neural net-work based several hours ahead electric load forecastingusing similar days approach, Electrical Power and EnergySystems, 2006, vol. 28, pp. 367 – 373

[12] Matlab, Neural network toolbox, User manual, Matlab Series,Natick, USA, 2004

[13] Osowski S.: Sieci neuronowe do przetwarzania informacji,OWPW, 2007

[14] Osowski S., Siwek K.: The self-organizing neural network ap-proach to load forecasting in power system, Int. Joint Conf.on Neural Networks, Washington, 1999, pp. 1345 – 1348

[15] Osowski S., Siwek K.: Regularization of neural networks forload forecasting in power system, IEE Proc. GTD, 2002, vol.149, pp. 340 – 345

[16] Schölkopf B., Smola A.: Learning with Kernels, 2002, Cam-bridge, MA: MIT Press,

[17] Yalcinoz T., Eminoglu U.: Short term and medium term powerdistribution load forecasting by neural networks, Energy Con-version and Management, 2005, vol. 46, pp. 1393 – 1405

Wyniki wskazują na sieć MLP jako najlepszy predyktor.Dotyczy to wszystkich kategorii błędów. Następnie wynikiindywidualnych predyktorów zostały zintegrowane przy uży-ciu dwóch różnych metod integracji: BSS oraz sieci neuro-nowej. Wyniki integracji w postaci zestawienia poszczegól-nych rodzajów błędów są przedstawione w tabeli 2. W przy-padku integracji neuronowej zastosowano dwa rodzaje sieci:SVM oraz MLP. W przypadku zastosowania BSS do odtwo-rzenia prognozy końcowej zastosowano jedynie 2 składnikiniezależne z czterech występujących w rozkładzie.

Uzyskane wyniki wskazują na bardzo wysoką sprawnośćzespołu predyktorów w stosunku do pojedynczej sieci.Porównując poszczególne rodzaje błędów uzyskane przy uży-ciu najlepszej metody integracji (integracja neuronowa przyużyciu SVM) w stosunku do najlepszej sieci indywidualnej(MLP) uzyskano redukcję błędu MAPE o 28%, MSE o 46% i MAXPE o 36%.

Wnioski końcowe

Praca przedstawia nowe podejście do prognozowaniaprzy użyciu wielu predyktorów neuronowych. Wykorzystujesię przy tym fakt, że zwykle na etapie poszukiwania optymal-nego wyniku próbuje się wielu różnych rozwiązań. Zamiastodrzucać te gorsze można je połączyć w zespół wzajemniewspierających się sieci. Jak pokazano w pracy takie rozwią-zanie gwarantuje uzyskanie wyniku lepszego niż najlepszyindywidualny predyktor.

Zbadano zastosowanie dwu różnych systemów integru-jących. Jeden z nich wykorzystuje ślepą separację sygnałów,odrzucając na etapie rekonstrukcji te sygnały, które stanowiąewidentny szum pomiarowy. Drugi sposób integracji polegana zastosowaniu dodatkowej sieci neuronowej użytej w roliintegratora nieliniowego.

Wyniki badań symulacyjnych na danych rzeczywistych z PSE pokazały, że obie metody integracji dobrze sprawująsię w praktyce, choć nieco lepsze wyniki uzyskano przy uży-ciu nieliniowego integratora neuronowego w postaci sieciSVM. Przy zastosowaniu tej techniki uzyskano redukcjębłędu MAPE o prawie 30%, błędu MSE o prawie 50% i mak-symalnego błędu procentowego MAXPE o ponad 35%.

Tabela 1 Błędy predykcji obciążeń w PSE

dla danych z jednego roku nieuczestniczących w uczeniu dla 4 indywidualnych

predyktorów neuronowych

Tabela 2Błędy predykcji obciążeń w PSE dla zespołu

predyktorów neuronowych dla danych z roku nieuczestniczącychw uczeniu

❏


Charakterystyczne dla podsektora elektroenergetycznegojest to, że realizowane przedsięwzięcia rozwojowe i inwesty-cyjne wykazują jedną z największych kapitałochłonności w gospodarce narodowej, co oznacza, że alokacja środkówfinansowych na te cele powinna opierać się na rzetelnej dia-gnozie stanu obecnego i na scenariuszach przyszłego kształ-towania sieci przesyłowej. Opracowane na tej podstawie kie-runki długoterminowego rozwoju Krajowego SystemuPrzesyłowego (KSP) powinny być zdeterminowane korzyst-nym rachunkiem ekonomicznym, a nie przyjmowane na zasa-dzie arbitralnej.

Rozwój KSP powinien przede wszystkim koncentrowaćsię na równoważeniu w każdej chwili popytu i podaży ener-gii elektrycznej oraz zapewnieniu należytej jakości energiielektrycznej i niezawodności jej dostarczania każdemuodbiorcy. Realizacja tak sformułowanych przesłanek rozwo-jowych wskazuje na istotne cele, których wykonanie zapew-nia długofalowe świadczenie usług przesyłowych uczestni-kom rynku energii elektrycznej zgodnie z ich potrzebami.Zatem poszczególne przedsięwzięcia rozwojowe i inwesty-cyjne powinny przyczyniać się do realizacji jednego lub wieluzamierzonych celów rozwoju KSP [2, 3, 6].

Planowanie rozwoju sieci przesyłowej

Rozwój Krajowego Systemu Elektroenergetycznego jestpodstawowym wyzwaniem, jakie stoi przed Operatorem sie-ci najwyższych napięć. To właśnie PSE Operator odpowiadaza jego bieżące bezpieczeństwo i niezawodność funkcjono-wania oraz za tzw. wystarczalność krajowej sieci przesyłowej[1]. Planowanie jego rozwoju w warunkach rynkowych musibyć ukierunkowane na cele będące pochodną przede wszyst-kim rozwoju gospodarczego kraju i ochrony środowiska natu-ralnego.

W tym względzie dominujące znaczenie mają cele związa-ne z zaspokojeniem wzrastającego zapotrzebowania na ener-gie elektryczną odbiorców końcowych (rys. 1) – równowagaw zakresie popytu i podaży na energię elektryczną – i zabez-pieczenie pewności pracy sieci przesyłowej w warunkachniepewności kierunków rozwoju dużych krajowych źródełwytwarzania.

Ważnym celem w procesie planowania rozwoju sieciprzesyłowej jest zapewnienie spójności jej rozwoju z rozwojem sieci dystrybucyjnej. Koordynacja, a w szczegól-nych przypadkach integracja rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, pozwala na optymalizację procesu podwzględem ekonomicznym i technicznym, co w efekcie po-zwala na właściwą ocenę potrzeb obu systemów. Ponadtorosnące wymagania zwłaszcza w zakresie ochrony środowi-ska będą powodowały konieczność większej integracji dzia-łań w procesie rozwoju, budowy linii wielotorowych, sto-sowania w uzasadnionych przypadkach połączeń kablo-wych oraz wspólnego wykorzystania wszelkich dostępnych i nowych technologii, ułatwiających działalność budownic-twa sieciowego.

Istotnymi celami rozwoju, z punktu widzenia zdolnościprzesyłowych, są cele związane z zapewnieniem lub poprawąelastyczności wyprowadzenia mocy z istniejących źródeł wy-twarzania, zmniejszenie ograniczeń przesyłowych, utrzyma-nie i modernizacja istniejącej infrastruktury sieciowej, zwięk-szenie zdolności KSE do wymiany transgranicznej energiielektrycznej [4, 5], przy zachowaniu bezpiecznej pracy tychpołączeń, a także zapewnienie aktywnego uczestnictwa KSEw wewnątrzunijnym rynku energii elektrycznej.

Określone w taki sposób cele bardzo jednoznacznie wska-zują najbliższe i długofalowe priorytety rozwoju sieci przesy-łowej. Natomiast podejmowane do ich realizacji działaniapowinny gwarantować optymalizację nakładów i kosztów(szczególnie operacyjnych) podejmowanych przedsięwzięćinwestycyjnych oraz takie ich rozłożenie, aby nie powodowa-ło to nadmiernego wzrostu cen i stawek opłat za energię elek-tryczną, przy jednoczesnym zagwarantowaniu prowadzeniareinwestycji i inwestycji finansowanych z zysku.

Stan krajowej sieci przesyłowej

Obecny stan krajowej sieci przesyłowej tworzy infrastruk-tura obejmująca 106 stacji najwyższych napięć, 236 linii o łącznej długości 13 053 km, w tym linii o napięciu znamio-nowym 220 kV jest 167, 400 kV jest 69 i 750 kV jest 1 linia.Największa gęstość sieci występuje w południowej częścikraju, a najmniejsza w północnej i północno-wschodniej czę-ści. Stąd też znaczne potrzeby inwestycyjne w zakresie roz-woju sieci przesyłowej koncentrują się na terenach wokółdużych aglomeracji miejskich i w regionach północno-wschodnich kraju (rys. 2). Głównym powodem tego jestwzrost zapotrzebowania na moc i jednocześnie budowa kon-wencjonalnych źródeł energii lokalnych i systemowych, cowskazuje na rozwój dużych miast i dbałość o bezpieczeń-stwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców.

Analiza struktury wiekowej najistotniejszych elementówsieci najwyższych napięć (linie napowietrzne, transformato-ry, wyłączniki) wykazała, że ok. 45% sieci przesyłowej ma 40i więcej lat. Świadczy to o stopniowym zbliżaniu się części

Waldemar SkomudekWiceprezes Zarządu Spółki PSE Operator SA

Wpływ rozwoju sieci przesyłowej na bezpieczeństwo i niezawodność pracy

Krajowego Systemu Elektroenergetycznego

Rys. 1. Ilustracja średnich tygodniowych wartości krajowegoszczytowego zapotrzebowania na moc w dniach roboczych [4]


majątku przesyłowego do granicy fizykalnego zużycia, a tymsamym o konieczności alokacji środków finansowych rów-nież w ten obszar zamierzeń inwestycyjnych. W szczególno-ści przyspieszenia procesów przebudowy i modernizacji wy-magają linie 220 kV.

Jednak ogólny stan techniczny sieci przesyłowej i jej ele-mentów pozwala na pełnienie zaplanowanych dla nich funk-cji, a prowadzony przez Operatora proces planistyczny i reali-zacji zamierzeń inwestycyjnych, w szczególności w zakresiebezpieczeństwa krótko- i długoterminowego daje rękojmięwłaściwie pełnionej funkcji.

Średnioroczny wzrost zużycia energii elektrycznej w la-tach 2001 – 2007 był dodatni i wyniósł około 1,7%. Wedługprognoz zastosowanych do projektu „Polityki energetycznejPolski do 2025 roku” średnioroczne zapotrzebowanie naenergię elektryczną do roku 2025 jest dodatnie i określone napoziomie ok. 1,3%.

Istotnym parametrem w procesie planowania i realizacji roz-woju sieci przesyłowej jest dynamika wzrostu zapotrzebowaniana moc szczytową elektryczną. Dynamika zmian mocy szczyto-wej w ubiegłych latach była dodatnia. Odnotowane mak-symalne zapotrzebowanie w 2008 roku wyniosło 25 120 MW.Przewidując m.in. przyłączenie do sieci przesyłowej nowychźródeł konwencjonalnych, w tym również elektrowni jądro-wej, przyłączenie nowych mocy OZE jako efekt planowanejścieżki dochodzenia do celów pakietu klimatycznego,konieczność rozbudowy elementów sieci pełniących rolętzw. źródeł mocy interwencyjnej oraz realizację połączeńtransgranicznych przyjęto w Operatorze prognozowanywzrost mocy szczytowej dla potrzeb budowy planu rozwojusieci przesyłowej do roku 2025 na poziomie nieco ponad 36 GW.

Sporządzona przez Operatora sieci prognoza rozwojukrajowego systemu przesyłowego jest oparta również naidentyfikacji zagrożeń wyłączeń pojedynczych elementówsieci, które mogą prowadzić do rozległych awarii systemo-wych. Najbardziej wrażliwe pod tym względem obszary topółnoc i północny-wschód kraju.

Hipotetycznie rozważane stany awaryjne sieci przesyło-wej lub jej elementów w tych regionach mogłyby stanowićbezpośrednie lub pośrednie zagrożenie lokalnym black-outem, z dużym prawdopodobieństwem rozszerzeniem sięawarii na pozostałe obszary KSP. Wobec tak zdiagnozowanejsytuacji jedynym rozwiązaniem zapewniającym bezpieczeń-stwo pracy KSE w tych regionach Polski w sytuacji występu-jącego w regionie niedorozwoju sieci, jest budowa źródełrezerwy interwencyjnej. Byłyby one wykorzystywane do za-spokojenia lokalnych deficytów mocy czynnej w określonychwęzłach sieci przesyłowej. Takie rozwiązanie mogłoby stano-wić czasową alternatywę dla budowy niezbędnych linii prze-syłowych, których cykl inwestycyjny nie gwarantuje ich po-wstania przed rokiem 2015.

Rozwój KSP do roku 2025

Według sporządzonej przez Operatora prognozy rozwojuKSP do roku 2025, kształt jej planowanej rozbudowy będziewynikiem jej stanu obecnego oraz działań wynikającychzwłaszcza z planowanych przyłączeń nowych jednostekwytwórczych, w tym OZE, jak również wyprowadzenia mocyz modernizowanych elektrowni istniejących i wymiany mię-dzysystemowej z krajami sąsiednimi (rys. 3).

W efekcie zrealizowania zaplanowanych w okresie od2010 do 2025 roku zadań inwestycyjnych i modernizacyj-nych w strukturze sieci przesyłowej powinny nastąpić zmia-ny prowadzące do wzrostu długości linii 400 kV o ponad3000 km, zmniejszenia długości linii o napięciu znamiono-wym 220 kV o około 1500 km, zwiększenia zdolności przesy-łowych linii 220 kV o długości około 360 km, oraz zwiększe-nia zdolności transformacji na poziomach napięcia 400/110 kV,400/220 kV i 220/110 kV i zdolności regulacji mocy biernej w za-kresie zbliżonym do poziomu +1700/– 400 MVar.

Jednak skuteczna realizacja zaplanowanych zadań inwe-stycyjnych jest uzależniona od likwidacji szeregu barier w przepisach prawnych występujących obecnie w ustawacho planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, prawie

Rys. 2. Potencjalne obszary kraju

wymagające intensywnych działań inwestycyjnych

w celu poprawy bezpieczeństwa pracy

sieci przesyłowej [4]


budowlanym i prawie ochrony środowiska. Istniejące obec-nie uwarunkowania zawarte w tych aktach prawnych znacz-nie ograniczają skuteczność realizacji elektroenergetycznychinwestycji liniowych o znaczeniu państwowym (obszernywywód w przedmiotowej sprawie zawiera opracowanie pt.:„Raport o wpływie uregulowań prawnych na warunki eksplo-atacji i rozwoju infrastruktury technicznej liniowej sektorapaliwowo-energetycznego decydującej o bezpieczeństwieenergetycznym kraju. Praca zbiorowa”, Warszawa 2009).

Podsumowanie

Ujęte w planie rozwoju Operatora inicjatywy inwesty-cyjne zmierzają do nadrobienia przez Polskę zaległości w rozwoju systemu przesyłowego i stworzenia warunkówdla pełnego jego zintegrowania z systemami krajów ościen-nych.

Aby wykonać zaplanowane inwestycje w okresie kilku-nastu najbliższych lat niezbędne jest opracowanie ściśleokreślonej procedury planistycznej i wykonawczej,uwzględniającej konieczność pokonania barier prawnychutrudniających obecnie pozyskanie wymaganych decyzji i zgód na realizację inwestycji, a także prawa dostępu doistniejącej infrastruktury sieciowej. Najbardziej skutecz-nym rozwiązaniem tego problemu jest stworzenie nowychrozwiązań prawnych, ułatwiających realizację inwestycjiinfrastrukturalnych. Ponadto, współczesne planowanierozwoju sieci przesyłowej powinno być ściśle powiązanez planowaniem przestrzennym kraju i jego poszczegól-nych regionów. W ten sposób zostałyby stworzonewarunki przede wszystkim do przyspieszenia uzyskaniapozytywnych uzgodnień i decyzji ze strony organówadministracji samorządowej.

Planowanie rozwoju sieci przesyłowej to czynnośćwymagającą kojarzenia wiedzy technicznej i naukowej o systemie elektroenergetycznym i jego poszczególnychskładnikach z doświadczeniem zawodowym i wiedzą o warunkach i zasadach pracy systemu. Ma to szczególne

znaczenie przy koordynowaniu celów planistycznych wyni-kających z planu rozwoju sieci przesyłowej z potrzebamiOperatorów Sieci Dystrybucyjnej i jednostek podsektorawytwórczego.

W konkluzji prowadzonych rozważań można bez wątpie-nia stwierdzić, że sieć przesyłowa istotnie wymaga znaczą-cego doinwestowania, a w obecnej sytuacji kryzysowejnależy dołożyć wszelkich starań, aby określone zamierzeniainwestycyjne były kontynuowane.

Literatura

[1] Kasprzyk S.: Program polskiej energetyki jądrowej-najkrzyst-niejsze lokalizacje, moce w tych lokalizacjach, rozwój i moder-nizacja sieci NN i rozdzielni NN. Przegląd Elektrotechniczny2009, nr 9 (w druku)

[2] Skomudek W.: Potrzeba inwestycji. Energia Elektryczna 2009,nr 3

[3] Skomudek W.: Potrzeby inwestycyjne infrastruktury siecio-wej. Potrzeby Rozwojowe Energetycznej Infrastruktury Sie-ciowej. Uwarunkowania Prawne i Środowiskowe. Materiałykonferencyjne. Poznań, 19 maj 2009

[4] Skomudek W.: Wpływ rozwoju połączeń transgranicznych nabezpieczeństwo energetyczne kraju. Kongres Energia i Prze-mysł – Bezpieczeństwo energetyczne Polski. Warszawa, 7 – 8maja 2009.

[5] Szwed C.: Zasady i uwarunkowania przyłączania źródeł odna-wialnych do sieci elektroenergetycznej w Polsce. Pomiary,Automatyka, Kontrola 2009, nr 6

[6] Węgliński J. i in.: Plan rozwoju w zakresie zasokojenia obec-nego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną nalata 2010 – 2025. Opracowanie PSE Operator SA, Warszawa2009

Rys. 3. Ilustracja przyszłej infrastruktury przesyłowej uwzględniająca prognozę rozwoju KSP do 2025 roku [6]

❏


Na całym świecie obserwowany jest dynamiczny rozwójlinii kablowych – i to dla wszystkich poziomów napięć. Naj-bardziej spektakularne są oczywiście realizacje nowych liniikablowych wysokich i najwyższych napięć. W tabeli 1 zesta-wiono kilkanaście, najczęściej przywoływanych w różnych

publikacjach, linii kablowych NN oddanych do eksploatacji w ostatnich latach.

W opublikowanej w 2007 roku Broszurze Technicznej CIGRE [3] przeanalizowano aktualny stan linii elektroenerge-tycznych ze szczególnym uwzględnieniem linii kablowych.

● optymalizacja rozpływu mocy w systemie elektroenerge-tycznym, polegająca na wyznaczeniu optymalnego po-ziomu generacji w poszczególnych węzłach wytwórczych,przy założonym poziomie konsumpcji mocy.Szczególnie drugie z wymienionych zagadnień jest cieka-

we z punktu widzenia informatyki. Wymaga bowiem zastoso-wania metod optymalizacyjnych, pośród których niektóresą znane od lat, inne zaś dopiero znajdują zastosowanie w za-gadnieniu optymalizacji rozpływu mocy:● metody gradientu sprzężonego,● metody quasi-Newtonowskie,● metody punktu wewnętrznego (interior point),● metody punktu zewnętrznego (non-interior point).

W ramach prezentacji przedstawione zostanie zagadnienieoptymalizacji rozpływu mocy, podstawy wymienionych po-wyżej metod oraz porównanie rezultatów uzyskanych poszcze-gólnymi metodami i czasu, w jakim osiągnięte zostało rozwią-zanie.

Bernard Baron

Metody komputerowe w optymalizacji rozpływu mocyw systemie elektroenergetycznym


Zaspokojenie potrzeb konsumentów wymaga od dostaw-ców energii elektrycznej utrzymania generacji mocyna poziomie równoważącym nie tylko zapotrzebowanie,ale też straty mocy w liniach przesyłowych. Operator systemumusi wybierać między pokrywaniem zapotrzebowaniaz najbliższych geograficznie źródeł, co redukuje stratyw liniach, lub z najtańszych dostępnych źródeł, co może jed-nak skutkować marnowaniem energii. Wszyscy uczestnicyprocesu produkcyjnego i konsumpcyjnego dążą też do ma-ksymalnego ograniczenia kosztów.

Ten problem, ze względu na jego rozmiar i stopień skom-plikowania, idealnie nadaje się do rozwiązania z zastosowa-niem technik komputerowych.

Rozróżniamy dwie kategorie zagadnień możliwychdo rozwiązania metodami komputerowymi:● analiza rozpływu mocy w systemie elektroenergetycz-

nym, polegająca na wyznaczeniu poziomów napięćw poszczególnych węzłach przy założonym poziomie ge-neracji i konsumpcji mocy, ❏

Aleksandra RakowskaPolitechnika Poznańska, Instytut Elektroenergetyki

Rozwój linii kablowych wysokich i najwyższych napięć

Tabela 1 Największe linie kablowe najwyższych napięć [1, 2]

,*14 kabli jednofazowych = 4 obwody x 3 kable + 2 kable zapasowe, długość 1.3 km


Analizowano dane dotyczące linii na napięcie powyżej 50kV, a informacje uzyskano z 28 państw i dotyczyły one stanuna koniec 2006 roku. Ponieważ w różnych krajach stosowanesą odmienne typowe poziomy napięć linii elektroenergetycz-nych przy opracowywaniu danych statystycznych zastosowa-no przedziały napięć: 50 – 109 kV, 110 – 219 kV, 220 – 315 kV,315 – 500 kV oraz powyżej 500 kV.

Na rysunku 1 przedstawiono procentowy udział linii kablo-wych w sieci dla poszczególnych poziomów napięć. Zebranedane statystyczne potwierdziły, że z roku na rok wzrasta pro-centowy udział linii kablowych ułożonych kablami o izolacjipolietylenowej w ogólnej długości eksploatowanych liniikablowych (rys. 2). Poprzednio tak kompleksową analizę siecielektroenergetycznych przeprowadzono również w ramachprac CIGRE, a dane dotyczyły stanu na koniec 1996 roku [4].

W Polsce obserwowany jest w ostatnich latach dyna-miczny rozwój sieci kablowej szczególnie dla linii na napię-cie 110 kV i należy jedynie żałować, że nie są dostępne infor-macje o sumarycznej długości tych linii – eksploatowanychprzez elektroenergetykę zawodową, przemysłową i inną.Budowę przykładowych linii 110 kV pokazano na rysunku 3. W naszym kraju oddano do eksploatacji także już krótki odci-nek linii kablowej 400 kV.

Wydaje się, że we wszystkich większych miastach i aglo-meracjach budowanie linii kablowych 110 kV stało się obec-nie niezbędną koniecznością. Dlatego w tabeli 2 porównanodługości linii kablowych w wybranych państwach wg stanuna 2005 i 1996 rok właśnie dla tego poziomu napięć, obec-nie najbardziej interesującego polską elektroenergetykę.Oczywiście w przypadku ujemnej zmiany w długości linii

kablowych w danym kraju można domyślać się, że spowo-dowane jest to przebudową linii na wyższe napięcia. Infor-macje o liniach kablowych także dla tego poziomu napięćzestawiono w tabeli 3.

Rys. 1. Procentowy udział linii kablowych w ogólnej długości linii elektroenergetycznych

dla poszczególnych poziomów napięć [3]

Rys. 2. Procentowy udział kabli o wytłaczanej izolacji polimerowejw ogólnej długości linii kablowej

dla poszczególnych poziomów napięcia [3]

Tabela 2 Porównanie długości linii kablowych 110-219 kV zgodnie

z danymi z roku 1996 i 2005 dla kilku przykładowych państw [3]

Tabela 3Długość linii elektroenergetycznych na napięcie 110 – 219 kV

w dziesięciu państwach,w których udział linii kablowych jest najwyższy [3]

Rys. 3. Budowa dwóch linii kablowych 110 kV w Poznaniu (zdjęcia autorki)


Powoli staje się standardem we współczesnych liniachWN i NN stosowanie monitoringu temperatury (tzw. kablehybrydowe). Oczywiście tego typu instalacja zwiększa kosztbudowy linii, jednakże staje się wręcz niezbędna w liniach ostrategicznej ważności. Kable takie oferowane są równieżprzez polski przemysł kablowy [12].

Z kolei sposobów zmniejszenia kosztów budowy liniikablowej jest wiele. Producenci kabli WN i NN oferują międzyinnymi coraz dłuższe odcinki fabryczne kabli, co zmniejszakoszt zakupu i instalowania osprzętu [2, 13]. Przykładowo wJaponii w roku 1993 rekordem było uzyskanie odcinka kablana napięcie 275 kV o długości 600 m, obecnie nie jest rzadko-ścią produkowanie kabli na ten poziom napięcia w odcinkach o długości 2500 m [10]. Także Japończycy mogąposzczycić się i produkcją kabli 500 kV o izolacji XLPE o zna-czących długościach odcinków fabrycznych. Przykład takiegoodcinka to kabel 500 kV o żyle roboczej 1000 mm2, z osłoną Al karbowaną, o grubości izolacji wynoszącej 27 mm.

Poza czynnikami społecznymi wpływającymi zdecydo-wanie na rozwój sieci kablowej pewnym ograniczeniem cią-gle jest koszt budowy linii kablowej, a szczególnie jego od-niesienie do kosztu budowy równoważnej linii napowietrz-nej. Wiele czynników wpływa na ostateczny koszt linii kablo-wej – rozpatrywanej całościowo. Przykładowo, jeżeli projek-tant i inwestor zdecydują się na ułożenie linii kablowej w tu-nelu, to należy przewidzieć koszt budowy tunelu, koszt sys-temu wentylacyjnego, koszt budowy podpór do ułożeniakabli, koszt rozwinięcia i ułożenia kabli oraz koszt łączeniaodcinków (montowania muf kablowych). Natomiast etapprojektowania linii i wyboru konstrukcji kabla oraz osprzętuwymaga uwzględnienia wyboru trasy linii, profesjonalnejoceny oddziaływania środowiskowego (i to zarówno oddzia-ływania środowiska na linię, jak i oddziaływania linii na śro-dowisko) oraz uwzględnienia wszelkich kosztów związanychz uzyskaniem wszystkich uzgodnień i zezwoleń. Przy budo-wie linii pojawia się także koszt związany z koniecznościąwykupu gruntu na tzw. pas technologiczny umożliwiającynie tylko budowę linii, ale zapewniający niezbędny do niejdostęp – konieczny podczas eksploatacji – i to nie tylko pod-czas usuwania ewentualnej awarii. W przypadku budowaniatzw. wstawek kablowych w liniach napowietrznych wysokichi najwyższych napięć należy uwzględnić konieczność wyko-rzystania stosunkowo szerokiego pasa technologicznego zewzględu na niezbędne ułożenie linii kablowej wielotorowej,aby zapewnić tę samą zdolność przesyłową co linia napo-wietrzna [5, 6, 7]. Jako przykładowe rozwiązanie takiej sytu-acji na rysunku 4 przedstawiono wymagany pas technolo-giczny dla linii kablowej wielotorowej mającej stanowić alter-natywną wstawkę do wybudowanej w okolicach Poznanialinii wielotorowej napowietrznej.

Koszt budowy linii może być dodatkowo związany z bu-dową specjalnych systemów zmniejszających oddziaływaniepola magnetycznego na środowisko [8, 9]. Coraz częściejrozpatrywany problem konieczności obniżania poziomu polamagnetycznego wokół linii kablowych skutkuje stosowa-niem różnego typu środków zaradczych w celu obniżeniapola magnetycznego (rys. 5). Wybór materiału ekranów i ukształtowania osłon musi być dokonywany indywidualnie,oceniając każdy przypadek osobno.

Nowoczesne konstrukcje kabli elektroenergetycznychcoraz częściej wyposażane są w czujniki, które umożliwiająmonitorowanie stanu izolacji podczas eksploatacji. Przykładtakiej konstrukcji pokazano na rysunku 6 – pomiędzy mie-dzianymi drutami żyły powrotnej kabla umieszczono światło-wód do kontroli temperatury wzdłuż całego kabla (real timethermal rating – RTTR) oraz czujnik elektryczny pozwalającyalarmować służby eksploatacyjne o ewentualnym zawilgoce-niu izolacji [10, 11]. Konstrukcje takie wykonywane są jużstandardowo na napięcie do 400 kV. A jeżeli wspomniano jużzawilgocenie, to należy podkreślić, że standardem jest insta-lowanie wysokonapięciowych kabli o konstrukcji uszczelnio-nej (czyli wyposażonych w bariery promieniowe i wzdłużneprzeciwko wnikaniu i rozprzestrzenianiu się wilgoci w izola-cji).

Rys. 4. Wymagany pas terenu przy zastąpieniu linii napowietrznej2 x 400 kV + 2 x 220 kV linią kablową [5]

Rys. 5. Genua – montowanie kabli wewnątrz stalowej rury [9]

Rys. 6. Nowoczesna konstrukcja kabla WNo izolacji XLPE z optycznym i elektrycznym sensorem

do monitorowania stanu izolacji [11]


Linia o długości 1800 m została ułożona pomiędzy stacja-mi wykonanymi w technologii GIS w jednym odcinku, czylibez mufy [14].

Przykład instalowania innej linii 500 kV w Japonii przed-stawiono na rysunku 7.

Podsumowanie

Obecnie coraz częściej instalowane są linie kablowe nanapięcie 400 kV (420 kV napięcie maksymalne). Dodatkowow kablach tych przekrój żyły roboczej wynoszący 2500 mm2

powoli także staje się światowym standardem [1]. A obser-wowany w ostatnich latach dynamiczny rozwój sieci kablo-wej wynika nie tylko z uwarunkowań technicznych i ekono-micznych, ale również ze względu na fakt coraz trudniejszejakceptacji społecznej dla budowy nowych linii napowietrz-nych wysokich i najwyższych napięć.

Dodatkowo, bardzo dobre dotychczasowe doświadcze-nia eksploatacyjne [15] oraz bardzo dobra jakość kabli elek-troenergetycznych oferowanych przez renomowanych pro-ducentów utwierdzają, że wybór linii kablowych jest wybo-rem słusznym. Tym bardziej że prowadzone są nadal inten-sywne badania mające na celu ciągłe polepszanie techno-logii układania kabli oraz uzyskiwania coraz lepszych i jesz-cze bardziej niezawodnie działających kabli i osprzętukablowego.

Osobnym obszarem badawczym poświęcone są pracenad wydłużeniem czasu życia linii kablowych. Planowanejest również dalsze podwyższanie poziomu napięcia kablielektroenergetycznych, a nawet rozważane jest podję-cie wstępnych prac badawczych nad projektem kabla nanapięcie 750 kV [10].

Kolejnym argumentem za wyborem linii kablowych jestzmniejszająca się różnica pomiędzy kosztem budowy liniinapowietrznej a równoważnej jej linii kablowej, tym bar-dziej że każdorazowa koszty eksploatacyjne dla linii kablo-wych są znacznie niższe niż dla linii napowietrznych.Dlatego nie są rzadkością doniesienia o budowie kolejnychlinii kablowych WN i NN.

Przykładowo na przełomie 2009 i 2010 roku ma byćoddana do eksploatacji w Szanghaju linia kablowa 500 kVo sumarycznej długości 17 km (51 km kabla). Oczywiście,zgodnie z niepisanymi standardami obowiązującymi jużna całym świecie, użyty zostanie kabel o izolacji z poliety-lenu usieciowanego (XLPE) z żyłą roboczą o przekroju2500 mm2.

Literatura

[1] Argaut P., Bjorlow-Larsen K., Zaccone E., Gustafsson A.,Schell F., Waschk V.: Large projects of ehv undergroundcable systems, JICABLE 2007, paper A.2.1

[2] Rakowska A.: Linie kablowe wysokich i najwyższych napięć, Wiadomości Elektrotechniczne 2009, nr 11, (w dru-ku)

[3] Statistics of AC underground cables in power networks,CIGRE TB 338, WG B1-07, December 2007

[4] Comparison of overhead lines and underground cables,CIGRE Technical Brochure No 110, December 1996

[5] Rakowska A., Grzybowski A.: Aspekty techniczno-ekono-miczne związane z projektowaniem, budową i eksploatacjąwielotorowych kablowych linii przesyłowych o maksymal-nym napięciu 400 kV, Opracowanie dla PSE SA, wrzesień2005, umieszczone w Internecie:http://www.nowaliniapoznan.pl/index.php?mg=9

[6] Rakowska A.: Linie kablowe najwyższych napięć prądu prze-miennego, Przegląd Elektrotechniczny, Nr 4, 2008

[7] Grzybowski A., Rakowska A., Siodła K., Stiller J.: Praca liniikablowej wysokiego napięcia w systemie elektroenergetycz-nym, VI Konferencja Naukowo-Techniczna „Linie kablowe – Stan obecny, nowe techniki”, Bełchatów, 21 – 22 listopada2007

[8] Rakowska A., Grzybowski A., Siodła K., Stiller J.: Wytycznedo budowy w Polsce linii kablowych o napięciu 400 kV,Opracowanie IE PP dla Vattenfall Heat Polska SA. Warsza-wa, październik 2007

[9] Conti R., Donazzi F., Maioli P., Rendina R., Sena E.A.: SomeItalian experiences in the utilization of HV underground cablesystems to solve local problems due to magnetic field andother environmental issues, CIGRE 2006, Paper C4-303

[10] CIGRE CD – General Session 2008, SC B1

[11] Luton M., Anders G., Braun J-M, Downes J.: Real timemonitoring of power cables by fibre optic technologiestests, applications and outlook, JICABLE 2003, paperA.1.6, 2003

[12] Mokański W., Masztak R.: Kable hybrydowe, XV Konferencja„Kabel” 2008, Zakopane, 26 – 28 marca 2008

[13] Rakowska A., Minimalizacja oddziaływania obiektów ener-getycznych na środowisko, Elektro-Info 2006, nr 5

[14] Toya A., Kobashi K., Okuyama Y., Sakuma S., Higher stressdesigned XLPE insulated cable in Japan, General SessionCIGRE 2004, paper B1-111

[15] Rosevear R.D., Choquette, Mampeay B., Rakowska A.,Waschk V.: Update of service experience of HV undregoundand submarine cable systems, CIGRE TB 379, s. 1 – 84, April2009

Rys. 7. Budowa linii kablowej 500 kV; odcinek kabla o długości 1200 m [14]

❏


Wprawdzie w końcu 2008 r. cena baryłki ropy naftowej spa-dła o ponad 60% w porównaniu z ceną z początku roku, głów-nie za sprawą wzrostu wartości dolara, to jednak należy liczyćsię z powrotem trendu wzrostowego cen paliw kopalnych zewzględu na prawdopodobną ich ograniczoną dostępność.Zatem w obliczu niestabilnych i zazwyczaj wzrastających cenpaliw kopalnych i dynamicznego rozwoju gospodarki Europaposzukuje nowych, alternatywnych źródeł energii, które speł-niałyby cechy zrównoważoności. Wśród odnawialnych źródełenergii, takich m.in.: energia wiatrowa, słoneczna, wodna, geo-termalna czy zawarta w biomasie, ta ostatnia wydaje się w pol-skich warunkach najbardziej obiecująca ze względu na jej uni-wersalność i możliwość zastosowania w każdym miejscu i w wie-lu postaciach (spalanie, fermentacja, biogaz i inne). Biogazow-nie, chociaż znane i stosowane z powodzeniem już w XIX w.,jako doskonałe źródło energii w Europie docenione zostałydopiero w latach 80. ubiegłego stulecia. Substratami do pro-dukcji biogazu mogą być zarówno uprawne rośliny energe-tyczne (jadalne i niejadalne) jak i odpady komunalne, przemy-słu rolno-spożywczego czy samego rolnictwa. Te ostatniezasługują na szczególną uwagę. W Niemczech istnieje już kilkatysięcy biogazowni rolniczych, w naszym kraju jest to sektorstartujący z wieloma barierami, głównie prawnymi.

Biogaz w krajach UE

Na podstawie danych Barometr Eurobserv’ER1) możnaocenić rozwój produkcji biogazu i jego wykorzystania w kra-jach UE. Porównując dane z lat 2004 – 2007 można zauważyćwyraźny wzrost produkcji biogazu we wszystkich krajach UE,który wyniósł przeciętnie 27%.

Rysunek 1 przedstawia produkcję biogazu w ujęciu histo-rycznym, zaś w tabeli 1 zawarto produkcję biogazu w Euro-pie w roku 2007.

Obecnie liderami w wytwarzaniu biogazu są Niemcy i Wiel-ka Brytania, które łącznie wytwarzają niespełna 70% całkowi-tej produkcji biogazu w UE. W pozostałych krajach UniiEuropejskiej, w tym w Polsce, jak dotychczas tego rodzajuenergia stanowi niewiele znaczący odsetek.

Jak wynika z danych Barometru, siłą napędową w tychkrajach są biogazownie rolnicze powstające (szczególnie w Niemczech) przy średniej wielkości farmach i hodowlachbydła oraz drobiu. Szacuje się, że biogaz rolniczy może staćsię w najbliższych latach siłą napędową we wszystkich kra-jach Unii Europejskiej z powodu rozwoju rynku upraw roślin

Dr hab. Adam Kupczykprof. SGGW WIP, SOCOTEC Polskainż. Agata Prządka, inż. Izabela Różnicka MSOŚ SGGW

Wybrane problemy produkcji i wykorzystania biogazu Biogaz w krajach Unii Europejskiej i w Polsce

1) Produkcja biogazu ze względu na dynamiczny rozwój od 2002 roku jest dokumentowana i wydawana w corocznym raporcie Unii Europej-skiej i partnerskich instytucji w formie Barometru EuroObserv`ER.

2) Zgodnie z definicją podaną przez URE, tona oleju ekwiwalentnego (toe) – jest to równoważnik jednej metrycznej tony ropy naftowej o war-tości opałowej równej 10 000 kcal/kg. Jest to jednostka stosowana w bilansach międzynarodowych (przypis Redakcji).

Rys. 1. Produkcja biogazu w Europie w latach 2004 – 2007, ktoe2)

Źródło: Eurobserv’ER

Tabela 1Produkcja biogazu w UE w 2007 roku, ktoe

Źródło: Eurobserv’ER


energetycznych, m.in. takich jak kukurydza, pszenica czy nasiona słonecznika. Niemcy charakteryzują się ponadto przy-chylnym prawodawstwem z dziedziny energii odnawialnych:Ustawa o energiach odnawialnych (Erneuerbare EnergiemGesetz) z 2004 roku zapewnia sprzedaż energii z biogazu pocenie gwarantowanej do 2020 roku z możliwością uzyskaniadodatkowych premii za produkcję ciepła i elektryczności w ko-generacji lub używanie roślin energetycznych.

Wprowadzona nowelizacja ustawy w styczniu 2009 promujemałe, lokalne biogazownie podwyższając dopłaty za 1 wyprodu-kową MWh energii. Dodatkowym prorozwojowym kierunkiem naniemieckim rynku jest włączanie wyprodukowanego biogazu dolokalnej sieci gazociągowej. Celem tego zabiegu jest osiągnięcie10% konsumpcji biometanu z gazem ziemnym do roku 2030.Efekty polityki wspierającej ochronę środowiska i energie odna-wialne widać w statystykach, obecnie w Niemczech działa ponad3500 biogazowni rolniczych. Liczba ta stale rośnie.

Zupełnie inny profil produkcyjny przedstawia przykładWielkiej Brytanii, gdzie wytwarzanie surowca oparte jestgłównie na biogazie wysypiskowym (88% całkowitej produk-cji). Zainteresowanie tym typem energii odnawialnej jestspowodowane brytyjskim „zielonym” systemem certyfiko-wania wszystkich źródeł energii oraz największą opłacalno-ścią wytwarzania elektryczności spośród wszystkich alterna-tywnych sposobów.

Podobnie sytuacja przedstawia się w Austrii, która w la-tach 2004 – 2007 zwiększyła wytwarzanie biogazu o 67%.Szybki rozwój produkcji tego surowca zawdzięcza stacjomoczyszczania ścieków komunalnych, gdzie wykorzystuje sięmałej wielkości komory fermentacyjne, a także proekologicz-nej postawie rządu. Od prawie 15 lat biogazownie promowa-ne są poprzez zmiany w prawodawstwie: ustalone zostałytaryfy za wprowadzenie biogazu do sieci oraz dopłaty wy-równujące różnice między ceną rynkową elektryczności a kosztami jej produkcji (Green Electricity Act). Sposobem nauniezależnienie się od dostawy odpadów rolniczych jestdywersyfikacja źródeł substratów: ponad 60% surowca torośliny energetyczne, a pozostałą część stanowią odchodyzwierzęce i odpady organiczne. Obecnie Austria jest jednymz największych producentów biometanu w Europie w przeli-czeniu produkcji na mieszkańca.

Ciekawe rozwiązanie wykorzystywania biogazu istnieje w Szwecji: ok. 20% ogólnej produkcji przeznaczona jest jakobiopaliwo transportowe. Gaz po fermentacji jest poddawanyprocesowi oczyszczania i skompresowany pod ciśnieniemtrafia do silników CNG (Compressed Natural Gas) samocho-dów i autobusów. Miejska sieć transportowa w wielu mia-stach min. w Linköping i Uppsali oparta jest wyłącznie napaliwie biogazowym. Dodatkowo rozwój biogazu jako paliwaw Szwecji wspomagany jest przez dotacje rządu, nadwyżkęjego produkcji, a także niższą cenę elektryczności.

Biogaz w Polsce

W tabeli 2 przedstawiono produkcję biogazu w przelicze-niu na mieszkańca w ktoe. Polska – z 1,6 ktoe – znajduje sięna odległym 19. miejscu w UE, przy czym średnio na miesz-kańca UE produkuje się ok. 11,9 ktoe biogazu.

Na rysunku 2 przedstawiono produkcję biogazu w Pol-sce w latach 2004 – 2007.

W 2007 r. Polska odpowiadała za nieco ponad 1% produk-cji biogazu w skali europejskiej, która wyniosła 62,6 ktoe i praktycznie nie zmieniła się w stosunku do poprzedniegoroku. Polski sektor oparty jest głównie na biometanie z aktyw-nego szlamu powstającego w oczyszczalni ścieków oraz gazie

wysypiskowym. Biorąc pod uwagę, iż w Polsce istnieje kilkadziałających biogazownii rolniczych, nie powinien dziwić ichniewielki udział w całkowitej produkcji biogazu.

Biogaz z wysypiska, oczyszczalni ścieków czy odpadóworganicznych ma wielorakie zastosowanie: stanowi źródłociepła i energii elektrycznej oraz może służyć jako biopaliwopojazdów samochodowych.

Jak pokazuje tabela 3, w latach 2000 – 2006 notowany byłwzrost pozyskania energii pierwotnej z większości źródełodnawialnych, w tym ponad dwukrotny z biogazu (od 1211w 2000 do 2613 TJ w 2006 r). Według prognozy IEO z 2003r. do 2010 r. Polska powinna zwiększyć produkcję biogazu dook. 150 ktoe.

Biorąc pod uwagę dużą ilość surowców do fermentacjioraz unijne i krajowe wsparcie dla inwestycji OZE, Polska podokonaniu kilku zmian w prawodawstwie ma szansę stać siędużym producentem biogazu.

Tabela 2 Produkcja biogazu w przeliczeniu na mieszkańca w krajach UE w 2007 (w toe/1000 mieszkańców)

Źródło: EuroObservÈR

Rys. 2. EuroObservÈR 2004 – 2007 Źródło: EurObservÈR

Zagrożenia rozwoju sektora w Polsce

Pomimo pewnych ułatwień w polskim prawodawstwie,takich jak zerowa stawka akcyzowa na biogaz oraz włączenieinstalacji w struktury „zielonych certyfikatów”, brakuje syste-mu, który na podobieństwo Austrii czy Niemiec gwaranto-wałby stałe dopłaty do 1 MWh energii na najbliższe lata. Po-nadto przepisy dotyczące instalacji i pozwoleń na budowę sąniejasne i skomplikowane, a przyłączenie do sieci energe-tycznej pociąga nakłady finansowe i czasowe. Także ostatniaDyrektywa 2009/28/EC blokować będzie w przyszłości wyko-rzystanie niektórych potencjalnych substratów do produkcjiOZE i biogazu ze względu na zbyt niską redukcję CO2. Abyrozpocząć budowę instalacji niezbędne jest nie tylko zdoby-cie wszystkich pozwoleń, ale także akceptacja lokalnej spo-łeczności, która często nie jest świadoma wszystkich pozy-tywnych aspektów funkcjonowania biogazowni w gminie.Wśród słabych stron sektora nie należy zapominać o ogrom-nych kosztach inwestycyjnych, jakimi są import rozwiązańkonstrukcyjnych oraz sprowadzanie urządzeń. Sytuacji niepoprawia brak centralnego ośrodka badawczego, który szu-kałby rozwiązań optymalnych dla polskich warunków.

Wykorzystanie biogazu na cele transportowe

Biogaz otrzymywany w procesie fermentacji metanowejmoże być użyty jako paliwo do pojazdów silnikowych pouprzednim jego oczyszczeniu. W momencie produkcji, bio-gaz oprócz przeważającej zawartości metanu i dwutlenkuwęgla zawiera także domieszki i substancje śladowe, takiejak siarkowodór, tlenek azotu, tlenek węgla i wodór. Istniejąróżne technologie wzbogacania i oczyszczania biogazu.Przede wszystkim biogaz pochodzący z biogazowni rolniczejmusi zostać osuszony, oczyszczony ze śladowych zanie-czyszczeń, zawartość dwutlenku węgla musi zostać zminima-lizowana, a także poddana procesowi desulfuryzacji, czyliusunięcia związków siarki – w tym wypadku głównie siarko-wodoru.

Procesy te wymagają więc dodatkowej instalacji, jaką jestinstalacja uszlachetniająca biogaz do standardów gazu ziem-nego. Chodzi tutaj o zastosowanie procesu adsorpcji i desorpcji (rys. 1) domieszek na sitach molekularnych opar-tych na bazie węgla aktywnego. Proces odbywa się podzwiększonym ciśnieniem, biogaz przepuszczany jest przezsita, gdzie następuje adsorpcja dwutlenku węgla, siarkowo-doru, azotu i innych niepożądanych substancji. Następnieciśnienie jest zmniejszane, a wcześniej zaadsorbowane związ-ki są usuwane z systemu [8]

Tak oczyszczony biogaz można następnie wprowadzić dosieci przesyłowych gazu ziemnego. Innym, bardziej efektyw-nym i wydajnym zastosowaniem jest jego sprężanie i dystry-bucja wśród posiadaczy pojazdów silnikowych.

Paliwa gazowe, takie jak biogaz czy sprężony gaz ziemnysą realnymi i istotnymi alternatywami dla paliwa konwencjo-nalnego. Charakteryzują się także wysoką liczbą oktanową i dużą wartością opałową, co przedstawione jest w tabeli 4.


Tabela 4Porównanie wybranych cech charakterystycznych

dla paliw do napędu silników spalinowych, Źródło: A. Sowa, Samochodowe instalacje zasilania gazem,

Kraków 2007

Tabela 3Pozyskanie energii pierwotnej ze źródeł odnawialnych w latach 2000 – 2006, TJ

Źródło: Wiśniewski G., Kassenberg A., Kupczyk A., Ruciński D. i In.: Możliwości wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Polsce do roku 2020, IEO i inne, dla Ministerstwa Gospodarki, 2007

Rys. 3. Podwyższanie jakości biogazu w procesie zmienno-ciśnieniowym

Źródło:http://www.ekoenergia.pl/index.php?id_akt=472&plik=Biogazownia_rolnicza_%E2%80%93_inwestycja_chroniaca_klimat.html


Użytkowanie biogazu jako podstawowego napędu pojaz-du silnikowego wiąże się nieodłącznie z kosztami, jakie trze-ba zainwestować w modernizację i przystosowanie silnika donapędu gazowego lub zakupu samochodu fabrycznie wypo-sażonego w taki układ zasilania. Ze względu na to, że biogazi sprężony gaz ziemny mają podobny skład (tab. 5) możnawykorzystać istniejące układy zasilania silnika paliwem gazo-wym przewidzianym na sprężony gaz ziemny.

Korzystanie z pojazdu zasilanego paliwem gazowym jestzwiązane z dużymi ograniczeniami pod względem liczebno-ści stacji tankowania, czasem tankowania, kwestią bezpie-czeństwa (zbiorniki z paliwem znajdujące się pod wysokimciśnieniem są przeważnie umieszczane pod podłogą pojaz-du), a także optymalizacją jazdy i silnika [11].

Głównym powodem, dla którego warto zainwestować w pojazd napędzany gazem są względy ekologiczne i ekono-miczne. Realne jest znaczne ograniczenie toksyczności spa-lin, przede wszystkim dwutlenku węgla. Spalanie biogazuzachodzi przy ujemnym bilansie dwutlenku węgla. Pojazdyzasilane biogazem w porównaniu z tymi, napędzanymi ben-zyną wydzielają nawet do 90% mniej tlenku węgla, 80%mniej węglowodorów – głównego czynnika odpowiedzialne-go za smog i 50 – 80% mniej tlenków azotu. Redukują dominimum wydzielanie związków siarki i sadzy, co ma znaczą-cy wpływ na ograniczenie ich emisji do środowiska i popra-wę mikroklimatu dużych aglomeracji miejskich (tab. 6).

Wybór układu zasilania silnika jest kluczowym elemen-tem całego procesu modyfikacji pojazdu, który pozwoli naoptymalizację pracy i realną redukcję emitowanych zanie-czyszczeń. Wśród instalacji gazowych, ze względu na sposóbzasilania, można wyróżnić dwa główne rodzaje: instalacjętypu Monovalent i Bivalent.

Typ Monovalent pozwala na napędzanie pojazdu wyłącz-nie paliwem gazowym (np. CNG, biogazem). System tencharakteryzuje się sterowaniem czasu otwarcia wtryskiwaczyoraz kątem wyprzedzenia zapłonu, a także wykrywaniemprzerw w zapłonie. W takim silniku każdy cylinder wyposażo-ny jest w zawór wtryskowy przed zaworem ssącym, w tensposób zapewniony jest optymalny rozdział mieszanki gazo-wo-powietrznej. Regulator utrzymuje stałą wartość ciśnieniapaliwa gazowego. Zasada działania jest podobna jak w przy-padku silnika spalinowego. W komorze cylindra sprężaniuulega lotny gaz, który ulega wybuchowi (zapłonowi) dziękiiskrze na świecy zapłonowej. Wytworzone ciśnienie powo-duje suw tłoka, wprawiającego w ruch wał korbowy. Po-przez szereg kolejnych mechanizmów pojazd jest napędzanygazem.

Instalacja Bivalent (Bi-Fuel) umożliwia zasilanie pojazdu nietylko paliwem gazowym, ale także benzyną. Przełączenie nainny rodzaj paliwa może odbywać się podczas jazdy (rys. 4).W takiej instalacji paliwo podawane jest w postaci lotnej docylindra poprzez zawory ssące za pomocą jednego z syste-mów czterech generacji [15].I - układ najprostszy, gaz jest zasysany do cylindra wskutek

zmiennego podciśnienia zależnego od obrotów silnika. Takisystem nie pozwala na regulację objętości gazu zasysane-go przez silnik, co obniża jego wydajność.

II - wtrysk jednopunktowy (monowtrysk), w sposób ciągłyreguluje skład mieszanki za pomocą czujników elektronicz-nych znajdujących się na silniku, przez co zwiększa dyna-mikę i wydajność jazdy oraz ograniczenie emisji spalin.

III - wielopunktowy wtrysk gazu, pozwala na podawanie dokażdego cylindra określonej ilości mieszanki powstającejprzed zaworem ssącym. Gaz do każdego zaworu ssącegodoprowadzany jest oddzielnie, dawkowanie gazu do wtry-skiwaczy kontroluje sterownik wyposażony w mapy wtry-sku gazu.

IV - sekwencyjny wtrysk gazu, moment otwierania wtryski-wacza i czas trwania wtrysku gazu dla każdego cylindrajest sterowany komputerowo. Dzięki zastosowaniu se-kwencyjnego wtrysku gazu spełnione są najwyższe normyemisji spalin, a zużycie paliwa jest minimalne.

Tabela 5Porównanie składu biogazu i sprężonego gazu ziemnego

Źródło:http://www.ekoenergia.pl/index.php?id_akt=472&plik=Biogazownia_

rolnicza_%E2%80%93_inwestycja_chroniaca_klimat.html

Tabela 6Redukcje emisji z pojazdów napędzanych biogazem w porównaniu

do pojazdów napędzanych paliwem konwencjonalnymŹródło: Traffic biogas production, resources, environmental

impacts, and implementation in the EU, A. Lampinen, Biomass & Bioenergy conference, Tallinn 2008

Rys. 4. Pojazd wyposażony w system Bi-FuelŹródło: www.dualfuelconsulting.com

Nie ulega wątpliwości, że pojazdy napędzane biogazemlub sprężonym gazem ziemnym są przyjazne ekologicznie,emitują o wiele mniej spalin, pyłów i innych toksycznychzanieczyszczeń (tab.7). Przy odpowiedniej modyfikacji silnikamożliwe jest zmniejszenie kosztów eksploatacji pojazdu, a podnoszenie jakości paliwa poprzez wszystkie procesyoczyszczania zapewnia trwałość poszczególnych elementówinstalacji. Produkcja biogazu ma ponadto znaczenie ekono-miczne, społeczne i gospodarcze. Stanowi swego rodzajudopełnienie ekologicznego cyklu, który łączy gospodarkęodpadami z produkcją czystej energii i biopaliwa transporto-wego. Istotnym ograniczeniem rozwoju silników napędza-nych biogazem czy sprężonym gazem ziemnym jest zdecy-dowanie zbyt mała dystrybucja i promocja takich pojazdów.Innym utrudnieniem jest mała liczba stacji tankowania gazu,co dla przeciętnego użytkownika pojazdu stanowi duże utru-dnienie.

Podsumowanie

Sektor biogazu rolniczego w Polsce znajduje się wciąż w fazie początkowej wejścia na rynek. Przyczyn takiego stanujest wiele, poczynając od kwestii finansowych, poprzez przepi-sy, kończąc na aspektach społecznych. Z tego powodu waż-nym czynnikiem jest edukacja i promocja pozyskiwania energii z biomasy jako ważnego elementu polskiej gospodarki.

W dokumencie opracowanym przez EC BREC ”Założeniado strategii Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w zakresie wspierania rozwoju bioga-zowni rolniczych w Polsce na lata 2004 – 2010” zaleca się w pierwszej kolejności wspieranie rozwoju scentralizowa-nych biogazowni rolniczych (przetwarzających powyżej 25 ton wsadu rocznie, o przeciętnej zawartości suchej masyna poziomie minimum 8%). Wsparcie finansowe dla bioga-zowni powinno opierać się na wydajności, rozwoju technicz-nym i pozytywnym bilansie w zakresie gazów cieplarnia-nych, tworzeniu wartości dodatniej dla gospodarstw hodow-lanych i w regionach wiejskich oraz innych ekonomicznych i środowiskowych zaletach tych instalacji3)

Niezbędne jest ustalenie politycznych i prawnych warun-ków dla promocji biogazu jako paliwa alternatywnego.Wsparciu tego sektora w Polsce służyła strategia zakładającabudowę około 1000 biogazowni, obecnie mówi się o strate-gii „biogazownia w każdej gminie”.

Sektor biogazu jest ciągle jeszcze postrzegany jakomłody i innowacyjny, a nie jako technologia przynoszącabardzo duże korzyści ekonomiczne środowiskowe, mogącasprawnie działać na terenie praktycznie całego kraju.

Unia Europejska stymuluje państwa członkowskie dozwiększenia wysiłków w zakresie promocji oraz badań nad

nowymi technologiami dotyczącymi wykorzystania biogazujako biopaliwa, w szczególności służącymi do wykorzystaniabiomasy oraz zwiększenia efektywności energetycznej bio-gazowni. Środki z unijnych i krajowych programów wsparciadla rozwoju biogazu transportowego powinny być przezna-czane na tworzenie projektów i infrastruktury związanej z bu-dową biogazowni rolniczych, a w przyszłości z wykorzysty-waniem biogazu w transporcie.

Literatura

[1] Biogas Barometer EuroObserv`ER, 2008

[2] Bioenergy, raw materials, products; 2008; Fachagentur Nach-wachsender Rohstoffe e.V. (FNR); Gülzow

[3] Biogazownia w każdej gminie do 2020 roku?; http://biodiesel.pl

[4] Błaszczyk-Pasteczka A., Żukowski W.: Energetyczne wykorzy-stanie biogazu. Czasopismo Techniczne Wydawnictwo Poli-techniki Krakowskiej 2007, nr 1

[5] Commition of the European communities; Country Profiles:Overview of Renewable Energy Sources in the EnlargedEuropean Union; 2004

[6] Gradziuk P.: Analiza rynku energetycznego w kontekście pozy-skania, wytwarzania i wykorzystywania biomasy, biopaliw i biogazu. Baza danych odnawialnych źródeł energii woje-wództwa Podkarpackiego

[7] Jönsson O., Persson M.: Biogas as transportation fuel; 2003;Swedish Gas Centre

[8] Jönsson O.: Biogas upgrading and use as transport fuel;2003; Swedish Gas Centre

[9] Kujawski J., Kujawski O.: Biogazownie rolnicze - wysoce efek-tywna metoda produkcji energii z biomasy. Iława 2007

[10] Kupczyk A., Różnicka I.: Kolejna rewolucja w biopaliwach.ATM 2009, nr 1

[11] Lejda K., Jaworski A.: Problemy zasilania gazowego silnikówrolniczych. Zakład Pojazdów Samochodowych i Silników Spa-linowych Politechniki Rzeszowskiej

[12] Wiśniewski G., Oniszk-Popławska A., Sulima P.: Kierunki roz-woju technologii biogazu rolniczego w UE i Polsce. Prezenta-cja podczas Salonu Czystej Energii, Poznań 2008

[13] Wiśniewski G., Kassenberg A., Kupczyk A., Ruciński D. i in.:Możliwości wykorzystania odnawialnych źródeł energii w Pol-sce do roku 2020. IEO i inne, dla Ministerstwa Gospodarki, 2007

[14] Grabias M., Granoszewski K.: Potencjał rozwoju biogazowniw Polsce. Prezentacja na konferencji „RegioSustain”. Lipsk2007

[15] Sowa A.: Samochodowe instalacje zasilania gazem. Kraków2007


Tabela 7Porównanie zawartości gazów cieplarnianych

w wybranych paliwach silnikowychŹródło: Biogas as a biofuel, Trendsetter report,

Stockholm 2003

3) Według Rezolucji Parlamentu Europejskiego z dnia 12 marca2008 r. w sprawie zrównoważonego rolnictwa i biogazu: potrze-ba przeglądu prawodawstwa UE. ❏

PROBLEMY ENERGETYKI I GOSPODARKI PALIWOWO...

Documents

Transcript of PROBLEMY ENERGETYKI I GOSPODARKI PALIWOWO...