MODERNIZACJA SIECIOWEJ INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ W ASPEKCIE PLANOWANIA JEJ ROZWOJU

Transkrypt

1 MODERNIZACJA SIECIOWEJ INFRASTRUKTURY ELEKTROENERGETYCZNEJ W ASPEKCIE PLANOWANIA JEJ ROZWOJU Autor: Waldemar Dołęga ("Rynek Energii" - luty 2015) Słowa kluczowe: infrastruktura elektroenergetyczna, planowanie, rozwój, modernizacja Streszczenie. W artykule przedstawiono problematykę modernizacji sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie planowania jej rozwoju. Przeanalizowano rozwiązania umożliwiające zwiększenie przepustowości termicznej linii napowietrznych. Obejmują one: zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych o małych zwisach, zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii, budowę nowej linii lub dodatkowego toru w istniejącym korytarzu w terenie lub wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych stwarza bardzo duże możliwości zwiększenia obciążalności termicznych linii napowietrznych bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii. Zastosowanie systemów stałego monitoringu obciążalności prądowej linii napowietrznych umożliwia uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i stanowi sposób okresowego zwiększenia obciążalności gałęzi sieci. 1. WPROWADZENIE Jednym z podstawowych warunków technicznych w procesie planowania rozwoju infrastruktury elektroenergetycznej jest wymaganie dotrzymania obciążalności termicznej linii elektroenergetycznych. Zagadnienie to jest szczególnie istotne w warunkach rynkowych z racji dużej zmienności obciążeń w gałęziach sieci, uzależnionej od zawieranych transakcji handlowych. Zwiększenie obciążalności termicznej może być zrealizowane przez rozbudowę lub modernizację układu sieciowego. Rozbudowa infrastruktury sieciowej wymaga poniesienia znacznych nakładów inwestycyjnych i wiąże się z dużymi problemami: formalno-prawnymi, środowiskowymi i społecznymi. Szybka budowa nowych linii nawet w istniejącym korytarzu w terenie (po zdemontowaniu starej linii) jest praktycznie niemożliwa z uwagi na: kwestie natury formalno-prawnej, olbrzymie trudności z uzyskaniem prawa drogi, powszechny brak zgody właścicieli terenów, protesty organizacji ekologicznych, itp. Modernizacja natomiast wymaga poniesienia znacznie mniejszych nakładów inwestycyjnych, a skala wspomnianych problemów jest znacznie mniejsza. Dlatego modernizacja termiczna istniejących linii, szczególnie ta wykonywana bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii stanowi obecnie i będzie stanowiła w przyszłości podstawowy kierunek rozwoju infrastruktury sieciowej.

2 2. MODERNIZACJA NAPOWIETRZNYCH LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH Modernizacja napowietrznych linii elektroenergetycznych związana ze zwiększaniem ich przepustowości termicznej polega na realizacji następujących działań: zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych o małych zwisach (HTLS), budowa nowej linii lub dodatkowego toru w istniejącym korytarzu w terenie, zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii, wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych stwarza bardzo duże możliwości zwiększenia obciążalności termicznych linii napowietrznych bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii [1]. Umożliwia wykonanie modernizacji linii w stosunkowo krótkim czasie, bowiem przewody te wymagają zwykle minimalnego zakresu prac dostosowawczych w określonych elementach linii. Ponadto zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych umożliwia m.in. uzyskanie dużej elastyczności pracy systemu w warunkach rynku energii elektrycznej, zmniejszenie kosztów ograniczeń przesyłowych, ograniczenie ryzyka wystąpienia dużych awarii systemowych [3]. Budowa nowej linii w istniejącym korytarzu w terenie może nastąpić po zdemontowaniu starej linii. Rozwiązanie takie stanowi najmniejszą ingerencję w środowisko przyrodnicze. Bowiem istniejąca linia jest już wkomponowana w okoliczny krajobraz i stanowi rozwiązanie zdeterminowane istniejącymi czynnikami środowiskowymi. Modernizacja taka może dotyczyć np. przebudowy istniejących linii o napięciu 220 kv na linie o napięciu 400 kv. Systemy monitoringu obciążalności prądowej linii obejmują: urządzenia do mierzenia parametrów podstawowych wraz z odpowiednim dedykowanym oprogramowaniem przeliczającym dane pomiarowe na parametry użyteczne z punktu widzenia operatora systemu przesyłowego (OSP) i operatora systemu dystrybucyjnego (OSD), wspomagane dodatkowymi urządzeniami: pomiarowymi i telekomunikacyjnymi oraz układami zasilania: podstawowego i awaryjnego [5]. Zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii umożliwia uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i stanowi sposób okresowego zwiększenia obciążalności gałęzi sieci. Obciążenia dynamiczne w przypadku linii napowietrznych zależą od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą przekraczać kilkakrotnie wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków [1]. Pomiar wybranych parametrów napowietrznych linii NN i WN w czasie rzeczywistym, wspomagany pomiarami wybranych parametrów meteorologicznych

3 i ich prognozami umożliwia śledzenie dynamicznej obciążalności linii. Pozwala to m.in. na właściwe prowadzenie zarówno ruchu sieciowego jak i czynności eksploatacyjnych. Ponadto umożliwia racjonalne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieciowej (m.in. na likwidację pozornych ograniczeń przesyłowych) i zwiększenie zdolności do szybszego reagowania na dynamiczne zmiany rozpływów mocy (np. nagłe zmiany w wielkości mocy generowanych w farmach wiatrowych, przepływy kołowe, występujące na połączeniach transgranicznych z Niemcami, itd.). Rozwiązania te są znacznie mniej kosztowne od przedstawionych wcześniej działań umożliwiających zwiększenie obciążalności termicznej linii. Ponadto nie wymagają modyfikacji linii, a zakres wymaganych zmian jest ograniczony. Montaż samych urządzeń w wielu przypadkach odbywa się przy wykorzystaniu technik prac pod napięciem (praca na potencjale lub z odległości). Wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych umożliwia znaczne zwiększenie obciążalności linii. Są to stosunkowo proste i nie wymagające dużych nakładów inwestycyjnych zabiegi modernizacyjne. Należą do nich m.in.: regulacja naprężeń przewodów, wymiana łańcuchów izolatorów - skrócenie ich długości, zniwelowanie terenu pod linią, skablowanie linii SN i nn na krzyżowanych odcinkach linii 400, 220 i 110 kv, skablowanie linii WN na krzyżowanych odcinkach linii 400 i 220 kv, podwyższenie wybranych słupów. Kluczowym problemem w obszarze infrastruktury sieciowej 400, 220 i 110 kv w aspekcie modernizacji jest niska ze względu na zwisy letnia obciążalność prądowa linii projektowanych dla temperatury przewodów 40 C [3]. Dotyczy to szczególnie linii posiadających przęsła o stosunkowo dużej rozpiętości (z reguły powyżej 200 m) i o dużym zwisie przewodów. W liniach tych pojawiają się często wąskie gardła, stwarzające ograniczenia w przesyle mocy [1]. Likwidacja tych wąskich gardeł może nastąpić m.in. poprzez wdrożenie i stosowanie w praktyce dynamicznej obciążalności termicznej linii napowietrznych lub modernizację termiczną linii napowietrznych [8]. 3. WYKORZYSTANIE PRZEWODÓW WYSOKOTEMPERATUROWYCH Radykalne zwiększenie obciążalności istniejących linii napowietrznych NN i WN jest możliwe przy zastosowaniu tzw. przewodów wysokotemperaturowych o małym zwisie [3]. Charakteryzują się one możliwością pracy w temperaturach ok. dwukrotnie wyższych niż przewody typu AFL przy równoczesnym zachowaniu bezpiecznego zakresu zwisów.

4 Oplot tych przewodów wykonany jest ze stopów na bazie aluminium, z dodatkiem pierwiastków ziem rzadkich (głównie cyrkonu) lub z aluminium całkowicie wyżarzonego. Rdzeń stalowy zastąpiony został rdzeniem kompozytowym z mikrowłókien tlenkowych w osnowie aluminiowej lub z włókien szklanych i węglowych osadzonych w żywicy polimerowej. Kompozycja stopu aluminium z cyrkonem cechuje się przede wszystkim wysoką odpornością cieplną. Temperatura dopuszczalna pracy przewodów wysokotemperaturowych HTLS (High Temperature Low Sag) wynosi ponad 150 C i może osiągać nawet 250 C (temperatura pracy tradycyjnych przewodów stalowo-aluminiowych nie może przekraczać 80 C). Podstawowe zalety przewodów typu HTLS to bardzo duża ciągła obciążalność prądowa oraz możliwość bezpiecznej pracy przy dużych prądach i w przeciążeniu z zachowaniem kryterium zwisów [1]. Ma to zasadniczy wpływ na ograniczenie skutków wyłączeń awaryjnych innych elementów systemu. Obecnie na świecie, głównie w krajach Unii Europejskiej, Stanach Zjednoczonych i Japonii, jest użytkowanych kilkadziesiąt tysięcy kilometrów przewodów wysokotemperaturowych. Rozwiązania te stosowane są od początku lat sześćdziesiątych XX wieku (w Europie od lat osiemdziesiątych). W kraju przewody HTLS wykorzystano w 2008 r. przy modernizacji termicznej linii napowietrznej 220 kv relacji Kozienice Piaseczno - Mory (wymiana przewodów roboczych w jednym torze linii). Nowy przewód zapewnił obciążalność letnią tego toru linii na poziomie ponad 1600 A, w stosunku do wcześniejszej obciążalności wynoszącej ok. 500 A. Przy modernizacji linii z wykorzystaniem przewodów wysokotemperaturowych wymaga się spełnienia następujących warunków: średnica zewnętrzna przewodu powinna być mniejsza lub równa średnicy starego przewodu (ze względu na słupy przelotowe i narożne), naciąg podstawowy przewodu powinien nie przekraczać naciągu starego przewodu (ze względu na słupy mocne), odstępy do ziemi i do krzyżowanych obiektów powinny być nie mniejsze niż przy starych przewodach, koordynacja zwisów przewodów roboczych i odgromowych powinna być zachowana, ochrona linii przed drganiami eolskimi powinna być zapewniona [3]. Nowe przewody należy umiejętnie wkomponować w istniejącą linię słupy, wysięgniki, przewody odgromowe, odstępy izolacyjne wewnętrzne i zewnętrzne.

5 Modernizacja termiczna powinna dotyczyć linii elektroenergetycznych wybudowanych przed 1989 r. zaprojektowanych na temperaturę graniczną roboczą przewodów 40 C. Po tym terminie projektanci stosują wyższą temperaturę graniczną, wynoszącą co najmniej 60 C, i te linie nie wymagają obecnie modernizacji termicznej. Modernizacja termiczna szczególnie powinna dotyczyć starych linii 220 kv (wybudowanych w latach sześćdziesiątych XX wieku) wyposażonych w przewody AFL-8 402/454 mm 2 o średnicy zewnętrznej 27,7 mm. Linie te były budowane prawie bez rezerw projektowych zwisu wzdłuż całej trasy, przy przyjęciu temperatury granicznej roboczej przewodów 40 C. Zwis przewodu AFL-8 402/454 mm 2 w temperaturze 40 C wynosi 14,41 m w przęśle 450 m (17,66 m w przęśle 500 m) [1]. Ponadto powinna dotyczyć starych linii 220 kv wyposażonych w przewody robocze AFL mm 2 o średnicy zewnętrznej 26,6 mm. Linie te były projektowane w analogiczny sposób jak poprzednie dla temperatury granicznej roboczej przewodów 40 C. Zwis przewodu AFL mm 2 w temperaturze 40 C wynosi 16,28 m w przęśle 450 m [1]. W obu przypadkach przewodów słupy (szczególnie przelotowe i mocne) są niskie. W związku z tym odległość pionowa przewodów od ziemi w środku poziomego przęsła jest niewiele większa od wymaganej odległości minimalnej. W czasie modernizacji termicznej linii możliwe jest zastosowanie różnych przewodów: stopowych ze stopu AlMgSi (AALS); segmentowych (ACSR); stopowo-stalowych (AACSR); przewodów ze stopu aluminium z cyrkonem TAL (Thermal Resistant Aluminium Alloy), KTAL (High-Strength Thermal Resistant Aluminium Alloy), ZTAL (Ultra Thermal Resistant Aluminium Alloy) i XTAL (Extra Thermal Resistant Aluminium Alloy) odpowiednio o temperaturze pracy do: 150 C, 150 C, 210 C i 230 C oraz przewodów z aluminium całkowicie wyżarzonym 1350-O (ACCC,ACSS). Wśród nich w zależności od połączenia różnych materiałów oplotu i rdzenia znajdują się rozwiązania: AALS (high strength and conductivity) o temperaturze roboczej 110 C (produkowane w kraju, zastosowane w linii Kapanina-Liskovec i Rogowiec-Janów), ACCR (Aluminium Conductor Composite Reinforced) o temperaturze roboczej 210 C, ZTACIR (Zirconium high-temperature aluminium Alloy Conductor Invar Reinforced) o temperaturze roboczej 250 C, G(Z)TACSR (Gapped high-temperature aluminium Alloy Conductor extra high strength Steel Reinforced) o temperaturze roboczej 150 C, ACCC (Aluminium Conductor Cornposite Core) o temperaturze roboczej 200 C, ACSS lub ACSS/TW (A1uminium o temperaturze roboczej 250 C. Conductor Stell Supported/ Trapezoidal Shape) Dobór przewodów wysokotemperaturowych do modernizacji linii wymaga spełnienia wymienionych wcześniej warunków technicznych. Przy czym ograniczenie od góry stanowi

6 średnica zewnętrzna przewodu, a ograniczenie od dołu wiąże się z zagrożeniem zjawiskami ulotu elektrycznego, w tym zwłaszcza z hałasem w otoczeniu linii [3]. W tabeli 1 przedstawiono przykładowe rozwiązania przewodów wysokotemperaturowych przy modernizacji termicznej wspomnianych starych linii 220 kv, które umożliwiają kilkakrotne zwiększenie obciążalności prądowej modernizowanych linii. Wspomniane linie 220 kv posiadają niekiedy letnią obciążalność prądową na poziomie zaledwie ok. 350 A w sytuacji, gdy wzdłuż trasy linii nie istnieją żadne rezerwy projektowe zwisu. Proponowane rozwiązania pozwalają uzyskać graniczną obciążalność letnią od 1460 A do 1882 A. Proponowane przewody przy wymaganej minimalnej obciążalności letniej 1200 A osiągają temperaturę w przedziale od 104 do 115 C. Dzięki czemu posiadają znaczny zapas przeciążalności prądowej, bowiem graniczna temperatura pracy ciągłej wynosi od 150 C do 230 C. Problem zwiększenia obciążalności prądowej linii napowietrznych dotyczy, obok linii przesyłowych 220 kv, również linii 110 kv. Występują tutaj podobne uwarunkowania i ograniczenia jak w przypadku sieci przesyłowych. Problemy niedostatecznej zdolności przesyłowej sieci ujawniają się szczególnie w okresie letnim i ograniczają często możliwości przyłączania zarówno nowych odbiorców jak i źródeł wytwórczych (np. farm wiatrowych). Tabela 1. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych przy modernizacji termicznej linii 220 kv z przewodami roboczymi AFL-8 402/454 mm 2 oraz AFL-8 402/454 mm 2 [1] Parametry linii/przewodu Liczba drutów x średnica drutów, mm GTACSR x 2,95/segment +druty ACCC/TW Stockholm 1 x 8,76/36 segment CSS Kondor UMS 7 x 3,08/54 x 3,08 ACCR 800-T13 7 x 3,1/54 x 3,1 Średnica zewnętrzna, mm 27,67 26,39 27,74 27,8 26,60 Ciężar jednostkowy, N/m 14,88 13,36 14,94 12,82 17,42 Przekrój obliczeniowy całkowity, 459,11 523,4 454,77 458,00 483,2 2 mm Temperatura przewodu przy prądzie 1000A, ºC Temperatura przewodu przy prądzie 1200A, ºC Graniczna temperatura pracy ciągłej, ºC Graniczna obciążalność prądowa, A XTACIR/TW x 4,3/24 segment Modernizacja termiczna szczególnie powinna dotyczyć linii 110 kv, tzw. specjalnej troski [1]. Linie te wymagają zwiększonej uwagi ze względu na szczególną rolę, którą pełnią lub mogą pełnić w sieci danego operatora systemu dystrybucyjnego. Do takich linii należą np. linie wchodzące w skład najkrótszych ciągów, łączących stacje systemowe 220/110kV lub

7 400/110kV. Po drodze z tych ciągów mogą być zasilane stacje GPZ 110/SN. Takie linie mogą przenosić znaczne obciążenia, a nawet ulegać przeciążeniom, w razie awaryjnych przerw powiązań na poziomie NN pomiędzy stacjami systemowymi. W tabeli 2 przedstawiono przykładowe rozwiązania przewodów wysokotemperaturowych przy modernizacji termicznej linii 110 kv z popularnymi przewodami roboczymi AFL mm 2, które umożliwiają kilkakrotne zwiększenie obciążalności prądowej tej linii. Wspomniana linia 110 kv posiada obciążalność prądową na poziomie 325 A. Proponowane rozwiązania pozwalają uzyskać graniczną obciążalność od co najmniej 630 A do 1278 A. Proponowane przewody osiągają temperaturę pracy w przedziale od 72 do 104 C. Dzięki czemu posiadają znaczny zapas przeciążalności prądowej, bowiem graniczna temperatura pracy ciągłej wynosi od 110 C do 210 C. Tabela 2. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych przy modernizacji termicznej linii 110 kv z przewodami roboczymi AFL mm 2 [1] Parametry linii/przewodu Przewód AFL Przewody wysokotemperaturowe AAAC240 AACSR 185/30 ACCR 397- T16 Temperatura graniczna, ºC Zwis przewodu, m 8,39 8,39 8,39 8,39 8,39 Znamionowa obciążalność prądowa, A ACSS Hawk Masa jednostkowa, kg/m 0,971 0,670 0,744 0,669 0,976 Przekrój obliczeniowy, mm 2 276,2 242,5 213,6 234,0 280,9 Zastosowane naprężenie codzienne, % 18,7 15,7 15,9 18,3 22,3 Graniczna temperatura pracy, ºC Graniczny prąd ciągły, A MONITORING OBCIĄŻALNOŚCI PRĄDOWEJ LINII Pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych zależnych od wszystkich parametrów pogodowych daje zastosowanie stałego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż linii napowietrznych. Obciążalność dynamiczną można wówczas określać na bieżąco. Pozwala to na pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej monitorowanej linii, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury. Rozbudowane systemy monitoringu obciążalności prądowej są stosowane w różnych krajach do skutecznego monitorowania ważnych parametrów linii elektroenergetycznych oraz obliczania ich rzeczywistej dopuszczalnej obciążalności prądowej. Większość z tych systemów wykorzystuje pomiary temperatury przewodów i jest stosowana dla linii o napięciu do 138

8 kv. W sieciach o napięciu 220 kv i 400 kv stosuje się m.in. systemy z czujnikami SAW (Surface Acoustic Wave), systemy z czujnikami tensometrycznymi [9]. Systemy bazujące na: tłumieniu sygnałów wysokiej częstotliwości, pomiarze zmiany rezystancji przewodów, pomiarze częstotliwości drgań własnych przewodu i temperatury przewodów z wykorzystaniem techniki światłowodowej znajdują się we wczesnej fazie aplikacyjnej. Zostały przetestowane w sieciach: 400 kv, 380 kv, 220 kv i 150 kv [10]. Obecnie stosuje się bardzo wiele metod monitoringu z których najbardziej rozpowszechnione są metody z wykorzystaniem stacji pogodowych do pomiaru warunków atmosferycznych oraz metody oparte na pomiarze naciągu przewodów lub bezpośrednim pomiarze temperatury przewodów. Metody pomiarowe do wyznaczania obciążalności prądowej linii obejmują następujące grupy: pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii, pomiar temperatury przewodu, pomiar naciągu przewodu, pomiar zwisu przewodu, inne metody pomiaru. Ponadto metody pomiarowe mogą być dodatkowo podzielone na bezpośrednie i pośrednie z uwagi na sposób pomiaru temperatury przewodów roboczych linii. Pomiar warunków atmosferycznych na trasie linii obejmuje: pomiar temperatury otoczenia, pomiar nasłonecznienia, pomiar prędkości i kierunku wiatru oraz pomiar prądu obciążenia linii. Metoda ta obejmuje tylko pomiar warunków atmosferycznych na trasie analizowanej linii przesyłowej. Dane pomiarowe pobierane są ze stacji meteorologicznych zlokalizowanych na trasie linii lub w bezpośrednim jej sąsiedztwie. Przy czym liczba tych stacji powinna być jak największa. Do określania obciążalności prądowej linii przesyłowych konieczna jest znajomość: temperatury otoczenia, prędkości i kierunku wiatru oraz nasłonecznienia. W oparciu o te dane realizuje się obliczenia obciążalności prądowej linii. Wykorzystuje się w tym celu odpowiednie modele obliczeniowe: meteorologiczny i termiczny. Model meteorologiczny bazuje m.in. na obliczeniach prędkości i kierunku wiatru, informacjach o ukształtowaniu terenu, ocenie wpływu obiektów na przepływ wiatru, rozkładzie temperatury. Model termiczny pozwala na obliczenie maksymalnej przepustowości linii z uwzględnieniem zmierzonych wartości parametrów meteorologicznych, dla stanu ustalonego i dla krótkookresowego zwiększonego jej obciążenia prądowego. Odbywa się to dla każdej sekcji z osobna, z zapewnieniem minimalnych odległości od ziemi obiektów krzyżowanych, a także od pozostałych obiektów. Takie rozwiązanie jest zastosowane w Hiszpanii do monitorowania obciążalności napowietrznych linii przesyłowych 400 kv dla tzw. pierścienia madryckiego [7].

9 Metoda ta ma charakter punktowy, co stanowi jej wadę. Utrudnione jest w niej zamodelowanie zmiennych w czasie i w przestrzeni parametrów wiatru. Trudny jest również dokładny pomiar parametrów wiatrowych przy jego małej prędkości. To wprowadza pewne ograniczenia i nie pozwala w pełni prawidłowo odwzorować wpływu parametrów wiatru na dopuszczalną obciążalność linii. Pomiar temperatury przewodu obejmuje: pomiar za pomocą czujnika zamontowanego na przewodzie, zdalny pomiar za pomocą promieniowania podczerwonego lub pomiar przy pomocy włókien światłowodowych zamontowanych w środku przewodu. W przypadku technologii światłowodowej wykorzystuje się efekt Ramana [4]. Pomiar temperatury przewodu należy do najczęściej wykorzystywanych technik pomiaru i jest realizowany w formie bezpośredniej. Pomiar temperatury przewodów wykonywany jest przez urządzenia pomiarowe montowane bezpośrednio na przewodach. Ułatwia to stosowanie tej metody praktycznie dla każdej linii. Przy czym aspekty ekonomiczne, ograniczają użycie technologii światłowodowej do pomiaru temperatury praktycznie do linii nowobudowanych (wyższe koszty tej technologii) [5]. Pomiar temperatury przewodów za pomocą czujników jest pomiarem punktowym, Przy wykorzystywaniu technologii światłowodowej pozyskiwana jest informacja o temperaturze przewodu na jego całej długości. Stosowane aproksymacje obliczeniowe pozwalają uzyskać bardzo dobre wyniki dla analizowanych sekcji linii przesyłowych. Systemy umożliwiają wykonywanie pomiarów i ich akwizycję, w różnych odstępach czasu zależnych od długości linii i od zadanej dokładności pomiarów oraz dostosowanych do wymagań użytkownika. Dedykowane platformy obliczeniowe pozwalają na określanie dopuszczalnej obciążalności linii elektroenergetycznej w danych warunkach atmosferycznych oraz na weryfikację obliczeń na podstawie bezpośrednich pomiarów temperatury przewodów linii [5]. Dodatkowo pozwalają na określanie wielkości zwisu przewodów linii oraz na jego bieżące porównywanie z wartościami dopuszczalnymi. Systemy bezpośredniego pomiaru temperatury przewodów roboczych mogą być rozbudowywane i udoskonalane w celu pozyskania dodatkowych parametrów kontrolnych. Takimi parametrami mogą być m.in. prąd obciążenia, napięcie pracy linii, kąt nachylenia przewodu, zdolność absorpcyjna przewodu, współczynnik emisji przewodu. Temperatura przewodu i płynący nim prąd służą też do obliczania parametrów przepływu ciepła. Wyznaczanie obciążalności dynamicznej prowadzone jest z użyciem modelu obliczeniowego opartego na równaniu bilansu cieplnego.

10 Metoda ta ma charakter punktowy, co stanowi jej wadę. Temperaturę przewodu jak wspomniano mierzy się zwykle za pomocą czujników przypinanych do przewodu lub zdalnie wykorzystując promieniowanie podczerwone. Nie jest to pomiar dokładny, bowiem temperatura powierzchni przewodu różni się od temperatury rdzenia odpowiedzialnego głównie za zwis przewodu. System pomiaru temperatury oparty na wykorzystaniu włókien światłowodowych wprowadzanych do środka przewodu w znacznym stopniu eliminuje wady tego rozwiązania. Pomiar naciągu przewodu obejmuje pomiar tensometryczny przy pomocy czujników zainstalowanych pomiędzy konstrukcją wsporczą słupa a izolatorami odciągowymi. Najczęściej jest realizowany za pomocą dynamometrów. Temperatura przewodu jest określana w sposób pośredni w zależności od siły naciągu przewodu i z uwzględnieniem parametrów meteorologicznych (prędkości i kierunku wiatru, temperatury otoczenia i poziomu nasłonecznienia). Ta metoda umożliwia lokalny pomiar temperatury przewodów. Metoda ta jest stosunkowo prosta w zastosowaniu i daje dobre efekty przy monitorowaniu temperatury przewodu. Pomiar zwisu przewodu obejmuje: pomiar radarowy, pomiar laserowy, pomiar ultradźwiękowy, pomiar GPS, pomiar kąta nachylenia przewodu w danym punkcie, pomiar przy wykorzystaniu efektu tłumienia sygnałów wysokiej częstotliwości ( khz) transmitowanych przewodami roboczymi. Pomiar polega na określaniu średnich zmian w wysokości zwisu w czasie rzeczywistym przez powiązanie wysokości zwisu ze zmierzonymi zmianami amplitudy sygnałów wysokiej częstotliwości przesyłanych liniami przesyłowymi (technologia PLC-SAG (Power Line Carrier Sag)) [6]. Sygnały monitorujące wprowadzane do systemu PLC mieszczą zakresie od 50 khz do 500 khz i są przesyłane niezależnie od przepływającego przewodami prądu. W ramach pomiarów selekcjonowane są trzy najdłuższe przęsła, określane są ich przybliżone punkty centralne oraz punkty charakterystyczne, a także niezbędne dane odniesienia. Pomiar zwisu może być realizowany inną techniką wykorzystującą pomiar kąta nachylenia przewodu w danym punkcie. Na tej podstawie dokonuje się estymacji aktualnych parametrów krzywej zwisu przewodu (krzywej katenoidy) [1]. Inne metody pomiaru obejmują: pomiar fal akustycznych wysokiej częstotliwości, pomiar częstotliwości drgań własnych napiętego przewodu linii przesyłowej lub pomiar zmiany rezystancji przewodów linii przy wykorzystaniu technologii pomiarów synchronicznych napięć i prądów WAM & LTM (Wide Area Measurement Systems & Line Thermal Monitoring). Pomiar fal akustycznych wysokiej częstotliwości SAW jest stosowany do monitorowania obciążalności dynamicznej linii przesyłowych [9]. Pomiar opóźnienia rejestrowanego sygnału

11 wzdłuż czujnika SAW pozwala w ramach procesu obliczeń na określenie temperatury przewodu fazowego na podstawie zmian sygnału. Pomiar częstotliwości drgań własnych napiętego przewodu wykorzystuje częstotliwość naturalną antysymetrycznej fali elektromagnetycznej przewodu i paraboliczne wyrażenie określające zwis [5]. Pomiar fazorów synchronicznych (na obu końcach badanej linii) prądów i napięć WAM & LTM pozwala na określanie obciążalności prądowej przewodów na podstawie ich średniej temperatury. Zastosowanie tej techniki jest możliwe ze względu na stałość - w danych warunkach atmosferycznych - reaktancji linii, pojemności poprzecznej oraz konduktancji i ich niezależności od warunków otoczenia [10]. Głównym czynnikiem zmiennym w czasie i uzależnionym (prawie liniowo) od temperatury przewodów jest rezystancja linii, wynikająca także z właściwości materiału, z którego są wykonane przewody linii. Dzięki znajomości stałej materiałowej uzyskuje się informacje o temperaturze przewodów. Jest to bardzo dobre przyszłościowe rozwiązanie umożliwiające monitoring temperatury przewodów w liniach napowietrznych. Monitoring linii napowietrznych stanowi jedną z najbardziej atrakcyjnych możliwości intensyfikacji wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej infrastruktury sieciowej w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Stosowane na świecie i możliwe do zastosowania w kraju różnorodne technologie monitorowania sieci często nie wymagają znacznych nakładów inwestycyjnych i tworzenia rozbudowanej infrastruktury. Pozwalają natomiast na wdrożenie dynamicznej obciążalności termicznej linii napowietrznych przez operatorów systemów. Umożliwia to zwiększenie ich przepustowości i pełne wykorzystanie ich zdolności przesyłowych, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury, a więc także dopuszczalnego zwisu przewodu. Ponadto pozwala przewidywać zagrożenia związane z potencjalnymi nagłymi zmianami przepływów mocy, co jest szczególnie ważne dla linii mocno obciążonych oraz dla obszarów o rosnącym potencjale wiatrowych źródeł wytwórczych [1]. Zastosowanie monitoringu obciążalności prądowej pozwala na właściwe planowanie modernizacji i rozbudowy sieci. Umożliwia często odroczenie przebudowy istniejących lub budowy nowych linii. Uzyskiwane przez operatorów systemów na całym świecie poziomy zwiększania przepustowości napowietrznych linii przesyłowych, wynikające z użycia systemów monitoringu obciążalności prądowej, bazujących na różnych metodach, sięgają od kilku do ok. 30% [8]. Niestety w kraju z uwagi na duże koszty aparatury pomiarowej, wprowadzenie w najbliższej przyszłości stałego powszechnego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż wszystkich linii 400, 220 i 110 kv w KSE nie jest w tej chwili rozważane. Potencjalne koszty takiego

12 rozwiązania mogą ulec znacznemu zmniejszeniu w przypadku stosowania przewodów z wiązką światłowodową, wykorzystywaną do pomiaru temperatury przewodów [2]. Monitoring linii napowietrznych ma kluczowe znaczenie w kontekście wyprowadzania mocy z elektrowni wiatrowych. W aktualnie wykonywanych ekspertyzach przyłączeniowych, na podstawie których wydawane są warunki przyłączenia i planowana jest rozbudowa infrastruktury sieciowej, przyjmuje się do obliczeń obciążalność statyczną linii (dla prędkości wiatru na poziomie 0,5 m/s) przy pełnej generacji w elektrowniach wiatrowych (osiąganej przy prędkości wiatru na poziomie kilkunastu m/s). Prowadzi to do znacznego zaniżenia rzeczywistych zdolności przesyłowych sieci i w konsekwencji do przyszłej nadmiernej, niepotrzebnej rozbudowy sieci. Badania symulacyjne wykazały, że przy dużych prędkościach wiatru, gdy zdolności produkcyjne osiągają poziom bliski zdolnościom znamionowym praktycznie zawsze (nawet na stosunkowo dużym obszarze) wzrastają także istotnie zdolności przesyłowe sieci [1]. Problem ten jest szczególnie ważny w kontekście rozwoju energetyki wiatrowej w kraju. Jednym z wąskich gardeł blokujących ten rozwój jest bowiem zbyt mała przepustowość sieci 110 kv. Stosowanie obecnych kryteriów na bazie obciążalności statycznej sprawia, że rozwiązaniem warunkującym przyłączenie farmy wiatrowej jest często budowa układu o odpowiednio wyższych parametrach cieplnych (przebudowa linii na wyższą temperaturę projektową, zastosowanie przewodów o większym przekroju, dodatkowy tor, dodatkowa linia). A to obok znacznych kosztów oznacza duże problemy formalno-prawne i środowiskowe. 5. WNIOSKI Modernizacja napowietrznych linii elektroenergetycznych związana ze zwiększaniem ich przepustowości termicznej polega na realizacji następujących działań: zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych o małych zwisach, budowa nowej linii lub dodatkowego toru w istniejącym korytarzu w terenie, zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii oraz wykonanie określonych zabiegów modernizacyjnych. Zastosowanie przewodów wysokotemperaturowych stwarza bardzo duże możliwości zwiększenia obciążalności termicznych linii napowietrznych bez istotnych zmian w rozwiązaniach konstrukcyjnych starych linii. Charakteryzują się one możliwością pracy w temperaturach ok. dwukrotnie wyższych niż przewody typu AFL przy równoczesnym zachowaniu bezpiecznego zakresu zwisów. Umożliwiają wykonanie modernizacji linii w stosunkowo krótkim czasie bowiem przewody te wymagają zwykle minimalnego zakresu prac dostosowawczych w określonych elementach linii. Zastosowanie systemów monitoringu obciążalności prądowej linii umożliwia uwzględnienie zmienności ich obciążalności termicznych i stanowi sposób okresowego zwiększenia obcią-

13 żalności gałęzi sieci. Obciążenia dynamiczne w przypadku linii napowietrznych zależą od lokalnych warunków atmosferycznych, a ich wartości maksymalne mogą przekraczać kilkakrotnie wartości obciążalności statycznych, uwzględniających jedynie zmienność sezonową tych warunków. Pełne wykorzystanie zdolności przesyłowych zależnych od wszystkich parametrów pogodowych daje zastosowanie stałego monitoringu warunków atmosferycznych wzdłuż linii napowietrznych. Obciążalność dynamiczną można wówczas określać na bieżąco. Pozwala to na pełne wykorzystanie zdolności przesyłowej monitorowanej linii, przy jednoczesnym wyeliminowaniu niebezpieczeństwa przekroczenia dopuszczalnej temperatury. Monitoring linii napowietrznych stanowi jedną z najbardziej atrakcyjnych możliwości intensyfikacji wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej infrastruktury sieciowej w KSE. Zastosowanie monitoringu obciążalności prądowej pozwala na właściwe planowanie modernizacji i rozbudowy sieci. Umożliwia często odroczenie przebudowy istniejących lub budowy nowych linii. LITERATURA [1] Dołęga W.: Planowanie rozwoju sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej w aspekcie bezpieczeństwa dostaw energii i bezpieczeństwa ekologicznego. Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, Wrocław, [2] Korab R.: Optymalizacja operatorstwa przesyłowego w krajowym systemie elektroenergetycznym. Monografia. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [3] Popczyk J. (red.): Bezpieczeństwo elektroenergetyczne w społeczeństwie postprzemysłowym na przykładzie Polski. Monografia. Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice [4] Boot H. L.M., F.H., De Wild F.H., Van der Wey A.H., Biedenbach G.: Overhead line local and distributed conductor temperature measurement techniques, models and experience at TZH. Sesja CIGRE (2002), Paper , s [5] Czapaj-Atłas R.: Obciążalność prądowa sieci metody pomiarów i zwiększenie przepustowości. Elektroenergetyka: współczesność i rozwój, nr 3-4/2012, str [6] De Villiers, Cloethe J.H., Wedepohl L.M., Burger A.: Real-Time Sag Monitoring System tor High-Voltage Overhead Transmission Line Based on Power-Line Carrier Signal Behavior. EEE Transactions on Power Delivery, Vol.23, No 1, January 2008.

14 [7] Soto F., Alvira O., Martin L., Latorre J., Lurnbreras J., Wagensberg M.: Increasing the capacity overhead lines in the 400 kv Spanish transmission network real time thermal ratings. Sesja CIGRE (1998), Paper , 1-6. [8] Siwy E.: Metody i możliwości zwiększenia zdolności przesyłowej KSE z wykorzystaniem monitoringu linii napowietrznych. Elektroenergetyka: współczesność i rozwój, nr 4/2010, str [9] Teminova R., Hinrichsen V., Freese J., Neumann C., Bebensee R., Hudasch M., Weibel M., Hartkopf T.: New Approach To Overhead Line Conductor Temperature Measuremęnt By Passive Remote Surface Acoustic Wave Sensors. Sesja CIGRE (2006), Paper B2-304, 1,3-8. [10] Weibel M., Imhof K. Steinneger U., Zima M., Biedenbach G.: Overhead Line Temperature Monitoring Pilot Project. Sesja CIGRE (2006), Paper B2-311, s MODERNIZATION OF ELECTRIC POWER NETWORK INFRASTRUCTURE IN ASPECT OF DEVELOPMENT PLANNING Key words: electric power infrastructure, planning, development, modernization Summary. In this paper, a problem of modernization of electric power network infrastructure in aspect of development planning are shown. This paper examines solutions made increase the thermal capacity of overhead power lines possible. They include: utilization of high-temperature low sag conductors, utilization of monitoring of current-carrying capacity of line, construction of new line or additional circuit in existing ground corridor or execution of definite modernization actions. Utilization of high-temperature conductors creates a large possibilities of increase the thermal capacity of overhead power lines without essential changes in structural solutions of old lines. Utilization of regular monitoring systems of current-carrying capacity of lines makes consideration of their thermal capacities variability possible and represents a way of periodic increase the thermal capacity of network circuit. Waldemar Dołęga, dr hab. inż., adiunkt, p.o. kierownik Zespołu Urządzeń Elektroenergetycznych w Katedrze Energoelektryki na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej; waldemar.dolega@pwr.edu.pl