KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA

Transkrypt

1 POLSKIE TOW ARZYSTW O PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ października 2017 r., Wisła

2 Materiały konferencyjne zostały przygotowane na podstawie składów komputerowych dostarczonych przez Autorów Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej ul. Wołyńska 22, Poznań tel , fax ptpiree@ptpiree.pl

3 KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ ORGANIZATOR POLSKIE TOWARZYSTWO PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UL. WOŁYŃSKA 22, POZNAŃ, TEL , FAX MIEJSCE HOTEL GOŁĘBIEWSKI, AL. KS. BP. BURSCHE 3, WISŁA TERMIN PAŹDZIERNIKA 2017 R. KOMITET ORGANIZACYJNY - JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI PTPIREE - KAROLINA NOWIŃSKA PTPIREE - SEBASTIAN BRZOZOWSKI PTPIREE

4

5 SPIS TREŚCI Materiały w skrypcie zostały opublikowane w kolejności nadsyłania do Biura PTPiREE, a nie w kolejności prezentowania na Konferencji Nr sesji / Nr referatu Tytuł Strona 1/1. Parametry, właściwości i funkcje niezawodnościowe napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv Andrzej Chojnacki (Politechnika Świętokrzyska w Kielcach) /2 Linie WN na słupach kratowych vs linie WN na słupach rurowych Stanisław Ciupak (PGE Dystrybucja SA Oddział Zamość) /3 Wysokonapięciowe linie napowietrzne i kablowe - aktualna tematyka prac badawczo-rozwojowych Aleksandra Rakowska (Politechnika Poznańska) /1. Badania odbiorcze i diagnostyczne w miejscu zainstalowania energetycznych przesyłowych linii kablowych przy zastosowaniu technologii probierczej tłumionym napięciem AC Edward Gulski (onsite hv solutions ag), Jarosław Parciak (onsite hv solutions Central Europe Sp. z o.o.), Aleksandra Rakowska, Krzysztof Siodła (Politechnika Poznańska) /2 Analiza przepięć w powłokach kabli 110 kv w liniach ze specjalnym uziemieniem żył powrotnych i określenie zasad doboru ograniczników przepięć Krzysztof Szuchnik, Michał Kołtun (Eltel Networks Energetyka S.A.) /1 CIGRE Komitet Studiów B1 KABLE kluczowe obszary działań Sławomir Noske (ENERGA-OPERATOR SA) /3 Ograniczanie strat energii w elektroenergetycznych liniach przesyłowych w wyniku zastosowania nowych nisko-stratnych przewodów Waldemar Szpyra, Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Tadeusz Knych, Andrzej Mamala (Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie) /1 Przewody elektroenergetyczne w liniach napowietrznych Krzysztof Ściobłowski (Energoprojekt Kraków SA) /2 Niskostratne wysokotemperaturowe przewody o małym zwisie - nowe podejście do budowy energetycznie efektywnych linii WN o obniżonych stratach i wydłużonych przęsłach, oszczędzających środowisko naturalne i redukujących koszty budowy linii Wojciech Sokolik, Piotr Trzeciak (Zircon Poland Sp. z o.o.) /1 Temperatura gruntu zależnie od jego uzbrojenia i zagospodarowania Janusz Jakubowski (innogy Stoen Operator Sp. z o.o.)

6 3/2 Nowe konstrukcje kabli korzyści i problemy Mirosław Schwann (Kentia Firma Konsultingowa) /4 Budowa i eksploatacja linii napowietrznych z przewodami wysokotemperaturowymi doświadczenia TAURON Dystrybucja S.A. Lotar Zoworka (TAURON Dystrybucja SA Oddział Opole) /2 Oddziaływanie indukcyjne linii napowietrznych kv na gazociągi przesyłowe Adam Rynkowski (Politechnika Gdańska) /3 Napowietrzne linie elektroenergetyczne a ptaki Rafał Nowicki, Paulina Pepke, Tomasz Knioła, Marcin Pakuła (Energolinia Sp. z o.o.) /4 Dynamiczne zarządzanie zdolnościami przesyłowymi w systemach elektroenergetycznych Waldemar Szpyra, Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Jarosław Kmak (Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie), Piotr Kacejko, Paweł Pijarski, Michał Wydra (Politechnika Lubelska) /4 Jednotorowa linia napowietrzno-kablowa 400 kv wraz z nowym słupem krańcowo-kablowym 400 kv dla potrzeb wyprowadzenia mocy z Bloku Gazowo-Parowego PKN ORLEN SA w Płocku Tomasz Wojdyła, Michał Brzozowski (Energoprojekt Kraków SA) /1 Dobór przewodu odgromowego skojarzonego ze światłowodem Krzysztof Ściobłowski (Energoprojekt Kraków SA) /4 Nowoczesne konstrukcje układów izolacyjnych dla linii WN i NN Dariusz Dudek (PFISTERER Sp. z o.o.)

7 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII DYSTRYBUCYJNYCH 110 KV Andrzej Chojnacki Politechnika Świętokrzyska w Kielcach Streszczenie - Linie 110 kv są często początkowym elementem systemu dystrybucji energii elektrycznej. Ich właściwości niezawodnościowe w znacznej mierze wpływają na jakość i niezawodność dostaw energii do odbiorców. W referacie zaprezentowane zostały wyniki analiz niezawodnościowych dotyczących tych linii. Przeprowadzona została analiza sezonowości oraz przyczyn awarii. Określony został wpływ temperatury otoczenia na intensywność uszkodzeń linii 110 kv. Opracowane zostały modele niezawodnościowe czasu odnowy, czasu trwania wyłączeń awaryjnych, czasu przerw w zasilaniu odbiorców, a także wartości energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców. Określono postać teoretyczną najważniejszych funkcji niezawodnościowych. Słowa kluczowe linie elektroenergetyczne 110 kv, niezawodność, awaryjność, funkcje niezawodnościowe, modele niezawodnościowe I. WPROWADZENIE Aktualnie w krajowym systemie elektroenergetycznym większość linii 110 kv stanowi część układu przesyłowego energii elektrycznej. Tylko nieliczna ich część stanowi integralną część układów dystrybucyjnych. Sytuacja ta ulega jednak ciągłej zmianie, gdyż docelowo praktycznie wszystkie linie 110 kv mają wejść w skład sieci dystrybucyjnych. Poziom napięć 110 kv ma zostać stopniowo wyeliminowany z sektora przesyłu energii elektrycznej. Głównymi odbiorami przyłączonymi do terenowych sieci 110 kv są komunalne sieci SN, duże zakłady przemysłowe, trakcja PKP oraz inne obiekty o znacznym poborze mocy. Energia jest do nich dostarczana za pośrednictwem transformatorów 110 kv/sn. Inną grupą odbiorów przyłączonych do sieci 110 kv są odbiory posiadające własne elektrownie lub elektrociepłownie. Ze względu na znaczną moc oddawaną do sieci są one często przyłączane do sieci 110 kv. W przypadku małych miast sieć 110 kv jest siecią zasilającą miasto lub siecią zasilająco-rozdzielczą. W przypadku dużych miast pełni rolę funkcji rozdzielczej, bowiem przy dużych obciążeniach sieć SN jest niewystarczająca. Ciągi liniowe sieci 110 kv budowane są jako jedno lub dwutorowe. Bardzo rzadko spotykanym rozwiązaniem jest linia trzy lub czterotorowa. Układ taki spotykany jest najczęściej na wyprowadzeniach stacji NN/110 kv. W liniach 110 kv najczęściej stosowanymi przekrojami przewodów są: 240, 350 oraz 525 mm 2 AFL [7, 10]. W niniejszym referacie autor zaprezentował wyniki analizy parametrów oraz właściwości niezawodnościowych dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV. Przeprowadzone badania obejmowały takie zagadnienia, jak: sezonowość i przyczyny awarii, skutki awarii (uszkodzony element linii) oraz wpływ temperatury otoczenia na intensywność awarii. Na podstawie danych empirycznych przeprowadzona została weryfikacja parametryczna oraz nieparametryczna czasu trwania awarii, czasu trwania wyłączeń awaryjnych, czasu trwania przerw w zasilaniu oraz energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców. Wyznaczone zostały najważniejsze funkcje niezawodnościowe linii dystrybucyjnych 110 kv. Wszystkie analizy przeprowadzone zostały na poziomie istotności α = 0,05. PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 7

8 II. ANALIZA SEZONOWOŚCI ORAZ PRZYCZYN AWARII Obserwacja zawodności linii 110kV obejmuje okres 9 lat, na terenie dużej spółki dystrybucyjnej energii elektrycznej w kraju. Na początku obserwacji, istniało w tej spółce łącznie 1307 km napowietrznych linii 110kV. Na koniec obserwacji, długość ta wynosiła 1453 km. Długości linii w kolejnych latach obserwacji zostały przedstawione w tabeli I. TABELA I. DŁUGOŚCI OBSERWOWANYCH LINII DYSTRYBUCYJNYCH NAPOWIETRZNYCH 110 KV W KOLEJNYCH LATACH OBSERWACJI [KM] Rok obserwacji Długość linii napowietrznych 110 kv W tabeli II przedstawiona została częstość uszkodzeń linii 110kV w poszczególnych miesiącach roku. Dane te w postaci histogramu oraz funkcja aproksymacyjna przedstawione zostały na rysunku 1. TABELA II. CZĘSTOŚĆ AWARII LINII 110 KV W POSZCZEGÓLNYCH MIESIĄCACH ROKU [%] Miesiąc Częstość awarii 17,94 6,28 5,83 2,69 5,83 5,83 7,17 14,35 9,42 9,42 4,93 10,31 Najwięcej awarii linii 110kV zaobserwowano w miesiącach zimowych (styczeń, luty, grudzień) oraz w miesiącach letnich i jesiennych (od lipca do października). W okresie zimowym wystąpiło 77 awarii, co stanowi 34,53% wszystkich uszkodzeń (najwięcej w styczniu 17,94%). W miesiącach letnio-jesiennych wystąpiło 90 awarii, co stanowi 40,36% wszystkich uszkodzeń (najwięcej w sierpniu 14,35%). W pozostałych miesiącach zawodność linii kształtuje się znacznie poniżej średniej intensywności uszkodzeń. Ze względu na przejrzystość oraz prostotę zapisu, jako funkcję aproksymacyjną sezonowej zmienności częstości awarii przyjęto wielomian. Ponieważ współczynniki funkcji aproksymacyjnej uzyskane dla rzędu wyższego niż czwarty są bliskie zeru, podjęta została decyzja o aproksymowaniu funkcji sezonowej zmienności częstości awarii linii 110kV wielomianem czwartego rzędu. Wielomian taki ma postać: f ( i) = a i + b i + c i + d i + e (1) gdzie: i kolejny numer miesiąca; a, b, c, d, e współczynniki funkcji aproksymacyjnej. Rys. 1. Wartości empiryczne i funkcja aproksymacyjna sezonowej zmienności częstości awarii linii dystrybucyjnych 110kV Współczynniki funkcji aproksymacyjnej sezonowej zmienności częstości awarii linii 110kV, przedstawionej na rysunku 1, wynoszą: a = 0,0210; b = -0,6306; 8 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

9 c = 6,5081; d = -25,9092; e = 37,9207. Współczynnik korelacji wyznaczonej funkcji z danymi empirycznymi wynosi r = 0,88. Najpoważniejszą przyczyną awarii linii 110kV jest wiatr, który spowodował około 18,83% wszystkich uszkodzeń. Drugą przyczyną są oblodzenie, śnieg i sadź, w wyniku których zaistniało około 15,70% wszystkich uszkodzeń linii. Procentowy udział przyczyn awarii linii z uwzględnieniem sezonowości, został zamieszczony w tabeli III. Procentowy udział poszczególnych przyczyn awarii linii w ich całkowitej liczbie przedstawia rysunek 2. TABELA III. PRZYCZYNY AWARII LINII NAPOWIETRZNYCH 110KV W POSZCZEGÓLNYCH MIESIĄCACH ROKU [%] Przyczyna awarii Miesiąc Procesy starzeniowe 0,90 0,90 1,79 0,90 0,45 0,90 0,90 0,90 0,90 1,35 0,45 0,90 Wyładowania atmosferyczne 0,00 0,00 0,00 0,00 1,35 3,14 2,69 3,59 2,69 0,90 0,45 0,00 Oblodzenie, śnieg, sadź 8,97 0,45 0,45 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,45 5,38 Wiatr 6,28 2,24 0,45 0,45 0,90 0,45 0,45 1,35 2,24 1,35 0,45 2,24 Drzewa i gałęzie 0,45 0,90 0,90 0,45 1,35 0,90 1,35 1,79 1,79 3,59 0,90 0,45 Działalność człowieka 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,45 0,90 2,69 0,90 1,35 0,45 0,90 Zwierzęta 0,00 0,00 0,45 0,00 0,45 0,00 0,45 3,14 0,45 0,45 1,35 0,00 Inne i nieznane 0,45 0,90 0,90 0,00 0,45 0,00 0,45 0,90 0,45 0,45 0,45 0,45 Awarie linii napowietrznych 110kV polegają najczęściej na uszkodzeniu przewodów fazowych. Znaczna liczba awarii polega także na uszkodzeniu izolatorów. Procentowy podział wszystkich uszkodzeń przedstawia rysunek 3. Rys. 2. Procentowy udział przyczyn awarii linii dystrybucyjnych 110kV Rys. 3. Procentowy udział skutków awarii linii napowietrznych 110kV PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 9

10 III. WPŁYW TEMPERATURY OTOCZENIA NA INTENSYWNOŚĆ AWARII LINII NAPOWIETRZNYCH 110 KV Przeprowadzona została analiza wpływu temperatury otoczenia na intensywność występowania awarii linii 110kV. Szerzej zagadnienie to zostało omówione w publikacjach [2, 3]. Intensywność awarii linii w zależności od temperatury otoczenia przedstawia rysunek 4. Funkcja aproksymacyjna częstości uszkodzeń przedstawiona na rysunku 4, jest wielomianem czwartego stopnia wyrażonym zależnością (1) z tym, że i oznacza w niej temperaturę otoczenia. Współczynniki funkcji aproksymacyjnej intensywności awarii linii 110kV w funkcji temperatury otoczenia, wynoszą: a = 39, ; b = -1647, ; c = 143, ; d = 1170, ; e = 6258, Współczynnik korelacji funkcji teoretycznej z danymi empirycznymi wynosi r = 0,96. IV. CZAS TRWANIA AWARII DYSTRYBUCYJNYCH LINII NAPOWIETRZNYCH 110KV Czas trwania awarii jest definiowany jako czas, który upływa od momentu powstania awarii (uszkodzenia) do momentu zakończenia naprawy z jednoczesną możliwością przywrócenia zasilania i dostarczenia odbiorcom potrzebnej mocy [3, 6, 12, 13]. Czas ten, zwany jest również czasem usuwania awarii lub czasem odnowy. Określenie to jest związane z przejściem urządzenia ze stanu uszkodzenia do ponownego stanu zdatności ruchowej [3, 6, 13]. Wartość tego czasu zależy przede wszystkim od zakresu awarii oraz możliwości organizacyjnych i technicznych brygad eksploatacyjnych. Rys. 4. Zależność intensywności awarii linii 110kV od temperatury otoczenia W rozważanym okresie obserwacji wystąpiło 223 awarie linii napowietrznych 110kV. Na podstawie danych empirycznych przeprowadzona została weryfikacja parametryczna oraz nieparametryczna czasu trwania awarii linii. Wartość średnią z próby t a oszacowano metodą największej wiarygodności, na podstawie zależności [3, 5, 14]: i k = = o ni ti i ta = 1 n (2) 10 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

11 gdzie: t wartość średnia z próby; o a t i środek i-tej klasy szeregu rozdzielczego; n i liczba uszkodzeń w i-tej klasie szeregu rozdzielczego; n całkowita liczba awarii; k liczba klas szeregu rozdzielczego. Otrzymana średnia wartość czasu trwania awarii dystrybucyjnych linii 110kV wynosi t a = 26,11 h. Przedział ufności dla średniej wyznacza się zgodnie z zależnością [3, 5, 14]: t a s s u < ta < ta + u (3) α α n n gdzie: u α wartość zmiennej losowej U mającej rozkład normalny standaryzowany, wyznaczona dla danego współczynnika ufności 1-α z tablicy rozkładu normalnego; s odchylenie standardowe z próby obliczone według zależności [3, 5, 14]: s 1 i k = = n i = 1 o ti Na podstawie wykonanych obliczeń otrzymano odchylenie standardowe s = 27,78 h oraz przedział ufności dla średniej 22,44 h < t a < 29,78 h. Do przedstawienia właściwości próby losowej zastosowano także opisowe statystyki pozycyjne, do których należą między innymi [5, 8]: najmniejsza statystyka pozycyjna, największa statystyka pozycyjna, rozstęp. Najmniejsza statystyka pozycyjna jest to najmniejsza wartość cechy z próby: t a 2 n i X m = min( X1, X 2, X 3..., X n) (5) Największa statystyka pozycyjna jest to największa wartość cechy z próby: X M = max( X1, X 2, X 3..., X n) (6) Rozstęp jest różnicą pomiędzy wartościami XM oraz Xm i wyraża zakres wartości próby losowej: (4) R = X M X m (7) Dla czasu trwania awarii napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV powyższe statystyki posiadają następujące wartości: X m = 0,70 h, X M = 143,67 h oraz R = 142,97 h. Na podstawie danych empirycznych, została założona hipoteza o rozkładzie Weibulla czasu odnowy napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV. Funkcja gęstości prawdopodobieństwa rozkładu Weibulla ma postać [3, 5, 6, 14]: ν ta f ( ta) = b b ta exp b ν 1 ν przy czym: b parametr skali, ν parametr kształtu. Wyznaczone wartości parametrów rozkładu wynoszą: b = 22,6275, ν = 0,9861. Empiryczną i teoretyczną funkcję gęstości prawdopodobieństwa czasu odnowy linii 110kV oraz wyniki weryfikacji hipotezy o rozkładzie za pomocą testów λ Kołmogorowa i χ 2 Pearsona przedstawia rysunek 5. Dla analizowanej próby linii wyznaczone zostały także: średnia intensywność uszkodzeń i odnowy oraz współczynnik zawodności. Zależność teoretyczna, z której wyznaczono średnią intensywność uszkodzeń ma postać [3, 14]: 2 ma λ = (9) n + n ( ) t p k (8) PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 11

12 gdzie: m a zaobserwowana liczba awarii, n p liczność próbki na początku okresu obserwacji, n k liczność próbki na końcu okresu obserwacji, Δt czas obserwacji. Zależność, z której można wyznaczyć współczynnik zawodności [3, 14]: λ ta q = 1+ λ t a (10) Rys. 5. Empiryczna i teoretyczna funkcja gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania odnowy dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV (λ = 0,453 < λ α = 1,358; χ 2 = 6,22 < χ 2 α = 15,5) Znając λ oraz q można wyznaczyć średnią intensywność odnowy z zależności [3, 14]: ( 1 q) λ µ = (11) q Otrzymane z próby średnie parametry zawodnościowe wynoszą: λ = 179,55 10, µ = 335,50 oraz q = 53, a km a km km V. CZAS TRWANIA WYŁĄCZEŃ AWARYJNYCH DYSTRYBUCYJNYCH LINII NAPOWIETRZNYCH 110KV Czas trwania wyłączeń awaryjnych t wa jest definiowany jako czas, od chwili wyłączenia obiektu (samoczynnego lub przez obsługę) w wyniku jego uszkodzenia, do chwili załączenia tego obiektu pod napięcie, po jego naprawie. Czas ten nie jest równoważny czasowi trwania awarii, ponieważ po usunięciu głównej przyczyny awarii, urządzenie może zostać załączone pod napięcie mimo, iż nadal pozostaje w stanie awarii, pod warunkiem, że może ono wykonywać całkowicie lub w ograniczonym zakresie swoje funkcje oraz nie stwarza zagrożenia dla obsługi. Prace kończące usuwanie awarii mogą być wykonywane pod napięciem. W czasie tym mimo, iż awaria nie została jeszcze usunięta, urządzenie nie znajduje się już w stanie wyłączenia awaryjnego. Ponadto nie każda awaria powoduje samoczynne wyłączenie urządzenia. W tym przypadku urządzenie znajdujące się w stanie awarii, nie znajduje się w stanie wyłączenia awaryjnego. Dokładna analiza zależności między czasami t a oraz t wa została przedstawiona w publikacji [4]. 12 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

13 W rozważanym okresie obserwacji wystąpiło 207 wyłączeń awaryjnych linii napowietrznych 110kV. Na podstawie danych empirycznych przeprowadzona została weryfikacja parametryczna oraz nieparametryczna czasu trwania wyłączeń awaryjnych. Otrzymana średnia wartość czasu trwania wyłączeń awaryjnych linii 110kV wynosi: t wa = 14,18 h. Na podstawie wykonanych obliczeń otrzymano odchylenie standardowe s wa = 15,71 h oraz przedział ufności dla średniej 12,03 h < t wa < 16,33 h. Dla czasu trwania wyłączeń awaryjnych napowietrznych linii 110kV, statystyki pozycyjne posiadają następujące wartości: X m = 0,53 h, X M = 90,52 h oraz R = 89,99 h. Na podstawie danych empirycznych, została założona hipoteza o logarytmiczno-normalnym rozkładzie czasu wyłączeń awaryjnych napowietrznych linii 110kV. Funkcja gęstości prawdopodobieństwa rozkładu logarytmiczno-normalnego ma postać [3, 5, 6, 14]: f ( t ) 2 ( logt m) = loge wa wa exp (12) t σ 2 π 2 σ 2 wa przy czym: m wartość oczekiwana zmiennej losowej log twa, σ odchylenie standardowe zmiennej losowej log t wa. Wyznaczone wartości parametrów rozkładu wynoszą: m wa = 2,1244, σ wa = 1,0947. Empiryczną i teoretyczną funkcję gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania wyłączeń awaryjnych dystrybucyjnych linii 110kV oraz wyniki weryfikacji hipotezy o rozkładzie za pomocą testów λ Kołmogorowa i χ 2 Pearsona przedstawia rysunek 6. Rys. 6. Empiryczna i teoretyczna funkcja gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania wyłączeń awaryjnych dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV (λ = 0,771 < λ α = 1,358; χ 2 = 2,60 < χ 2 α = 16,9) Dla analizowanej próby napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV wyznaczone zostały także: średnia intensywność wyłączeń awaryjnych oraz ich usuwania, a także współczynnik zawodności dotyczący wyłączeń: λ wa = 166,67 10, µ wa = 617,77 oraz 1 q wa = 26, a km a km km PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 13

14 Wyznaczone wartości udziału intensywności wyłączeń awaryjnych u oraz udziału wyłączeń awaryjnych k, wyrażone zależnościami [3, 4]: oraz λ u = wa (13) λ qwa k = (14) q wynoszą u = 0,93 oraz k = 0,50. Oznacza to, że w 93 na 100 przypadków awarii linii 110kV następuje wyłączenie awaryjne, natomiast w 7 przypadkach na 100 awaria nie powoduje wyłączenia linii oraz jest usuwana bez konieczności jej wyłączenia przez obsługę. Współczynnik k wskazuje, że łączny czas wyłączeń awaryjnych linii stanowi średnio około 50% całkowitego czasu trwania awarii tych obiektów w rozważanym okresie czasu. VI. CZAS TRWANIA PRZERWY W ZASILANIU ODBIORCÓW Czas trwania przerwy w dostawie energii elektrycznej tp jest to czas od chwili powstania przerwy w zasilaniu do chwili wznowienia zasilania odbiorców. Czas przerwy w zasilaniu odbiorców energii elektrycznej jest mniejszy (krótszy) od czasu trwania awarii, czy też wyłączenia awaryjnego. Na taki stan mają wpływ dwa czynniki. Pierwszym jest możliwość rezerwowego zasilania w przypadku odbiorców lub sieci posiadających rezerwę, natomiast drugim możliwa praca linii z uszkodzonymi elementami, czy urządzeniami. Statystyka przerw w zasilaniu, zaistniałych w wyniku awarii linii dystrybucyjnych 110kV obejmuje 105 przypadków. Na podstawie danych empirycznych przeprowadzona została weryfikacja parametryczna oraz nieparametryczna czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców na skutek awarii linii 110kV. Otrzymana średnia wartość czasu trwania przerw w zasilaniu na skutek awarii linii 110kV wynosi: t p = 4,58 h. Na podstawie wykonanych obliczeń otrzymano odchylenie standardowe s p = 4,79 h i przedział ufności dla średniej 3,65 h < t p < 5,51 h. Dla czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców, na skutek awarii napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV, statystyki pozycyjne posiadają następujące wartości: X m = 0,02 h, X M = 23,08 h oraz R = 23,06 h. Na podstawie danych empirycznych, została założona hipoteza o wykładniczym rozkładzie czasu przerw w zasilaniu odbiorców. Funkcja gęstości prawdopodobieństwa rozkładu wykładniczego ma postać [3, 5, 6, 14]: f λ t p ( t p ) = λ e (15) przy czym: λ parametr rozkładu wykładniczego. Wyznaczona wartość parametru rozkładu wynosi: λ = 0,2183. Empiryczną i teoretyczną funkcję gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców na skutek awarii dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV oraz wyniki weryfikacji hipotezy o rozkładzie za pomocą testów λ Kołmogorowa i χ 2 Pearsona przedstawia rysunek PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

15 Rys. 7. Empiryczna i teoretyczna funkcja gęstości prawdopodobieństwa czasu trwania przerw w zasilaniu odbiorców na skutek awarii dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV (λ = 1,182 < λ α = 1,358; χ 2 = 1,48 < χ 2 α = 7,81) Dla analizowanej próby linii 110kV wyznaczone zostały także: średnia intensywność występowania przerw oraz przywracania zasilania, a także współczynnik zawodności dotyczący przerw w zasilaniu: λ p = 84,54 10, µ p = 1912,66 a km a km 6 1 oraz q p = 4, km VII. ENERGIA ELEKTRYCZNA NIEDOSTARCZONA DO ODBIORCÓW Bardzo ważnym wskaźnikiem gospodarczym, określającym straty ponoszone przez dystrybutorów energii elektrycznej oraz jej odbiorców, wskutek zaistniałej awarii, jest wartość niedostarczonej energii elektrycznej ΔA. Wartość tego parametru jest zależna od czasu trwania przerwy w zasilaniu odbiorców, a także od poboru mocy z linii, która uległa uszkodzeniu. Jej wartość można wyznaczyć z zależności [3]: A = P śr t p (16) gdzie: ΔA wartość niedostarczonej energii elektrycznej, P śr średnia wartości mocy, pobieranej przez odbiorców, ustalona na podstawie wykresów obciążeń, t p czas przerwy w dostawie energii elektrycznej do odbiorców. Średnia wartość niedostarczonej do odbiorców energii, na skutek awarii linii 110kV, wynosi A = 21,79 MW h. Na podstawie wykonanych obliczeń otrzymano odchylenie standardowe s = 24,02 MW h oraz przedział ufności dla średniej 17,14 MW h < ΔA < 26,44 MW h. Dla energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców na skutek awarii napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV statystyki pozycyjne posiadają następujące wartości: X m = 0,06 MW h, X M = 111,81 MW h oraz R = 111,75 MW h. Na podstawie danych empirycznych, została założona hipoteza o rozkładzie wykładniczym niedostarczonej energii, dla przypadku awarii dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV. Wyznaczona wartość parametru rozkładu wynosi: λ ΔA = 0,046. PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 15

16 Rozkład empiryczny i teoretyczny wartości niedostarczonej energii, a także wyniki weryfikacji hipotezy o rozkładzie za pomocą testów λ Kołmogorowa i χ 2 Pearsona przedstawia rysunek 8. Rys. 8. Empiryczna i teoretyczna funkcja gęstości prawdopodobieństwa energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców na skutek awarii linii napowietrznych 110kV (λ = 1,076 < λ α = 1,358; χ 2 = 0,54 < χ 2 α = 11,1) VIII. PODSTAWOWE FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE DYSTRYBUCYJNYCH LINII NAPOWIETRZNYCH 110KV Niezawodność urządzenia lub systemu wyraża jego zdolność do wykonania określonych funkcji w określonym przedziale czasowym oraz w zadanych warunkach [6, 14]. W sensie matematycznym niezawodność jest prawdopodobieństwem warunkowym, że urządzenie będzie pracowało bez uszkodzenia od chwili jego uruchomienia do chwili t, pod warunkiem, że w chwili włączenia (t = 0) urządzenie było sprawne [1, 9, 14]: ( 0, t) = P{ S( ) = S;0 τ t, S( 0) S} R τ = (17) gdzie: S(τ) stan obiektu w chwili czasu τ, S stan zdatności obiektu. Powyżej przedstawiona funkcja nosi nazwę funkcji niezawodności lub inaczej funkcji życia urządzenia [14]. Biorąc pod uwagę, iż R(0) = 1, czyli że urządzenie w chwili uruchomienia było zdatne, można zapisać: R ( t) = P{ S( τ ) = S 0 τ t} ; (18) Funkcja niezawodności stanowi układ zupełny zdarzeń z funkcją zawodności (trwałości) F(t): F ( t) P S( ) { τ = S 0 t} = ; τ (19) gdzie: S stan uszkodzenia urządzenia. Jest to więc prawdopodobieństwo warunkowe uszkodzenia się obiektu do chwili czasu t, pod warunkiem, że urządzenie w chwili uruchomienia było zdatne (F(0) = 0). Prawdopodobieństwo to nazywane jest również rozkładem trwałości. 16 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

17 Pochodna funkcji zawodności po czasie jest funkcją gęstości prawdopodobieństwa wystąpienia uszkodzenia: df ( ) ( t) f t = (20) dt Bardzo ważnym pojęciem jest trwałość obiektu, nazywana także czasem życia obiektu. Czas poprawnej pracy obiektu jest zmienną losową o funkcji gęstości prawdopodobieństwa f(t). Stąd jego wartość oczekiwana (trwałość obiektu) określona jest zależnością: ( t) = t f ( t) dt = tdf( t) = R( t) 0 0 E dt (21) Bardzo ważna w teorii niezawodności jest funkcja intensywności uszkodzeń, którą definiuje się jako stosunek prawdopodobieństwa uszkodzenia elementu w przedziale czasu od t do t+δt do wielkości tego przedziału, przy Δt 0, przy założeniu, iż do chwili t uszkodzenie elementu nie nastąpiło: ( t) ( t) 0 '( t) ( t) ' F R λ ( t) = = (22) 1 F R Zatem intensywność uszkodzeń λ(t) charakteryzuje w każdej chwili t względne pogorszenie się niezawodności obiektu przypadające na jednostkę czasu Δt = 1. Dla porównania gęstość prawdopodobieństwa f(t) wyraża bezwzględne pogorszenie niezawodności obiektu przypadające na jednostkę czasu [11, 14]. Kolejną funkcją charakteryzującą niezawodność obiektu jest skumulowana intensywność uszkodzeń, zwana także funkcją wiodącą [11]: Λ t = ( t) ( u) 0 λ du (23) Jest ona miarą wyczerpywania się zapasu możliwości wykonania przez obiekt postawionego mu zadania. Niezawodność obiektu można także scharakteryzować, poprzez określenie funkcji oczekiwanego pozostałego czasu zdatności: t ( s) ( t) R r ( t) = ds (24) R Znajomość podstawowych funkcji niezawodnościowych pozwala ustalić okres pracy linii w którym z dużym prawdopodobieństwem będzie ona działała poprawnie, a więc nie będzie powodowała przerw w zasilaniu odbiorców. Pozwala także na wyznaczenie ekonomicznie opłacalnego okresu eksploatacji. Próba statystyczna linii 110 kv jest z punktu widzenia badań niezawodnościowych próbą dynamiczną, czyli obejmuje obiekty będące w różnych latach eksploatacji. W związku z powyższym oceny funkcji niezawodnościowych dokonano wykorzystując metodę próby losowej dynamicznej [3, 14]. Na podstawie danych z eksploatacji napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv obliczone zostały wartości empiryczne intensywności uszkodzeń λˆ i, częstości uszkodzeń f i *, funkcji niezawodności R i * oraz zawodności (trwałości) Fi*. Wyniki obliczeń przedstawione zostały w tabeli IV. Empiryczną intensywność uszkodzeń linii zaprezentowano na rysunku 9. Wyznaczenie funkcji intensywności awarii, zawodności, czy też niezawodności, nie rozwiązuje problemu estymacji parametrów niezawodnościowych. Ważna jest również analiza zgodności rozkładu empirycznego z wybranym rozkładem PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 17

18 teoretycznym. Analizę taką wykonuje się według zasad estymacji nieparametrycznej. W wielu przypadkach oszacowania parametrów nieznanej funkcji można dokonać z wystarczającą dokładnością za pomocą siatek funkcyjnych [12, 14]. Weryfikacja hipotezy o rozkładzie może zostać przeprowadzona za pomocą testu znaków, testu λ Kołmogorowa, testu χ 2 Pearsone a lub testu Walda-Wolfowitza, zwanego także testem serii. Autor dokonał analizy zgodności typu rozkładu empirycznego z wybranymi rozkładami teoretycznymi intensywności awarii. Na podstawie szczegółowej analizy otrzymanych wyników przyjęto, iż funkcja intensywności awarii dystrybucyjnych linii napowietrznych 110 kv podlega rozkładowi Weibulla. Funkcja intensywności awarii dla tego rozkładu opisana jest zależnością [3, 14]: ν 1 ν t λ( t ) = (25) b b gdzie: ν parametr kształtu rozkładu Weibulla, b parametr skali rozkładu Weibulla. Wyznaczone z wykorzystaniem pakietu Statistica oraz Excela wartości parametrów rozkładu (25) wynoszą: ν = 5,02 oraz b = 26,67. TABELA IV. WYNIKI OBLICZEŃ STATYSTYCZNYCH INTENSYWNOŚCI, CZĘSTOŚCI USZKODZEŃ, ROZKŁADU TRWAŁOŚCI ORAZ ROZKŁADU NIEZAWODNOŚCI DLA NAPOWIETRZNYCH LINII DYSTRYBUCYJNYCH 110 KV Rok eksploatacji λˆ i 1 a km * f i * F i * R i ,0010 0,0010 0,0010 0, ,0007 0,0007 0,0017 0, ,0007 0,0007 0,0024 0, ,0014 0,0014 0,0038 0, ,0012 0,0012 0,0050 0, ,0021 0,0021 0,0070 0, ,0014 0,0014 0,0084 0, ,0035 0,0035 0,0120 0, ,0036 0,0036 0,0155 0, ,0049 0,0048 0,0204 0, ,0074 0,0073 0,0276 0, ,0123 0,0119 0,0396 0, ,0124 0,0119 0,0514 0, ,0139 0,0132 0,0646 0, ,0537 0,0502 0,1148 0, ,0231 0,0204 0,1353 0, ,0317 0,0274 0,1627 0, ,0000 0,0000 0,1627 0, ,0492 0,0412 0,2039 0, ,0298 0,0237 0,2276 0, ,0782 0,0604 0,2880 0, ,0862 0,0614 0,3493 0, ,1046 0,0681 0,4174 0, ,1172 0,0683 0,4857 0, ,1695 0,0872 0,5729 0, ,1615 0,0690 0,6418 0, ,1953 0,0700 0,7118 0, ,2532 0,0730 0,7848 0, ,2516 0,0542 0,8389 0, ,3307 0,0533 0,8922 0, ,2547 0,0275 0,9197 0, ,3816 0,0307 0,9503 0, ,4661 0,0232 0,9735 0, ,4598 0,0122 0,9857 0, ,5487 0,0079 0,9935 0, ,6890 0,0045 0,9980 0, PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

19 37 0,6720 0,0014 0,9993 0, ,8289 0,0005 0,9999 0, ,8472 0,0001 1,0000 0, ,9539 0,0000 1,0000 0, ,5327 0,0000 1,0000 0, ,1719 0,0000 1,0000 0, ,1767 0,0000 1,0000 0, ,4519 0,0000 1,0000 0, ,1485 0,0000 1,0000 0, ,6780 0,0000 1,0000 0, ,8366 0,0000 1,0000 0, ,9532 0,0000 1,0000 0, ,1818 0,0000 1,0000 0, ,2787 0,0000 1,0000 0, ,6293 0,0000 1,0000 0, ,3438 0,0000 1,0000 0, ,9908 0,0000 1,0000 0, ,2627 0,0000 1,0000 0, ,3257 0,0000 1,0000 0, ,0056 0,0000 1,0000 0, ,7566 0,0000 1,0000 0, ,3146 0,0000 1,0000 0, ,5058 0,0000 1,0000 0, ,9504 0,0000 1,0000 0, ,0000 0,0000 1,0000 0, ,1348 0,0000 1,0000 0, ,0143 0,0000 1,0000 0, ,5131 0,0000 1,0000 0, ,6157 0,0000 1,0000 0, ,6157 0,0000 1,0000 0, ,2697 0,0000 1,0000 0, ,2697 0,0000 1,0000 0, ,0000 0,0000 1,0000 0, ,9209 0,0000 1,0000 0, ,7583 0,0000 1,0000 0, ,0000 0,0000 1,0000 0, ,0262 0,0000 1,0000 0, ,0000 0,0000 1,0000 0, ,6597 0,0000 1,0000 0, ,2697 0,0000 1,0000 0, ,0000 0,0000 1,0000 0, ,2315 0,0000 1,0000 0, ,0262 0,0000 1,0000 0, ,0262 0,0000 1,0000 0,0000 Po podstawieniu wyznaczonych wartości do zależności (25) teoretyczna funkcja intensywności awarii przyjmuje postać: 7 4, 02 ( t) = 3,48 10 t λ (26) Empiryczną oraz teoretyczną funkcję intensywności awarii napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv przedstawia rysunek 9. PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 19

20 Rys. 9. Empiryczna oraz teoretyczna intensywność uszkodzeń napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv Weryfikacja hipotezy o rozkładzie została przeprowadzona za pomocą testu znaków. W wyniku jego zastosowania otrzymano: l 0 = min(l +,l - ) = min(40, 40) = 40; l 0 = 40>30 = l α. Tak więc, na poziomie istotności α = 0,05, nie ma podstaw do odrzucenia postawionej hipotezy o postaci funkcyjnej intensywności awarii. Wykorzystując zależności między funkcją λ(t), a funkcjami R(t), F(t), f(t), Λ(t) i r(t), można wyznaczyć postać teoretyczną tych funkcji dla napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv: Funkcja niezawodności: Funkcja zawodności: ( t) t 26,67 5,02 R = e (27) ( t) Funkcja gęstości prawdopodobieństwa: f ( t) Skumulowana intensywność awarii: Oczekiwany pozostały czas zdatności: r t 26,67 5,02 F = 1 e (28) 8 5,02 7 4,02 6,94 10 t = 3,48 10 t e (29) Λ 8 5, 02 ( t) = 6,94 10 t t t 26,67 26,67 ( t) = e ds Teoretyczne funkcje R(t) oraz F(t) dla napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv przedstawia rysunek 10. 5,02 s 5,02 (30) (31) 20 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

21 Rys. 10. Teoretyczna funkcja niezawodności R(t) oraz zawodności F(t) napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv Na podstawie zależności (21) wyznaczona została wartość oczekiwana czasu poprawnej pracy napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv. Wartość ta wynosi 24,49 a dla odcinka 1 km. IX. PODSUMOWANIE Linie napowietrzne 110kV są coraz częściej początkowym elementem sieci dystrybucyjnych. Ich niezawodność wpływa więc w sposób bezpośredni na wartości wskaźników określających ciągłość zasilania odbiorców końcowych (SAIDI, SAIFI, MAIFI, itp.), zwłaszcza w odniesieniu do sieci terenowych. Istnieje więc konieczność prowadzenia badań w celu określenia wskaźników oraz właściwości niezawodnościowych tych obiektów. Szczególne znaczenie mają tu badania oparte na wieloletnich obserwacjach ich eksploatacji. W referacie przedstawiono analizę awaryjności dystrybucyjnych linii elektroenergetycznych 110kV. Na podstawie przeprowadzonych badań wyznaczono średni czas trwania odnowy linii t a = 26,11 h, średni czas trwania wyłączeń awaryjnych t = 14,18 h oraz średni czas przerwy w zasilaniu odbiorców wa t = 4,58 h, a także p średnią wartość energii elektrycznej niedostarczonej do odbiorców A = 21,79 MW h. Wyznaczono funkcje gęstości prawdopodobieństwa, a także dokonano ich weryfikacji. Zaproponowane rozkłady prawdopodobieństwa są rozkładami Weibulla, logarytmicznonormalnymi oraz wykładniczymi. Intensywność uszkodzeń napowietrznych linii dystrybucyjnych 110kV wynosi λ = 179, Intensywność wyłączeń awaryjnych tych linii jest mniejsza niż a km intensywność awarii ( λ wa = 166,67 10 ), co sugeruje, iż niektóre awarie są a km usuwane bez konieczności wyłączenia linii, np. z wykorzystywaniem prac pod napięciem. Intensywność występowania przerw w zasilaniu odbiorców także jest 1 znacznie mniejsza niż intensywność awarii ( λ = 84,54 10 te są w większości przypadków rezerwowane. p ), co sugeruje, iż linie a km 4 1 PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII... 21

22 Dokonano także analizy przyczyn oraz sezonowości awarii. Na jej podstawie można wyciągnąć wniosek, iż przeglądy, remonty oraz pomiary dystrybucyjnych linii napowietrznych 110kV powinny być wykonywane w miesiącach od lutego do czerwca, ewentualnie w listopadzie. Są to bowiem miesiące o najmniejszej intensywności awarii tych obiektów. Istnieje więc niewielkie prawdopodobieństwo uszkodzenia linii, która na czas trwania pomiarów lub prac konserwacyjnych przejmuje obciążenie linii badanej. Ogranicza się więc do minimum prawdopodobieństwo wystąpienia przerwy w zasilaniu odbiorców. Okresem zwiększonej intensywności uszkodzeń są miesiące letniojesienne (lipiec październik) oraz zimowe (styczeń, grudzień). Najczęstszymi przyczynami uszkodzeń linii są wiatr oraz oblodzenie, śnieg i sadź. Przeprowadzona analiza wykazała ścisłą zależność intensywności uszkodzeń linii napowietrznych 110kV od temperatury otoczenia (Rys. 4). Dla temperatur powyżej +30ºC oraz poniżej -15ºC intensywność uszkodzeń wzrasta znacznie w porównaniu do intensywności w przedziale temperatury od -15ºC do +30ºC. Intensywność uszkodzeń napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv podlega rozkładowi Weibulla o współczynniku kształtu ν > 1, co wskazuje na rosnącą w czasie intensywność uszkodzeń. Wyznaczone przez Autora funkcje niezawodnościowe napowietrznych linii dystrybucyjnych 110 kv, mogą znaleźć szerokie zastosowanie zarówno na etapie projektowania nowych obiektów, jak i na etapie ich eksploatacji, w celu ustalenia optymalnych warunków pracy. Wyniki przeprowadzonych badań mogą być podstawą do ustalenia terminów prac remontowych. Mogą one także znaleźć zastosowanie w dalszych analizach niezawodnościowych oraz ekonomiczno-gospodarczych samych linii 110 kv, jak i zasilanych z nich sieci dystrybucyjnych średniego napięcia. LITERATURA [1] J.R. Barra, Matematyczne podstawy niezawodności. PWN, Warszawa 1982 [2] A.Ł. Chojnacki, A. Kaźmierczyk, Wpływ temperatury otoczenia na intensywność awarii stacji transformatorowo-rozdzielczych SN/nN, Logistyka Nr 6/2014, s [3] A.Ł. Chojnacki, Analiza niezawodności eksploatacyjnej elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych. Wydawnictwo Politechniki Świętokrzyskiej, Kielce 2013 [4] A.Ł. Chojnacki, Analiza niezawodności stacji transformatorowo-rozdzielczych SN w warunkach eksploatacji, Archiwum Energetyki tom XXXVII (2006), Nr 2, s [5] J. Greń, Modele i zadania statystyki matematycznej. PWN, Warszawa 1982 [6] Z. Kowalski, Niezawodność zasilania odbiorców energii elektrycznej. Wydawnictwo Politechniki Łódzkiej, Łódź 1992 [7] S. Kujszczyk, Elektroenergetyczne sieci rozdzielcze tom I. PWN, Warszawa, 1994 [8] A. Majcherczyk, A.Ł. Chojnacki, Analiza czasów trwania przerw w zasilaniu odbiorców w przypadku awarii urządzeń stacji transformatorowo - rozdzielczych SN/nN miejskich oraz wiejskich, VII Konferencja Naukowa PTETiS Postępy w elektrotechnice stosowanej, Kościelisko czerwca 2009, s [9] J. Maksymiuk, Niezawodność maszyn i urządzeń elektrycznych. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2003 [10] J. Marzecki, Miejskie sieci elektroenergetyczne. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa, 1996 [11] J. Migdalski, red., Poradnik niezawodności, Podstawy matematyczne. Wydawnictwo Przemysłu Maszynowego WEMA, Warszawa 1982 [12] J. Popczyk, Modele probabilistyczne w sieciach elektroenergetycznych. WNT, Warszawa 1991 [13] J. Sozański, Niezawodność i jakość pracy systemu elektroenergetycznego. WNT, Warszawa 1990 [14] J. Sozański, Niezawodność zasilania energią elektryczną. WNT, Warszawa, PARAMETRY, WŁAŚCIWOŚCI I FUNKCJE NIEZAWODNOŚCIOWE NAPOWIETRZNYCH LINII...

23 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH Stanisław Ciupak PGE Dystrybucja SA Oddział Zamość LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 23

24 24 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

25 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 25

26 26 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

27 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 27

28 28 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

29 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 29

30 30 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

31 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 31

32 32 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

33 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 33

34 34 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

35 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 35

36 36 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

37 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH 37

38 38 LINIE WN NA SŁUPACH KRATOWYCH VS LINIE WN NA SŁUPACH RUROWYCH

39 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE - AKTUALNA TEMATYKA PRAC BADAWCZO-ROZWOJOWYCH Aleksandra Rakowska Politechnika Poznańska Wprowadzenie Nie tylko elektroenergetyków cieszy wiadomość o oddawanej do eksploatacji kolejnej wysokonapięciowej linii napowietrznej lub kablowej. Nie tylko w prasie branżowej, ale czasami i w prasie codziennej można znaleźć wzmianki dotyczące uruchomienia nowej linii elektroenergetycznej. Ciekawostką może być to, że skupia się większą uwagę na ten fakt w przypadku nowej linii napowietrznej niż nowej linii kablowej WN. Oczywiście nie kwalifikuje się tego jako tak ważne wydarzenie, jak wiele lat temu np. gdy oddawano do eksploatacji w roku 1948 napowietrzną linię 220 kv Śląsk-Łódź, gdy uroczystości otwarcia linii towarzyszyła obecność wielu ważnych oficjalnych gości, a nawet odbywały się inspekcje podczas jej budowy (rys.1). Ale i obecnie uruchomieniu niektórych linii napowietrznych towarzyszy szczególne zainteresowanie i tutaj można wskazać chociażby oddanie do eksploatacji kolejnego fragmentu połączenia Polska-Litwa 400 kv, czyli mostu energetycznego LITPOL-LINK. Rys. 1. Inspekcja budowy linii 220 kv przez wiceministra Przemysłu i Hadlu i naczelnego dyrektora Centralnego Zarządu Energetyki oraz ekipa kroniki filmowej rejestrująca montaż izolatorów [1] Linie napowietrzne procentowo mają znacznie większy udział w sieci elektroenergetycznej, więc więcej uwagi w tej publikacji im poświęcono. Niestety jednak coraz częściej media donoszą o społecznych protestach przeciwko budowaniu kolejnej wysokonapięciowej linii napowietrznej. Protesty te mogą przedłużyć finalizację danej inwestycji o kilka lub nawet kilkanaście lat. Ostatnie lata pokazały bowiem, że na całym świecie jest coraz trudniej uzyskać akceptację społeczną na budowę nowych linii napowietrznych, a czasami nawet protesty społeczne budzą inwestycje polegające na podwyższaniu poziomu napięcia roboczego w liniach już istniejących. Podstawową przyczyną tych protestów jest obawa przed działaniem przede wszystkim pola magnetycznego w otoczeniu linii napowietrznej. Inwestorzy napotykają również na coraz większe trudności z uzyskaniem terenów pod budowę nowych linii. Ale także i słupy (w niektórych wypadkach należałoby je nazywać wieżami energetycznymi) stają się źródłem dyskusji społecznych. Między innymi dlatego podejmowane są przez inwestorów różne inicjatywy jak np. zatrudniane artystów lub architektów do opracowania przyjaznych sylwetek konstrukcji wsporczych w liniach napowietrznych. WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 39

40 Przykładem może być współpraca francuskiego operatora sieci EdF z urodzoną w Bułgarii, ale mieszkającą we Francji prekursorkę tego typu prac artystycznych panią Eleną Parouchevą. Pierwsze jej prace dla EDF-u dotyczyły, ocenianego dość sceptycznie, upiększania istniejących konstrukcji kratowych lecz następne to już opracowywanie ciekawych sylwetek słupów jak np. słup pokazany na rysunku 2 zaprojektowany z okazji Zimowych Igrzysk Olimpijskich w Soczi w 2014 r. Rys. 2. Konstrukcja wsporcza zbudowana przy jednym z obiektów Zimowych Igrzysk w Soczi [2] Ciągle jednak wśród wyjątkowych konstrukcji wsporczych w linach napowietrznych najczęściej wskazuje się na propozycję słupów w kształcie sylwetek ludzkich konstrukcja ta jednogłośnie zwyciężyła w konkursie, zakończonym w roku 2010, ogłoszonym przez Landsnet Iceland, operatora sieci w Islandii. Nadesłano kilkadziesiąt prac, ale jednogłośnie wybrano projekt o nazwie The Land of Giant s is a poem for the eyes czyli Kraina Olbrzymów jest poematem dla oczu, opracowanym przez Jin Choi i Thomasa Sine z pracowni architektonicznej w Bostonie [3]. Autorzy projektu zaproponowali słupy w postaci ludzkich sylwetek w pozycji zależnej od ukształtowania terenu oraz od tego czy jest to linia jedno czy dwutorowa. Propozycja konstrukcji słupów obejmowała kilkanaście rodzajów słupów o kształcie sylwetki ludzi stojących, kroczących, wspinających się po zboczu góry lub np. przekazujących sobie z rąk do rąk przewody linii ponad doliną. Niestety, jak pokazano w jednym z referatów [4] podczas ostatniej sesji CIGRE w 2016 raczej projekt ten nie zostanie zrealizowany ponieważ operator sieci zaczął w tym pięknym kraju realizować linie napowietrzne 220 kv na, jak stwierdzono, wyjątkowo estetycznych i smukłych słupach, znacznie tańszych, łatwych do montażu z kilku elementów łączonych w sposób niewidoczny dla turystów wędrujących w pobliżu linii (rys. 3). Inną alternatywą zdobycia przychylności społecznej dla budowy nowej linii napowietrznej jest przeprowadzanie swego rodzaju społecznego referendum, pozwalającego wyłonić, najbardziej akceptowalną przez lokalną (i nie tylko) społeczność, sylwetkę słupa linii wysokiego napięcia. Przykładowo National Grid w Wielkiej Brytanii w oparciu o internetową ankietyzację dokonał wyboru konstrukcji wsporczej dla linii WN nazwanej T-pylon. Podobnie, badanie opinii publicznej zakończyło się wyborem słupów o nazwie Wintrack przez Telnet w Holandii (rys.4). Często także operatorzy sieci podejmują decyzję o podwyższeniu napięcia w linii już istniejącej i uzyskanie zwiększonej zdolności przesyłowej dzięki rozbudowywaniu/modyfikowaniu m. in. konstrukcji wsporczych (rys.5) oraz poprzez 40 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

41 zastąpienie standardowych przewodów roboczych przewodami wysokotemperaturowymi, małozwisowymi (ang. HTLS High Temperature Low Sag) początkowo błędnie nazywanymi niskozwisowymi. Rys. 3. Słupy z projektu Kraina Gigantów [3] oraz nowa propozycja słupów wąskotrzonowych dla operatora sieci w Islandii[4] Rys. 4. Sylwetka konstrukcji wsporczych T-pylon (podczas montażu i porównanie z konstrukcją standardową) [5] oraz słupy typu Wintrack [6] Rys. 5. Technologia dostosowywania słupów linii 220 kv do linii 400 kv [7] Kolejną drogą uzyskania większej obciążalności linii jest zamiana istniejącej linii prądu przemiennego na linię prądu stałego. Już kilka takich projektów zostało zrealizowanych na świecie. Przykładem może być m.in. linia Alto Jahuel Ancoa Charrua w Chile, w której dzięki modyfikacji konstrukcji wsporczych (rys.6) oraz zamianie przewodów na przewody HTLS oraz wymianie izolatorów z linii 500 kv AC otrzymano linię ±600 kv DC. Zamiana na DC linii AC pozwala uzyskać o 80% wyższą zdolność przesyłową przy zachowaniu tego samego pasa technicznego [8]. Podobnie WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 41

42 uzyskano w USA ponad 70% wzrost obciążalności linii napowietrznej przy zachowaniu tego samego terenu, dzięki zamianie 218 km linii napowietrznej jednotorowej 345 kv AC na linię DC przy zachowaniu tych samych konstrukcji wsporczych i przewodów [9]. Rys. 6. Modyfikacja konstrukcji słupa przy zamianie linii 500 kv AC na linię 600 kv DC [8] LINIE NAPOWIETRZNE Śmiało można stwierdzić, że jeżeli chce się sprawdzić jakie tematy w elektroenergetyce są szczególnie aktualne i wymagają badań oraz analiz należy zapoznać się z problemami prezentowanymi na odbywających się w ostatnim okresie konferencjach, ale przede wszystkich, należy spojrzeć na tematy realizowane przez CIGRE w ramach pracy 16 Komitetów Studiów (Study Committee). Ponieważ właśnie dla CIGRE (Conseil International des Grands Reseaux Electiques lub International Council on Large Electric Systems), które jest międzynarodowym stowarzyszeniem, a głównym jego zadaniem jest propagowanie wymiany aktualnych informacji naukowotechnicznej oraz podnoszenie poziomu wiedzy dotyczącej wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej. Problematyką linii napowietrznych zajmuje się w CIGRE Komitet Studiów B2, którym obecnie kieruje Konstantin O. Papailiou ze Szwajcarii. Polskę aktualnie reprezentuje w tym komitecie p. Piotr Wojciechowski (Elbud-Projket Warszawa Sp. z o.o.). Ciekawostką może być fakt, że już od roku 1974 SC B2 (poprzednia nazwa SC 22) zaczął zajmować się m.in. oddziaływaniem linii napowietrznych na szeroko rozumiane środowisko, w tym także estetycznymi konstrukcjami, pozwalającymi (lub ułatwiającymi) uzyskać społeczną akceptację dla nowych linii. W latach 1990-tych ten temat nadal był uważany za najważniejszy zaraz obok ciągle zwiększającego się napięcia roboczego nowych linii i związanych z tym nowymi problemami zarówno konstrukcyjnymi, jak i eksploatacyjnymi. Historycznie rozwój linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć przedstawiono na rysunku WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

43 Rys. 7. Rozwój linii napowietrznych najwyższych napięć [10] Wśród czynników związanych z eksploatacją linii napowietrznych konieczne jest uwzględnianie oddziaływania warunków atmosferycznych. Aktualność tej problematyki potwierdza fakt, że publikowane ostatnio prace CIGRE wielokrotnie dotyczyły właśnie tej problematyki. Między innymi, w 42-stronicowej broszurze technicznej Meteorological data for assessing climatic loads on overhead lines zajęto się ujednoliceniem procedur pomiarowych, pozwalających w przyszłości opracować odpowiednie standardy uwzględniające wystąpienie: turbulencji wiatru w terenach górzystych oraz osadzania się lodu na elementach linii [11]. Warto zwrócić uwagę na fakt powstawania bardzo zróżnicowanej gęstości osadu lodowego (poprzednio określanego jako sadź) co pokazano w tablicy 1. Typ lodu i śniegu Lód zeszklony Twarda sadź Miękka sadź Mokry śnieg Suchy śnieg Tablica 1. Klasyfikacja osadu lodowego w zależności o jego gęstości [11] Gęstość [kg/m 3 ] Szron <100 Charakterystyka czysty lód, czasami z soplami od spodu; gęstość zależy od zawartości pęcherzyków powierza; b. silna przyczepność do podłoża; trudny do usunięcia jednorodna struktura zawierająca pęcherzyki powietrza; może mieć kształt chorągiewek w kierunku zależnym od wiatru dla przewodów elastycznych mogą być one na całym obwodzie; silna przyczepność i dlatego bardzo trudny do usunięcia czasami wymaga nawet uderzeń młotkiem struktura granulatu podobna do piórek lub kalafiora; na przewodach giętkich może mieć kształt chorągiewek; może być usunięty ręcznie różne kształty i struktura zależna od prędkości wiatru i sztywności przewodu; gdy temp. jest wyższa niż 2 o C może zawierać dużo wody i stąd słabą przyczepność do przewodu może przesuwać się do dołu i się zsunąć; jeżeli temperatura się obniży to przyczepność do podłoża może być bardzo silna bardzo lekki osad śniegu, może mieć różne kształty i strukturę; łatwy do usunięcia przez strząśnięcie struktura krystaliczna (podobna do igiełek), słaba przyczepność, może być zdmuchnięty przez wiatr Tematyka ochrony linii napowietrznych od skutków zimy została przedstawiona także w broszurze CIGRE nr 631 pt. Coatings for protecting overhead power network equipment in winter conditions [12], w której przedstawiono stosowane na świecie WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 43

44 metody ochrony przewodów przed nadmiernym oblodzeniem m.in. poprzez pokrywanie ich powierzchni specjalnymi materiałem charakteryzującym się wyższymi stratami dzięki temu ogrzewającym powierzchnię lub poprzez stosowanie metod mechanicznego usuwania osadu lodowego rysunek 8. Rys. 8. Drut z materiału ferromagnetycznego na powierzchni przewodu oraz mechaniczne usuwanie osadu śniegowego [12] Autorka miała okazję zapoznać się z prowadzonymi przez naukowców z Chongqing University w Chinach pracami badawczymi, dotyczącymi problemu tworzenia się osadu lodowego w warunkach naturalnych. Na stacji tej badano również wpływ innych warunków środowiskowych na stan izolatorów linii wysokich i najwyższych napięć (do 1000 kv). Rys. 9. Xuefeng Mountain Natural Icing Station Uniwersytetu Chongqing na terenie górskiego rezerwatu, czerwiec 2017 Natomiast najczęściej czytana (i oczywiście kupowana) to CIGRE BT Nr 324 opublikowana w kwietniu 2016 pt. Sag-tension calculation methods for overhead lines (opracowanie to zastępuje CIGRE BT z roku 2007). W opracowaniu tym określono i zdefiniowano najważniejsze elementy, które należy uwzględnić przy obliczaniu wytrzymałości mechanicznej przęsła i ocenie zwisu oraz różne metody matematyczne i eksperymentalne pozwalające oszacować zwis maksymalny oraz wytrzymałość dla różnych warunków (oblodzenie, temperatura). Autorzy tej broszury podstawili sobie za zadanie wytłumaczenie jakie metody są obecnie stosowane i jakie jest powiązanie metod obliczeniowych ze zjawiskami fizycznymi, które zachodzą w liniach napowietrznych a nie wskazywanie jakiejś nowej metody obliczeniowej [13]. 44 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

45 Z kolei najnowsza publikacja SC B1, bo opublikowana w czerwcu 2017 r. to TB CIGRE Nr 694 pt. Ground potential rise at overhead AC transmission line structure during power frequency [14]. Jest to szczególnie ważny problem, ponieważ na terenach miejskich, na osiedlach mieszkaniowych nadal bardzo często słupy/konstrukcje wsporcze linii napowietrznych WN (a nawet NN) bardzo blisko sąsiadują z innymi obiektami. Wiadomo, że gdy dojdzie do zwarcia faza-ziemia w linii AC, to wówczas prąd zwarciowy popłynie różnymi możliwymi przewodzącymi ścieżkami. Typowo jedną z nich jest oczywiście ziemia, co w rezultacie powoduje wzrost potencjału na konstrukcji wsporczej oraz powstanie różnicy potencjału w obszarze wokół słupa rysunek 10. Rys. 10. Słup kratowy linii 275 kv obok szkolnego boiska tenisowego [14] Bardzo ciekawa jest natomiast zawartość TB nr 638 Guide to overall line design z 2015 r. w której zajmowano się optymalizacją konstrukcji linii napowietrznych w zależności od funkcji danej linii. Podano w niej także wyniki przeprowadzonej ankietyzacji poświęconej tematowi kosztów poszczególnych elementów linii napowietrznej. W tablicy 2 pokazano porównanie procentowych średnich wartości kosztów dla różnych typów linii. Tablica 2. Porównanie średnich kosztów poszczególnych elementów linii napowietrznych w roku 1991 i 2013 [15] Rodzaj linii Rok Średni koszt linii i poszczególnych elementów [%] materiałów budowy przewodów przew.odgrom.izolatorów słupów fundamentów do 150 kv ,3 35,7 31,6 4,1 8,8 36,0 19, ,4 53,6 28,6 2,0 7,9 49,6 11,9 > 300 kv ,6 37,4 34,1 3,9 6,9 36,4 18, ,8 53,2 35,7 3,0 7,2 42,7 11, ,6 35,4 32,3 4,0 8,1 36,2 19,4 2 przewody/fazę ,0 62,0 32,2 2,3 10,6 48,4 6, ,6 33,4 2,7 7,6 33,4 22,9 4 przewody/fazę ,5 43,5 34,2 3,4 7,9 37,9 16,7 Ważnym osiągnięciem SC B2 jest opublikowanie w tzw. serii Green Books książki o zwięzłym tytule: Overhead lines Linie napowietrzne. W książce opracowanej przez ponad 50-ciu autorów będących uznanymi międzynarodowymi ekspertami poza częścią dotyczącą historycznego rozwoju linii, zawarto m.in. planowanie i zarządzanie eksploatacją linii, szczegółowe projektowanie WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 45

46 poszczególnych elementów linii, konstrukcje wsporcze, wpływ warunków atmosferycznych, optymalizację pracy linii oraz porównanie linii napowietrznych z liniami kablowymi. Należy pamiętać, że najbardziej aktualne dla napowietrznych linii elektroenergetycznych tematy analizowane i przedstawiane są nie tylko w broszurach technicznych komitetu B2 i w referatach sesyjnych tego komitetu, ale także np. w pracach Komitetu Studiów D1 czyli SC Materials and Emerging Test Techniques. Przykładem może być broszura CIGRE nr 691 Pollution test of naturally and artificially contaminated insulators, w której autorzy zaproponowali standaryzację procedur badań izolatorów ceramicznych i kompozytowych, zabrudzonych w warunkach naturalnych oraz laboratoryjnych. Przy okazji zwrócono też uwagę na fakt, że ważne dla niezawodnej eksploatacji izolatorów kompozytowych mogą być również warunki ich transportu na miejsce instalowania, ale także w przypadku dokonywania rzetelnej oceny stanu zabrudzenia rysunek 11. Rys. 11. Przykład pakowania izolatorów kompozytowych w plastikowe tuby lub indywidualne opakowania folią [16] LINIE KABLOWE Komitet Studiów B1 Insulated Cables swoje zainteresowanie już w latach skupił na izolacji wytłaczanej (która w tym okresie została wprowadzana także w kablach WN), kablach prądu stałego oraz zdolnościach przesyłowych ówczesnych kabli. W latach następnych kolejnymi problemami wiodącymi stały się zagadnienia związane z kablami morskimi, osprzętem kablowym, nowoczesnymi technologiami produkcji i układania, niezawodnością działania, nowymi generacjami kabli WN i NN, oddziaływaniem linii kablowych na inne obiekty oraz badaniami po zainstalowaniu linii [17]. Tematyka referatów przedstawionych podczas ostatniej sesji w 2016 w ramach SC B1 zaprezentowana jest w referacie p. Sławomira Noske, dlatego w tej publikacji skupiono się jedynie na omówieniu tematyki wybranych, opublikowanych ostatnio broszur technicznych CIGRE. Szczególnie przydatna dla projektantów może być broszura CIGRE nr 680 Implementation of long AC HV and EHV cable systems (2017), ponieważ dotyczy problemów z przyłączaniem do sieci coraz dłuższych linii kablowych. W broszurze tej zawarto wskazówki co należy uwzględnić przy projektowaniu takich kablowych linii (zarówno ziemnych, jak i morskich) i jak określono: what can be done or has been 46 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

47 done [18]. Także w roku 2017 opublikowano broszurę Life cycle assessment of underground cables, która z kolei stanowi przewodnik do wdrożenia metodologii zarządzania cyklem życia kabli (linii kablowych), oparty o wybrane analizy istniejących rozwiązań oraz wskazanie najważniejszych zasad [19]. Rok wcześniej, bo w 2016, SC B1 opublikował m.in. broszurę nr 699 Mechanical forces in large conductor cross-section XLPE cables, w której zaproponowano przewodnik dla osób zajmujących się projektowaniem i instalowaniem kabli o przekrojach żył roboczych większych niż 1000 mm 2, uwzględniający zachodzące w takim przypadku oddziaływania termo-mechaniczne. Jak wiadomo, na świecie instalowane obecnie są już kable o przekrojach żył roboczych 3500 mm 2. Kolejna z CIGRE B1 BT broszur, która była bardzo oczekiwana przez wszystkich inwestorów budujących farmy wiatrowe offshore, ukazała się w lutym 2015 r i nosi tytuł Offshore generation cable connections [20]. Można zrozumieć dlaczego wręcz naciskano na członków WG B1-40, aby przyspieszyli pracę nad tym opracowaniem, gdy spojrzy się na listę aktualnie realizowanych i planowanych kolejnych wiatrowych farm. Na rysunku 12 pokazano kable do łączenia poszczególnych siłowni wiatrowych (ang. array cables) oraz kable łączące farmę z systemem elektroenergetycznym (ang. export cables). Najczęściej pierwsze z tych kabli to kable trójfazowe na napięcie do 36 kv (spodziewane jest także stosowanie kabli do 72 kv), a drugie to również kable trójfazowe na napięcie kv (spodziewane jest w przyszłości stosowanie kabli na napięcie 420 kv). Rys. 12. Konstrukcja najczęściej stosowanych kabli przy łączeniu farm wiatrowych offshore [20] W tematyce kablowej wśród opublikowanych ostatnio broszur technicznych CIGRE dwie są uznane za szczególnie ważne. Jedna, omawiana wcześniej, dotyczy kabli do łączenia farm wiatrowych offshore z systemem elektroenergetycznym, a druga stanowi poradnik obliczania obciążalności linii kablowych eksploatowanych w najróżniejszych warunkach. Autorka niniejszego referatu brała udział w pracach Grupy Roboczej B1-35, która opracowała tą wyjątkowo obszerną publikację bo obejmującą aż 273 strony. W miarę kolejnych spotkań członków tej WG (Working Group) planowana zawartość tego opracowania była ciągle rozbudowywana. Ciekawostką jest fakt, że wśród broszur wydanych przez Komitet Studiów CIGRE B1 nadal najczęściej czytana (i oczywiście kupowana) to BT Nr 338 Statistics of AC underground cables in power networks, mimo, że opublikowana została w grudniu 2007! Często pobieraną ze strony e-cigre jest także broszurą Offshore generation cable connections WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 47

48 PODSUMOWANIE Wydaje się, że bezdyskusyjnym faktem jest konieczność rozbudowy sieci elektroenergetycznych zarówno w technologii linii napowietrznych, jak i linii kablowych. Pomimo prowadzenia różnych działań mających na celu zmniejszenie wpływu linii napowietrznych na odczucia wizualne, to uzyskanie akceptacji społecznej dla tego typu linii nadal jest bardzo trudne. W coraz większej liczbie rozwiązań nowych linii elektroenergetycznych wysokich i najwyższych napięć jedyne akceptowalne rozwiązanie to linia kablowa. Wszelkie problemy związane z budową linii napowietrznych oraz zdecydowanie wyższe wskaźniki SAIDI dla państw, w których jest bardzo niski stopień skablowania sieci elektroenergetycznej coraz częściej będą wpływały na decyzje inwestorów aby, w miarę możliwości technicznych oraz ekonomicznych, budować linie kablowe. Po problemach z zapewnieniem ciągłości zasilania odbiorców w energię elektryczną po wystąpieniu różnego rodzaju klęsk żywiołowych różne gremia również wskazują na konieczność silniejszego rozwoju sieci kablowych. Nasza sieć elektroenergetyczna może być scharakteryzowana m.in. przez dane przestawione w Raporcie PTPiREE z 2017, z których wynika, że procentowy udział linii kablowych wysokiego napięcia w sumarycznej długości eksploatowanych sieci WN na koniec 2016, to niestety tylko 23,5% dla Innogy STOEN Operator, 1,1% dla Turon, 0,6% dla ENERGA, 0,4% dla ENEA oraz 0,3 dla PGE Operator [21]. Trudne jest jednakże ustalenie danych o aktualnie eksploatowanych kablowych liniach WN przez innych operatorów (np. jako linie przemysłowe, linie prywatnych właścicieli oraz linie PKP Energetyka dla tego ostatniego operatora dane na stronie internetowej podają sumaryczną długość linii kablowych SN i WN jako 4302 km na koniec 2013 r). Warto podkreślić coraz silniejsze zainteresowanie liniami prądu stałego zarówno jako linie napowietrzne (patrząc na przykłady takich państw jak Brazylia, Chiny. Indie itd.), ale przede wszystkim linie kablowe. Opracowano przecież kable w systemie HVDC Light na napięcie 525 kv oczywiście z izolacją ze modyfikowanego polietylenu usieciowanego XLPE-DC. Należy spodziewać się dalszego, dynamicznego rozwoju linii kablowych DC szczególnie o konstrukcji w systemie Light i ich instalowania nie tylko w liniach morskich, ale także i w liniach lądowych/ziemnych Planowane jest oddawanie kolejnych spektakularnych (dla energetyków i pasjonatów) linii kablowych. Na liście tej zdecydowanie powinna się znaleźć wysokonapięciowa linia prądu stałego NordBalt łącząca system elektroenergetyczny Szwecji i Litwy. Jest ona najdłuższą obecnie linią HVDC Light. Parametry uruchomionej w roku 2016 linii NordBalt to: zdolność przesyłowa 700 MW napięcie stałe ± 300 kv długość linii: o 2 x 400 km HVDC morski kabel Light (Al) o 2 x 40 km + 2 x 13 km HVDC ziemny kabel Light (Al) [22]. O dynamicznym rozwoju linii prądu stałego mogą zaświadczyć także przedstawione na rysunku 13 planowane w najbliższych latach i istniejące linii DC w Europie [23]. Na zakończenie warto poinformować, że 15 maju 2017 wręczono przedstawicielom ABB (dawniej ASEA, obecnie nkt cables w dziedzinie kabli) i Vatenffala IEEE Milestone in electrical engineering czyli tzw. Nobla w Energetyce, ustanowionego przez The Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE) za pierwszą komercyjną morską linię kablową Gotland I uruchomioną w 1954 r. i uznaną za kamień milowy w rozwoju linii morskich prądu stałego. 48 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

49 Rys. 13. Linie prądu stałego w Europie istniejące i planowane do roku 2020 z zaznaczeniem szyn stałoprądowych na terenie Niemiec [23] Literatura [1] Kobyliński M., Ogólna organizacja budowy linii 220 kv, Przegląd Elektrotechniczny, zeszyt 7/8, 1948 [2] [3] [4] Jonasson A.B., Bjarnason Th., Gustavsson N., Monopole 220 kv tubular tower of steel tubes and cast steel without visible connections, CIGRE Session 2016, paper B2-110 [5] [6] The Wintrack pylon an innovative solution for new high-voltage lines, broszura TenneT [7] Doyle J., Norton M., Murry S., Temtem S., Moran P., Chambers D., Cotton I., Voltage uprate studies of the Irish 220 kv network to 400 kv operation, CIGRE 2016, paper B2-109 [8] Alegria A., A 500 kv HVAC circuit reconversion into a +/-500 kv HVDC bipole line in the Central Interconnected System, CIGRE Session 2016, paper B2-107 [9] Mehraban B., Dolan R., Casablanca C., Barthold L., Woodford D., Adapa R., Prospective DC Conversion of a Major 345 kv AC Line, CIGRE Session 2016, paper B2-103 [10] Bharti S., Dybey S.P., No-load performance study of 1200 kv UHVAC transmission system, High Voltage, Vol.1/3, October 2011 [11] Meteorological data for assessing climatic loads on overhead lines, TB CIGRE No 645, 2016 [12] Coatings for protecting overhead power network equipment in winter conditions, CIGRE TB nr 631, 2015 [13] Sag-Tension Calculation Methods for Overhead Lines, Task Force B2.12.3, CIGRE TB 324, ss. 1-91, First edition: June 2007, Revision: April 2016 WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC... 49

50 [14] Ground potential rise at overhead AC transmission line structure during power frequency, TB CIGRE Nr 694, 2017 [15] Guide to overall line design, CIGRE TB nr 638, 2015 [16] Pollution test of naturally and artificially contaminated insulators, CIGRE nr 691, 2017 [17] A key player in the development of electric power systems since 1921, The history of CIGRE, 2011 [18] Implementation of long AC HV and EHV cable systems, CIGRE TB nr 680, 2017 [19] Life cycle assessment of underground cables, CIGRE TB nr 689, 2017 [20] Offshore generation cable connections, CIGRE TB nr 610, 2015 [21] Energetyka przesyłowa i dystrybucyjna, raport, PTPiREE, maj 2017 [22] The world s longest HVDC Light cable. NordBalt HVDC Light connection, Sweden-Lithuania, ABB broszura , 2GM5076 GB [23] Penserini P., Achievement and experience in service of long length high voltage electric links by AC and DC insulated power cables, World Energy Transmission System, Workshop WETS 15, Versailles, WYSOKONAPIĘCIOWE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE AKTUALNA TEMATYKA PRAC...

51 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH PRZESYŁOWYCH LINII KABLOWYCH PRZY ZASTOSOWANIU TECHNOLOGII PROBIERCZEJ TŁUMIONYM NAPIĘCIEM AC Edward Gulski (onsite hv solutions ag), Jarosław Parciak (onsite hv solutions Central Europe Sp. z o.o.), Aleksandra Rakowska, Krzysztof Siodła (Politechnika Poznańska) 1. Wprowadzenie Nowoczesne badania i diagnostyka w miejscu zainstalowania linii energetycznych na napięcie do 230 kv składa się z próby napięciowej z pomiarem wyładowań niezupełnych oraz z pomiaru współczynnika strat dielektrycznych. W ciągu ostatnich 15 lat [4, 11] oprócz napięcia zmiennego AC, światową uwagę przyciąga coraz bardziej zastosowanie napięć o niskiej częstotliwości VLF (dla kabli średniego napięcia) oraz napięć zmiennych tłumionych AC (DAC). Ponieważ większość norm IEC dotyczy zagadnień produkcyjnych, postępy w tej dziedzinie są technicznie dobrze opisane w kilku wytycznych organizacji IEEE: IEEE , IEEE Przewodnik IEEE do testów terenowych i oceny izolacji ekranowanych systemów kablowych na napięcie 5 kv i powyżej, IEEE , IEEE Przewodnik IEEE do badania w terenie ekranowanych systemów kablowych przy użyciu napięcia probierczego o bardzo niskiej częstotliwości (VLF poniżej 1 Hz), IEEE , IEEE Przewodnik IEEE do badania w terenie napięciem przemiennym tłumionym (DAC) ekranowanych systemów kablowych na napięcie 5 kv i powyżej. Również broszury techniczne organizacji CIGRE przedstawiają najnowsze, sprawdzone technologie różnych badań odbiorczych, eksploatacyjnych i diagnostycznych elektroenergetycznych kablowych linii przesyłowych: Broszura Techniczna Cigré 502, Wysokonapięciowe badania i pomiary wyładowań niezupełnych w miejscu zainstalowania, Broszura Techniczna Cigré 496, Zalecenia odnośnie badań systemów kablowych DC z izolacją wytłaczaną do przesyłu energii elektrycznej liniami o napięciu znamionowym do 500 kv, Broszura Techniczna Cigré 680, Przyłączanie długich systemów kablowych AC HV oraz EHV, Broszura Techniczna Cigré 444, Przewodnik do niekonwencjonalnych pomiarów wyładowań niezupełnych, Broszura Techniczna Cigré 662, Przewodnik wykrywania wyładowań niezupełnych z zastosowaniem metod konwencjonalnych (IEC 60270) oraz niekonwencjonalnych, Broszura Techniczna Cigré 627, Ocena stanu kabli AC z izolacją papierowoolejową. W artykule przedstawiono zastosowanie napięć zmiennych tłumionych (DAC) do badań i diagnostyki w miejscu zainstalowania kabli (bardzo) wysokich napięć (do 230 kv). BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 51

52 Awarie izolacji w energetycznych kablach i osprzęcie kablowym mogą wystąpić zarówno w warunkach znamionowych, jak i podczas działania napięć przejściowych, powstałych na skutek wyładowań lub przepięć łączeniowych. Przykłady awarii w przesyłowych kablach energetycznych pokazano na rysunku 1. (a) (b) (d) (e) (c) (h) (f) (g) Rys.1. Przykłady uszkodzenia izolacji w kablach i osprzęcie; kable rozdzielcze SN: (a) złe umiejscowienie elementu sterowania polem elektrycznym, (b) duże pęknięcie w środku mufy z żywicy epoksydowej, (c) uszkodzenie powierzchni granicznej w głowicy, (d) ostre krawędzie konektora wewnątrz głowicy kabla o izolacji papier+syciwo; kable przesyłowe WN: (e) zanieczyszczenie i wilgoć w głowicy kabla 132 kv XLPE z nieuszczelnioną pokrywą dolną, (f, h) przebicie w wyniku przesuwania się kabla na skutek rozszerzania termicznego oleju bezpośrednio skutkującym powstawaniem pęknięć i pustych przestrzeni w mufie, (g) drzewienie elektryczne powodujące długotrwałą degradację izolacji i w końcu przebicie kabla w kablach 150 kv z ciśnieniową izolacją gazową [21] Większość awarii następuje w rezultacie powstania wzrostu lokalnego natężenia pola elektrycznego, które jest wyższe niż wytrzymałość dielektryczna materiałów dielektrycznych w tym obszarze układu izolacyjnego lub, jeśli materiał dielektryka ulega degradacji do stanu, w którym wytrzymałość elektryczna jest niewystarczająca [18]. W celu zlokalizowania miejsc o osłabionej wytrzymałości elektrycznej jeszcze przed wystąpieniem awarii czyli aby ocenić stan izolacji systemu kablowego stosuje się badania linii kablowych w miejscu ich zainstalowania, jak to pokazano na rysunku 2. a) b) Rys. 2. Przykład badania linii kablowej w miejscu jej zainstalowania z wykorzystaniem sinusoidalnego tłumionego napięcia przemiennego AC: (a) badanie odbiorcze linii 161 kv z izolacją XLPE za pomocą systemu o tłumionym napięciu probierczym AC 300 kv oraz (b) badanie linii 230 kv z izolacją XLPE 52 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

53 W stosunku do stosowanych procedur probierczych tłumionym napięciem AC, norma IEEE zawiera praktyczne rozważania oparte na doświadczeniach użytkowników zebrane podczas ostatnich 15 lat w odniesieniu do wymagań kilku norm IEC [15, 16, 17]. Przykłady takich rozważań obejmują liczbę wzbudzeń napięciem tłumionym DAC, zastosowanych podczas badania oraz zalecany minimalny poziom napięcia probierczego. Opinie użytkowników potwierdzają następujące parametry probiercze [3]: maksymalne poziomy napięć probierczych tłumionych DAC: a) dla kabli na napięcie kv do 1,73-2,0 Uo, b) dla kabli na napięcie kv do 1,4-1,7 Uo, liczba 50 wzbudzeń tłumionym napięciem DAC przy maksymalnym przyłożonym poziomie tłumionego napięcia wytrzymywanego DAC. Kable nowo zainstalowane Kable po naprawie Kable zestarzone w eksploatacji Badania odbiorcze Badania okresowe Badania diagnostyczne Próby napięciowe AC/DAC Parametry diagnostyczne: wyładowania niezupełne wnz, współczynnik strat tgδ Próby napięciem monitorowanym Ocena danych diagnostycznych Próby napięciem nie monitorowanym Kryteria DOBRY/ZŁY Rys. 3. Ogólny przegląd możliwości terenowych badań tłumionym napięciem AC (DAC) dla różnych celów probierczych systemów kablowych [3] 2. Zalecenia dla badań linii kablowych wykonywanych w miejscu zainstalowania Badanie nowo zainstalowanych, jak i zestarzonych w eksploatacji systemów kablowych SN, WN oraz NN jest podstawą niezawodnego działania przesyłowych systemów kabli energetycznych. Badanie kabli stosuje się w celu (rys. 3): kontroli jakości kabli i akcesoriów instalacji podczas badania po ułożeniu, badania konserwacyjnego podczas pracy lub w związku z pracami naprawczymi po awarii, oceny stanu obwodów kablowych zestarzonych w eksploatacji. Przy badaniu odbiorczym w nowo zainstalowanych lub naprawianych liniach postępuje się zazwyczaj w jeden z dwóch następujących sposobów: 1. próba napięciem podwyższonym przyłożonym do badanego obiektu, np. przez 1 godzinę, lub 2. alternatywnie: próba napięciem probierczym 1xUo (napięcie znamionowe) przykładane przez 24 h. Pierwszy sposób opiera się na założeniu, że wolna od usterek i/lub niezestarzona izolacja może wytrzymać wyższe natężenie pola elektrycznego niż występujące w warunkach pracy znamionowej oraz, że w razie obecności defektów w układzie izolacyjnym lub pogorszenia stanu izolacji w wyniku BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 53

54 postępującego procesu jej starzenia wytrzymałość elektryczna będzie niższa niż wymagana i pod wpływem działania napięcia probierczego o podwyższonej wartości może nastąpić przebicie w trakcie wykonywania próby napięciowej o określonym czasie jej trwania. Wynik testu jest prosty: pozytywny lub negatywny. Wiadomo, że zastosowanie samej próby napięciowej napięciem o podwyższonej wartości, bez monitorowania innych parametrów, takich jak np. wyładowania niezupełne, nie zawsze jest wystarczające do zidentyfikowania wszystkich defektów, które mogły powstać w procesie produkcyjnym lub podczas budowy linii kablowej. Ponadto trzeba wziąć pod uwagę, że: 1. z powodu zastosowania podwyższonego napięcia probierczego o wartości wyższej niż napięcie znamionowe, próba może okazać się niszcząca nawet, jeśli nie wystąpi żadna awaria, 2. chociaż czas trwania próby napięciem podwyższonym (np. 1 godzina) jest określony na podstawie wcześniejszych, długoletnich doświadczeń zebranych podczas badań, nie można wykluczyć, że po tym czasie awaria mogłaby wystąpić. Zaobserwowano przypadki, że po tym jak linie kablowe z powodzeniem przeszły próby napięciowe, występowały awarie w początkowym okresie eksploatacji (do kilku miesięcy) [22]. Stwierdzono, że defekty w izolacji kablowej oraz w osprzęcie kablowym są odpowiedzialne za te awarie. Dlatego też, aby wykryć słabe miejsca w izolacji kablowej oraz w osprzęcie powstałe podczas instalacji lub po naprawie linii, ocena stanu izolacji podczas badania w miejscu zainstalowania, czyli wykonanie tzw. próby monitorowanej, staje się obecnie coraz powszechniejszą praktyką. Technologia badania linii kablowych tłumionym napięciem przemiennym AC (DAC) została opracowana specjalnie w celu ich badania po ułożeniu, przy oddawaniu do użytku, eksploatacji oraz badań diagnostycznych [9, 13, 14] dostarczając kompleksowego narzędzia pozwalającego na dokładną ocenę stanu wszystkich typów systemów kablowych patrz rysunek 4. Badanie kabli przy użyciu DAC polega na przykładaniu napięcia probierczego w połączeniu z nieniszczącymi metodami diagnostycznymi, takimi jak wykrywanie obecności wyładowań niezupełnych (WNZ) oraz pomiarze współczynnika strat dielektrycznych (tgδ) systemu kablowego. Dostarcza to informacji o faktycznym stanie izolacji systemu kablowego (kable wraz z osprzętem), co daje podstawę do podjęcia decyzji o dalszej eksploatacji, konieczności naprawy lub wymianie określonych elementów linii. Technologia ta opiera się na przyłożeniu napięcia probierczego do odłączonego odcinka linii kablowej z możliwością badania podwyższonymi napięciami. Technologia badania tłumionym napięciem DAC umożliwia zasilanie długich odcinków kabla energetycznego o dużej pojemności przy zastosowaniu źródeł probierczych o małych mocach. Wykazano, że porównywalne są efekty działania sinusoidalnych tłumionych napięć DAC (w zakresie częstotliwości Hz) w porównaniu z warunkami występującymi w czasie prób napięciem probierczym o częstotliwości sieciowej 50/60 Hz [7, 8, 9, 10]. Badanie napięciem DAC charakteryzuje się tym, że: nadaje się do oceny wszystkich typów przesyłowych energetycznych linii kablowych (o izolacji: z polietylenu usieciowanego XLPE, z papieru przesyconego syciwem PILC, z gumy etylenowo-propylenowej EPR, oraz izolacji papier+olej itd.) do 400 kv, nadaje się do badania wykonywanego w miejscu zainstalowania linii po jej ułożeniu/przy oddawaniu do użytku, podczas eksploatacji oraz okresowych badań diagnostycznych dla szerokiego zakresu długości linii (0,1 km - 50 km), technologia tłumionego napięcia DAC umożliwia badanie bardzo długich odcinków energetycznych linii kablowych, dzięki niskiemu zapotrzebowaniu na moc wejściową zestawu probierczego, 54 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

55 jest to uznana technologia probiercza, zgodna z odnośnymi parametrami norm oraz zaleceń międzynarodowych (IEEE, IEC, CIGRE), technologia DAC spełnia warunki specyfikacji badania systemu kablowego w miejscu zainstalowania: o lekki system modułowy, o kompaktowy w stosunku do wartości uzyskiwanego napięcia probierczego, o system charakteryzuje się małymi wymiarami geometrycznymi, o łatwość montażu systemu, o niski pobór mocy wejściowej nawet przy badaniu długich odcinków linii kablowej, o odporność na zakłócenia zewnętrzne i duża czułość pomiarowa systemu probierczego przy badaniu wyładowań niezupełnych WNZ, procedura badania jest zintegrowana ze znormalizowanym pomiarem parametrów wyładowań niezupełnych zgodnym z wymaganiami IEC, wraz z uzyskaniem informacji o lokalizacji i wielkości różnych defektów występujących w izolacji systemu kablowego oraz osprzętu, procedura badania jest zintegrowana z pomiarami współczynnika strat dielektrycznych (tgδ), co pozwala na ocenę stanu wysokonapięciowych linii kablowych zestarzonych w czasie eksploatacji, poprzez porównywanie wyników badań z wynikami uzyskanymi w poprzednich testach. All types MV cables XLPE PILC EPR PE Damped AC on-site cable testing Repaired and refurbished: Voltage withstand Partial discharge Dissipation factor Rys. 4. Zastosowanie badania tłumionym napięciem AC w miejscu zainstalowania [21] 3. Badanie kabli przesyłowych w miejscu zainstalowania 3.1. Badanie energetycznych kabli przesyłowych po ułożeniu za pomocą DAC Wprowadzenie Badanie tłumionym napięciem DAC może być stosowane jako sama próba napięciowa lub może być też połączone z pomiarami wyładowań niezupełnych oraz współczynnika strat dielektrycznych dla nowo zainstalowanych kabli oraz zestarzonych w eksploatacji. Zastosowanie tłumionych napięć DAC do badania kabli energetycznych jest zgodne z odpowiednimi normami i wytycznymi międzynarodowymi IEC, IEEE oraz Cigré [1, 3, 16, 17, 24]. BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 55

56 Badanie linii kablowej po jej ułożeniu ma na celu weryfikację stanu kompletnego system kablowego. Jest to test terenowy wykonywany po instalacji linii, obejmujący badanie kabla, głowic i muf, zanim system kablowy zostanie oddany do eksploatacji. Badanie po ułożeniu powinno być wykonywane jako próba napięciowa monitorowana DAC. Składa się z próby wysokonapięciowej o określonej wielkości i monitorowania wyładowań niezupełnych dla określenia ogólnego stanu linii. Dodatkowa informacja dostarczana przez wykrywanie oraz monitorowanie WNZ w połączeniu z próbą napięciową znacząco wzbogaca ocenę ogólnego stanu izolacji ponieważ dostarcza informacji o słabych miejscach w układzie izolacyjnym linii [19, 20].Typowa charakterystyka elektroenergetycznych kablowych linii przesyłowych jest następująca: wysoka pojemność, wymagająca dużej mocy konwencjonalnych systemów probierczych AC, w zależności od długości linii istnieje w niej określona liczba muf, po instalacji trzeba zbadać całą linię kablową w miejscu zainstalowania, w odniesieniu do całej długości linii wszelkie możliwe defekty powstałe podczas transportu oraz instalacji mogą być wykryte i zlokalizowane tylko za pomocą badania tłumionym napięciem, obejmującym wykrywanie jedno lub dwustronne wyładowań niezupełnych przy głowicach kablowych. Oddziaływanie tłumionego napięcia AC, przykładanego do badanego obiektu, może być uważany za podobny pod względem stwarzanych warunków do badania fabrycznego. Podczas pewnej liczby cykli przykładanego napięcia DAC, inicjowane są WNZ w sposób podobny do warunków inicjacji wyładowań przy napięciu 50(60) Hz. Ta procedura może być powtórzona dla wielokrotnych wzbudzeń, jedno po drugim, aby wykonać pełną próbę napięciową Próba napięciowa przy użyciu napięcia DAC W próbie napięciowej linii kablowej przykładana jest określona liczba wzbudzeń (rysunek 5). Dzięki krótszemu czasowi trwania wzbudzenia oraz zmniejszającej się amplitudzie napięcia (tłumienie), uzyskane wyniki testu DAC mogą się różnić od uzyskanych przy badaniu napięciem przemiennym ciągłym AC. Aby wygenerować kilkadziesiąt cykli tłumionych napięć DAC przy częstotliwościach do kilkuset Hz, w latach dziewięćdziesiątych opracowano do tego celu specjalny system probierczy [1, 2] Rys. 5. Przykładowy przebieg napięcia probierczego w czasie próby napięciem sinusoidalnym tłumionym DAC. Czas trwania próby jest określony liczbą pobudzeń napięcia tłumionego AC, przyłożonego do linii kablowej przy wybranym napięciu probierczym. Maksymalny poziom napięcia wytrzymania tłumionego AC jest określony szczytowymi wartościami napięcia V DAC oraz odpowiednimi wartościami skutecznymi rms V DAC / 2 pierwszego cyklu tłumienia [3] Takie systemy probiercze mogą także być łatwo wykorzystywane do wykrywania i lokalizacji wyładowań niezupełnych w kablach energetycznych oraz w osprzęcie kablowym w miejscu zainstalowania, zgodnie z zaleceniami IEC Próby napięciowe mogą być wykonywane także jako próby monitorowane z jednoczesnym pomiarem WNZ. Przykładana jest pewna liczba wzbudzeń AC i mierzy się jeden lub więcej dodatkowych wielości wykorzystywanych do określenia, czy czy linia kablowa spełnia założone kryteria oceny stanu układu izolacyjnego. Na rysunku 6 zaznaczono przebieg przyłożonego napięcia DAC oraz wykryte wyładowania 56 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

57 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ niezupełne WNZ (PD). Dzięki dodatkowej informacji o istnieniu wyładowań można rozszerzyć wiedzę o stanie izolacji. Rys. 6. Przykładowy wynik uzyskany podczas napięciowej próby monitorowanej dla trzech różnych linii kablowych badanych napięciem AC (DAC): (a) nie wystąpiło przebicie badanego układu izolacyjnego oraz nie zaobserwowano wyładowań niezupełnych o intensywności przekraczającej poziom zakłóceń tła, (b) nie wystąpiło przebicie badanego układuu izolacyjnego lecz zaobserwowano pojawienie się wyładowań niezupełnych (PD), (d) przebicie nastąpiło w czasie trwania próby napięciowej o pełnej wartości napięcia probierczego oraz zaobserwowano pojawienie się wyładowań niezupełnych [3] Zalecane napięcia probiercze oraz czasy trwania podane w dokumencie IEEE opierają się na doniesieniach literaturowych, zaleceniach międzynarodowych oraz wynikach uzyskanych w ciągu wielu lat gromadzenia doświadczeńń terenowych przez użytkowników technologii DAC. Arbitralne zwiększanie napięcia lub wydłużanie czasu trwania próby ponad zalecane wartości może zwiększyć prawdopodobieństwo ewentualnego wczesnego wystąpienia awarii podczas eksploatacji. Zastosowane maksymalne poziomy napięcia probierczego do wykonania próby napięciowej nowo zainstalowanych kabli zestawiono w Tabeli 1. Wykazano, że połączenie próby napięciowej DAC wraz z wykrywaniem WNZ daje kompletną informację o istnieniu ewentualnych słabych miejsc w układzie izolacyjnym linii kablowej, w których może nastąpić przebicie. Z danych statystycznych wynika, że w przypadku wystąpienia przebicia izolacji linii podczas monitorowanej próby napięciowej, w ponad 70% przypadkach, w badanych liniach stwierdzono pojawienie się intensywnych wyładowań niezupełnych przed samym przebiciem. Tabela 1. Poziomy tłumionego napięcia AC ( Hz, 50 tłumionych wzbudzeń AC) stosowane do badania nowozainstalowanych kabli energetycznych [IEC 60840, IEC 62067] Znamionowe napięcie międzyfazowe linii kablowej U [kv] Poziom fazowego napięciaa Uo probierczego DAC [kv] [kv] BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 57

58 Badanie terenowe linii kablowych tłumionymi napięciami AC umożliwia włączenie znormalizowanej metody wykrywania WNZ. Istnieje wiele czynników, które mogą wpływać na poprawność pomiaru wyładowań niezupełnych. Zwłaszcza w przypadku długich systemów kablowych średniego i wysokiego napięcia, czułość wykrywania WNZ jest znanym problemem, który może stanowić wyzwanie dla służb wykonujących te badania. Czułość pomiaru WNZ i szansa lokalizacji mogą być zwiększone przez zastosowanie dodatkowego systemu pomiarowego WNZ, dołączonego do drugiego (odległego) końca linii [25, 26]. Ten dodatkowy układ probierczy pozwala zmierzyć aktywność WNZ za pomocą konwencjonalnego znormalizowanego systemu wykrywania WNZ, zsynchronizowanego z próbą tłumionym napięciem AC oraz z pomiarem WNZ przy bliskim końcu kabla. Ten dwustronny pomiar zapewnia wyższą czułość wykrywania wyładowań, szczególnie w przypadku długich linii kablowych. Ta technika zapewnia bardziej precyzyjny pomiar WNZ oraz rozszerza możliwość określenia miejsca występowania wyładowań w kablach energetycznych. Dla zasilania długich linii kablowych podczas próby napięciowej połączonej w wykrywaniem WNZ można zastosować kompaktowe źródła napięcia umożliwiające rozszerzenie zakresu badań diagnostycznych, patrz rysunek 7. Rys. 7. Przykład systemu probierczego 300 kv DAC z obustronnym badaniem WNZ i rozszerzeniem diagnostyki dla linii kablowych o dużej długości Zalety badań wykonywanych przy użyciu napięcia DAC Nowo zainstalowane lub zestarzone w eksploatacji energetyczne kablowe linie przesyłowe o długości ponad 10 kilometrów stanowią bardzo duże obciążenie pojemnościowe dla układu probierczego, co generuje duże obciążenie mocą bierną. Zgodnie z IEEE 400, IEC oraz IEC dla energetycznych przesyłowych linii kablowych (110 kv i więcej) przyjętymi metodami są badania z wykorzystaniem: transformatora probierczego 50/60 Hz, AC, układu rezonansowego Hz, AC, układu do generacji sinusoidalnego napięcia tłumionego Hz, DAC. Na przykład, energetyczny kabel przesyłowy o długości 38 km z izolacją XLPE o pojemności jednostkowej 0,21 µf/km posiada całkowitą pojemność równą około 8,0 µf. Zgodnie z wymaganiami norm IEC oraz IEEE 400.4, kabel taki musi być zbadany napięciem probierczym o wartości 1,4Uo lub 1,7Uo. Badanie z wykorzystaniem transformatora probierczego AC: Aby zbadać kabel z powyższego przykładu przy 50 Hz za pomocą klasycznego transformatora 50 Hz, potrzebna jest moc zasilająca około 117 MVA. Badanie w miejscu zainstalowania za pomocą transformatora probierczego nie jest więc praktycznie możliwe z powodu dużej masy układu probierczego i dużego zapotrzebowania na moc zasilającą. 58 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

59 Badanie z wykorzystaniem układu rezonansowego AC: Aby zbadać kabel w wyżej podanym przykładzie, wymagany jest zestaw probierczy składający się ze specjalnego systemu rezonansowego, pozwalającego uzyskać odpowiednie napięcie probiercze AC (ACRT). W skład systemu probierczego wchodzi transformator pobudzający, przekształtnik częstotliwości, 3-4 dławiki wysokiego napięcia, kondensator sprzęgający oraz, w większości przypadków, agregat zasilający o odpowiedniej mocy. Wymagana moc wejściowa wynosi około 1900 kva w zależności od współczynnika dobroci Q całego zestawu probierczego. Tabela 2. Porównanie parametrów technicznych systemu ACRT oraz DAC wymaganych do badania kabla 220 kv o długości w przybliżeniu 38 km przy 1.7Uo Aspekty techniczne ACRT DAC Ilość wymaganych jednostek * 4 równoległe 1 Napięcie probiercze [kv rms ] Pojemność probiercza [µf] 8 8 Częstotliwość probiercza [Hz] * Maks zapotrzebowanie mocy * generatora [kva] Transport * 4 kontenery 40ft, >30 ton (bez agregatu) ciężarówka o małej ładowności poniżej 2 ton Zajmowana powierzchnia zestawu * 240 m 2 40 m 2 Masa całkowita [kg] * Objętość transportowa [m 3 ] * Pomiar WNZ Lokalizacja WNZ Możliwość reflektometrii WNZ w domenie czasowej dla lokalizacji WNZ Możliwość znormalizowanego wykrywania WNZ IEC Zakłócenia elektromagnetyczne źródła HV Czułe oszacowanie współczynnika strat dielektrycznych metoda niekonwencjonalna, pomiar tylko w osprzęcie kablowym gdy jest dostęp do żyły powrotnej lokalna: tylko głowice oraz mufy typu cross-bonding nie nie bardzo wysokie, do nc scentralizowany, znormalizowany (IEC 60270) przy głowicach kablowych głowice, wszystkie typy muf i rodzaje izolacji kabli tak, wbudowane tak bardzo niskie: poniżej 3 pc nie tak: (1 x x 10-2 ) * Podane wartości są orientacyjne i zależą od konkretnego systemu i parametrów próby Badanie z wykorzystaniem napięcia tłumionego AC Badanie kabla za pomocą napięcia tłumionego AC (DAC) skutkuje znacznie niższymi wymaganiami odnośnie mocy oraz przestrzeni (Tabela 2 i Tabela 3). System pomiarowy składa się ze źródła wysokiego napięcia o odpowiednim prądzie obciążenia (ładowanie pojemności badanego obiektu), łącznika wysokiego napięcia, dławika z rdzeniem powietrznym oraz kondensatora sprzęgającego do pomiaru WNZ. Wymagana moc wejściowa dla omawianego przykładu linii, wynosi w przybliżeniu 15 kva zależnie od wymaganego napięcia.z powyżej omówionych przykładów widać, że badanie linii kablowej z zastosowaniem klasycznego transformatora AC 50 Hz lub rezonansowego zestawu probierczego AC wymaga użycia wielkogabarytowych urządzeń zasilanych ze źródła o dużej mocy wyjściowej. Dlatego też te metody nie zawsze są możliwe do badania długich linii kablowych z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia. BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 59

60 Zastosowanie tłumionych napięć AC (DAC) obejmujących znormalizowane, konwencjonalne badanie obecności WNZ oraz ich analizę jest przyjęte na całym świecie w procedurze badania i diagnostyki przesyłowych linii kablowych w miejscu ich zainstalowania [8-14, 28]. Aby znaleźć błędy powstałe podczas montażu linii, badanie WNZ jest bardzo dobrą metodą diagnostyczną. Jedyną trudnością w badaniu linii o dużej długości jest osłabienie impulsów wyładowań niezupełnych. Tabela 3. Porównanie możliwości stosowania systemów ACRT oraz DAC do badania linii kablowych Aspekty stosowania ACRT DAC Międzynarodowe normy i przepisy prób napięciowych IEEE 400, IEC 60840, IEC IEEE 400, IEEE 400.4, IEC 60840, IEC Międzynarodowe normy i IEC 60270, IEC , IEC IEC przepisy badania WNZ Obowiązujące dla badań po ułożeniu linii tak tak Obowiązujące dla badania eksploatacyjnego/diagnostyczne go nie tak Zdolność do skutecznego badania linii o dużej długości, np. 10 km+ Średni czas potrzebny do zestawienia i zdemontowania systemu Średni czas potrzebny do zbadania i wykrycia WNZ na jednym obwodzie kablowym Możliwość ustawienia systemu w pobliżu zakończenia linii kablowej w kompaktowych podstacjach. nie, ponieważ jest konieczność użycia dużych jednostek o zwiększonym zapotrzebowaniu na moc wejściową dzień (dni) dzień (dni) nie, potrzebne długie przewody łączeniowe tak, wykorzystując jedną standardową jednostkę, standardowe zapotrzebowanie na moc wejściową godzina kilka godzin Nakłady / koszt transportu wysokie niskie Stabilność termiczna przy wielokrotnym użyciu w ciągu dnia, np., 8 godzin nie tak Historia stosowania dla sieci WN (NN) tak > 15 lat > 10 lat 4.2. Badanie diagnostyczne przesyłowych linii kablowych tłumionym napięciem DAC Uszkodzenie izolacji (przebicie) w liniach kablowych może być spowodowane niższą wytrzymałością dielektryczną powstającą na skutek rozwijających się procesów starzeniowych oraz obecność wewnętrznych defektów istniejących w układzie izolacyjnym. Wiadomo, że w odróżnieniu od badania napięciowego, badanie stanu izolacji kablowej może dać pełną informację o jakości izolacji linii. Na podstawie uzyskanych wyników badań diagnostycznych można wyciągnąć wnioski odnośnie obecnego i przewidywanego stanu izolacji badanej linii. Wyniki tych pomiarów mogą być stosowane jako badanie trendu lub punkt odniesienia do wyników kolejnych badań. Diagnostyka wyładowań niezupełnych może wskazywać słabe miejsca w mufach kablowych. W celu przeprowadzenia pomiaru, wyładowania niezupełne są wywoływane w izolacji kablowej lub mufach i głowicach przez przyłożenie napięcia probierczego [3]. Pojawienie się wyładowań niezupełnych 60 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

61 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ jest zjawiskiem fizycznym, opisanym takimi parametrami jak: napięcie zapłonu wyładowań (PDIV), ładunek pozorny impulsu WNZ (q), przebieg WNZ oraz miejsce występowania WNZ w badanej linii. Dla operatorów, zainteresowanych stosowaniem diagnostyki WNZ do oceny stanu eksploatowanych sieci kablowych, wszystkie te parametry są bardzo ważne. Pomiary tgδ mogą być stosowane do określenia współczynnika strat dielektrycznych materiału izolacyjnego [27]. Współczynnik ten zwiększa się wraz z rozwijającym się procesem starzenia kabla. Pomiar tgδ powinien być uważany za pomiar diagnostyczny i/lub pomocniczy [6]. W praktyce wiadomo, że w izolacji WN oprócz bezwzględnej wartości tgδ (TD) przy pewnym napięciu probierczym mierzony jest również jego przy dwóch określonych napięciach probierczych (1,5Uo i 1,0Uo). Wyznacza się, tak zwany Δtgδ (DTD) lub tip-up, który jest ważny dla oceny stanu izolacji. Zwłaszcza dla kabli WN z izolacją papierowo-olejową, tgδ jest ważnym wskaźnikiem starzenia się izolacji. Wartość współczynnika tgδ jest mierzona w funkcji napięcia, aby sprawdzić poprawność procesu impregnacji izolacji kablowej. Ocena ogólnego stanu kabla jest wykonywana (rys. 8) przez: dane uzyskane z dotychczasowych badań eksploatacyjnych (Condition Based Maintenance CBM): badania DAC WN i diagnostyka oraz ocena parametrów diagnostycznych, wskaźnik stanu kabla: intensywność wyładowań niezupełnych wraz z wartościami tgδ (TD) są oceniane zgodnie z zasadami wiedzy i ocena statystyczna, aby otrzymać wskaźnik ogólnego stanu, ocenę pozostałej długości życia (FLE): diagnozowanie zużycia oraz pozostałej długości życia kabli z izolacją XLPE opiera się na parametrach z indeksowania stanu. Rys. 8. Ocena stanu izolacji kabla tłumionym AC 4.3. Przykłady terenowego badania przesyłowych kabli energetycznych Badanie po ułożeniu kabla 161 kv Nowozainstalowana dwutorowa linia kablowa o długości 5,8 km, na napięcie 161 kv z izolacją XLPE była badana przy użyciu napięcia tłumionego DAC, przy częstotliwości 66 Hz, napięciem probierczym o wartości 1,7Uo, (rys. 9-11). Wykonywano monitorowaną próbę napięciową. W miarę zwiększaniaa tłumionego BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 61

62 napięcia probierczego AC poczynając od 0,2Uo, zaobserwowano podwyższoną intensywność WNZ w fazie L3 jednego z dwóch torów. Zwiększenie napięcia probierczego skutkowało zwiększeniem aktywności WNZ. Mapping WNZ ujawnił koncentrację WNZ na piątym kilometrze linii i na tej podstawie zalecono dokonanie naprawy w tym miejscu. Jednakże z powodu faktu, że e intensywność WNZ nie przekraczała 500 pc, przedsiębiorstwo energetyczne zdecydowało się nie wymieniać natychmiast mufy. Niestety po 6 miesiącach po badaniu linii nastąpiła awaria kabla dokładnie w tym miejscu. Rys. 9. Badanie w miejscu zainstalowania linii kablowej 161 kv o długości 6.0 km z izolacją XLPE; system probierczy napięcia tłumionego DAC HV300 jest podłączony do jednej z faz badanej linii Lokalizacja defektu WNZ w fazie L3 może być wyznaczona także za pomocą analizy TDR (ang. Time-Domain Reflectometry). Pozostałe pięć odcinków kablowych spełniało warunki badań po ułożeniu i pomyślnie przeszły test. Nie wykryto żadnej wewnętrznej aktywności WNZ w izolacji kabli i w osprzęcie kablowym. L3@L3_144kV6_ '35'04.tot PD level: 748 pc ; frequency: Hz L3@L3_144kV6_ '37'47.tot PD level: 237 pc ; frequency: Hz Voltage (kv) Time (ms) Voltage (kv) Time (ms) PD (pc) PD (pc) Time (ms) Time (ms) Rys. 10. Tłumione napięcia AC oraz przebiegi fazowe WNZ obserwowane podczas monitorowanej próby napięciowej dla fazy L3 linii kablowej 161 kv XLPE, obraz WNZ przy napięciu probierczym 1,1Uo 62 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

63 PD (pc) ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH SZYCH NAPIĘĆ NAPI '000 1'500 2'000 2'500 3'000 Location (m) 3'500 4'000 4'500 5'000 5'500 Rys. 11. Mapowanie miejsca występowania wyst powania WNZ w linii kablowej161 kv, napięcie probiercze DAC 1,7Uo,, stwierdzono koncentrację koncentracj WNZ na 5,0 km w mufie kablowej lub jej pobli pobliżu Badanie po ułożeniu eniu kabla 110 kv z dwustronn dwustronną detekcją WNZ W kolejnym przykładzie opisano opi badanie nowoułożonej onej linii 110 kv o długo długości 19,1 km z układami do pomiaru WNZ zamontowanymi na obu końcach końcach kabla (rys. 12a). Czujnik WNZ A podłączony ączony jest do bliskiego końca ko ca kabla razem z systemem probierczym DAC. Czujnik B umieszczono na drugim (odległym) (odl końcu cu kabla. Czujniki WNZ pozwalają na wykonanie pomiaru z dokładnością dokładno do 10 ns. Pozwala to zlokalizować źródło ródło wyładowań z dokładnością do około 3 m. Podczas testu operator systemu pomiarowego znajdujący znajduj się przy bliskim końcu kabla może że kontrolow kontrolować wskazania czujnika WNZ znajdującego znajduj się na drugim (dalekim) końcu cu linii i odczytywa odczytywać aktualne poziomy WNZ, zgodnie z zaleceniami IEC Następnie pnie zapisane dane pomiarowe dla odległego końca końca zostały zestawione z danymi pomiarowymi dla bliskiego końca a w celu lokalizacji miejsc występowania wyst powania WNZ tak, aby można mo było stworzyć obraz widoczny na rysunku 12b. Jak widać, wida, impulsy WNZ pojawiły si się w jednej z muf w odległości ci 13,7 km i głowicy na ko końcu cu kabla w fazie L1. Napięcie Napi zapłonu wyładowań niezupełnych (P (PDIV) DIV) wyniosło 1,1xUo, a przedstawiony obraz występowania powania WNZ wykonano dla danych otrzymanych pr przy napięciu ęciu probierczym 1,7xUo. a) b) Rys. 12. Zestaw pomiarowy z układami do badania WNZ podłączonymi podł czonymi z obu stron kabla o długości ci 19,1 km (a) oraz lokalizacja WNZ otrzymana z dwustronnego pomiaru wskazująca wskazuj występowanie powanie WNZ w fazie L1 w mufie w odległo odległości ci 13,7 km i w głowicy na oddalonym końcu linii (b) BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE IAGNOSTYCZNE W MIEJSCU MIEJS ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH ERGETYCZNYCH... 63

64 Wnioski Przewodniki IEEE, broszury techniczne Cigré oraz dokumenty IEC pomagają użytkownikom na całym świecie w stosowaniu napięć VLF przy badaniu w miejscu zainstalowania kabli energetycznych SN oraz tłumionych napięć DAC w badaniach i diagnostyce linii kablowych SN oraz WN (NN). Z dotychczasowych ogólnoświatowych doświadczeń można wyciągnąć następujące wnioski: 1. W porównaniu z konwencjonalnym badaniem przy użyciu układu rezonansowego napięcia przemiennego AC, zastosowanie tłumionych napięć zmiennych DAC z monitorowaniem WNZ podczas próby napięciowej staje się coraz bardziej atrakcyjną i powszechną praktyką na całym świecie. 2. Czułe pomiary WNZ, dające informacje o przebiegu WNZ oraz reflektometria w dziedzinie czasu (TDR), pomaga we wczesnym wykrywaniu obecności WNZ i lokalizację miejsca ich występowania w izolacji kabla oraz w osprzęcie. 3. Wykrywanie i lokalizacja defektów powodujących wyładowania w osprzęcie kablowym oraz monitorowanie stanu izolacji kablowej z zastosowaniem tłumionych napięć DAC jest metodą dużo bardziej czułą niż konwencjonalne badanie przy użyciu układu rezonansowego napięciem AC. Badanie DAC jest mniej destrukcyjne i bardziej czułe niż tylko próba niemonitorowana napięciem probierczym rezonansowym AC. 4. Przy badaniu bardzo długich kabli (do 40 km) zastosowanie dwustronnego pomiaru WNZ przy badaniu tłumionym napięciem DAC wraz z wykrywaniem miejsca występowania wyładowań jest bardzo użyteczne i może być stosowane do badania linii kablowych po ich zainstalowaniu, do badań po usunięciu awarii, badań eksploatacyjnych i diagnostycznych oraz oceny stanu kabli zestarzonych w czasie eksploatacji. Literatura [1] IEEE : Guide for Field Testing and Evaluation of the Insulation of Shielded Power Cable Systems Rated 5 kv and Above [2] IEEE : IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems Using Very Low Frequency, IEEE, 2013 [3] IEEE : Guide for Field-Testing of Shielded Power Cable Systems Rated 5 kv and Above with Damped Alternating Current Voltage (DAC) [4] E. Gulski, F.J. Wester, J.J. Smit, P.N. Seitz and M. Turner, Advanced PD diagnostic of MV power cable system using oscillating wave test system, IEEE Electrical Insulation Magazine, 16, 2, 2000, p [5] E. Gulski, J.J. Smit, F. Petzold, P.P. Seitz, B. Quak, F. de Vries, Advanced Solution for On-Site Diagnosis of Distribution Power Cables, Jicable 2007, paper C.7.2.4, Versailles, France, 2007 [6] R. Houtepen, L. Chmura, J.J. Smit, B. Quak, P.P. Seitz, E. Gulski, Estimation of Dielectric Loss Using Damped AC Voltages, IEEE Electrical Insulation Magazine May/June 2011 Vol. 27, No. 3 [7] R. Bodega, P.H.F. Morshuis, M. Lazzaroni & F.J. Wester, PD Recurrence in Cavities at Different Energizing Methods, IEEE Trans. on Instrumentation and Measurement, April 2004 Vol. 53, No. 2 [8] F.J. Wester, E. Gulski, J.J. Smit, Detection of Partial Discharges at Different AC Voltage Stresses in Power Cables, IEEE Electrical Insulation Magazine, July/August 2007, p [9] F.J. Wester, Condition Assessment of Power Cables Using PD Diagnosis at Damped AC Voltages, ISBN , Delft, the Netherlands, BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

65 [10] E. Gulski, E. Lemke, M. Gamlin, E. Gockenbach, W. Hauschild, E. Pultrum, Experiences in PD detection of distribution power cable systems. Electra, (ISSN ), [11] E. Gulski, F.J. Wester, P. Schikarski, P.N. Seitz, PD diagnoses and condition assessment of distribution power cables using damped AC voltages. Proceedings XIIIth International Symposium on HV, Delft, 2003, paper 776 [12] E. Gulski, J.J. Smit, F.J. Wester, PD knowledge rules for insulation condition assessment of distribution power cables. IEEE Transactions on dielectrics and electrical insulation, 12(2), [13] Aucourt C., Boone W., Kalkner, W., Naybour R.D. Ombello, F., Recommendations for a New After Laying Test Method for High Voltage Extruded Cable Systems, CIGRE Paper No , August, [14] Seitz P.P., Quak B., Gulski E., Smit J.J., Cichecki P., de Vries P., Petzold F., Novel Method for On-site Testing and Diagnosis of Transmission Cables up to 250kV, Proceedings JiCable '07, 7th Intern. Conf. [15] IEC :2014, Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages from 1 kv (Um = 1,2 kv) up to 30 kv (Um = 36 kv) - Part 2: Cables for rated voltages from 6 kv (Um = 7,2 kv) up to 30 kv (Um = 36 kv) [16] IEC 60840: Power cables with extruded insulation and the accessories for rated voltages above 30kV up to 150kV - Test methods and requirements; [17] IEC 62067: Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 150 kv (Um = 170 kv) up to 500 kv (Um = 550 kv) Test methods and requirements [18] F.H. Kreuger, Industrial High DC Voltage, ISBN , 1995 [19] R. Jongen, P.P. Seitz, B. Quak, F. de Vries, P. Cichecki, New Generation of Onsite Testing Technology for Transmission Power Cables, paper A.8.3, 8th Jicable 2011 [20] R. Jongen, B. Quak, E. Gulski, S. Tenbohlen, New developments in on-site testing of long lengths of (E)HV power cable, Condition Monitoring and Diagnosis, Conference CMD, 2012, p [21] E. Gulski, R. Jongen, R. Patterson, Modern Testing and Diagnosis of Power Cables using Damped AC Voltages, NETA World, Spring 2015 [22] Cigré Technical Brochure 502, High-voltage on-site testing with partial discharge measurement, 2012 [23] Cigré Technical Brochure 496, Recommendations for Testing DC Extruded Cable Systems for Power Transmission at a Rated Voltage up to 500 kv, 2012 [24] Cigré Technical Brochure 680, Implementation of Long AC HV and EHV Cable Systems, 2017 [25] Cigré Technical Brochure 444, Guidelines for Unconventional Partial Discharge Measurements, 2010 [26] Cigré Technical Brochure 662, Guidelines for partial discharge detection using conventional (IEC 60270) and unconventional methods, 2016 [27] Cigré Technical Brochure 627, Condition Assessment for Fluid-Filled Insulation in AC Cables, 2015 [28] Gulski E., Jongen R., Parciak J., Minassian R., Rakowska A., Siodla K., Effective on-site testing and non-destructive diagnosis of new installed and service aged HV (EHV) power cables up to 230 kv, JICABLE 2015, paper C5.2 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH... 65

66 66 BADANIA ODBIORCZE I DIAGNOSTYCZNE W MIEJSCU ZAINSTALOWANIA ENERGETYCZNYCH...

67 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM ŻYŁ POWROTNYCH I OKREŚLENIE ZASAD DOBORU OGRANICZNIKÓW PRZEPIĘĆ Krzysztof Szuchnik, Michał Kołtun Eltel Networks Energetyka S.A. Streszczenie - W systemach kablowych z cross-bondingiem w miejscach krzyżowania żył powrotnych instalowane są ograniczniki przepięć, które chronią elementy muf separacyjnych przed przepięciami atmosferycznymi i łączeniowymi. Ich dodatkową funkcją może być ochrona osłon kabli. Ograniczniki powinny być dobrane w taki sposób, aby zagwarantować możliwie najniższy poziom napięć udarowych, a zarazem nie dopuścić do ich pracy w czasie przepięć dorywczych. W artykule zaprezentowano wyniki obliczeń napięć indukowanych przy przepięciach o częstotliwości sieciowej, wykonanych trzema metodami. Obliczenia te są kluczowym etapem prac przy określaniu wymaganych parametrów ograniczników dla projektowanych systemów. Słowa kluczowe - krzyżowanie żył powrotnych; cross-bonding, ograniczniki przepięć do ochrony żył powrotnych; wzrost lokalnego potencjału ziemi; metody obliczeń napięć indukowanych; EMTP-RV. I. Wstęp Przy zastosowaniu krzyżowania żył powrotnych (ang. Cross-Bonding, CB) ekrany metaliczne kabli uziemiane są na końcach głównych sekcji i krzyżują się ze sobą pomiędzy każdą z tzw. małych sekcji, które dzielą linie kablową na będącą wielokrotnością 3 liczbę segmentów. W efekcie na końcach głównych sekcji, z których każda zawiera po trzy równej długości fragmenty linii, znoszą się napięcia indukowane w żyłach powrotnych od prądów w żyłach roboczych. Dzięki takiemu rozwiązaniu w żyłach powrotnych nie płynie prąd, który w układach obustronnie uziemionych powoduje dodatkowe straty i zmniejsza obciążalność prądową kabli. Przepięcia atmosferyczne i łączeniowe w systemach kablowych z krzyżowaniem żył powrotnych mogą prowadzić do uszkodzeń muf separacyjnych, których specjalna budowa umożliwia wyprowadzenie na zewnątrz kabli ekranów metalicznych i ich odpowiednie połączenie w tzw. link-boxach. Na uszkodzenie narażona jest także osłona zewnętrzna kabla, ponieważ w miejscach krzyżowania żyły powrotne są odizolowane od ziemi. W celu ochrony od przepięć udarowych należy instalować ograniczniki przepięć, tzw. SVL (ang. Sheath Voltage Limiter). Od początku lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku stosowane są wyłącznie ograniczniki z tlenków metali. Należy pamiętać, że urządzenia te nie są w stanie chronić przed przepięciami o częstotliwości sieciowej, tj. przepięciami dorywczymi. Przepięcia dorywcze w osłonach metalicznych kabli powstają w efekcie zjawiska indukcji elektromagnetycznej. Płynący w żyle roboczej kabla prąd przemienny wytwarza wokół tej żyły pole magnetyczne, które indukuje wzdłuż koncentrycznych powłok metalowych siłę elektromotoryczną o wartości proporcjonalnej do wartości prądu płynącego w żyle roboczej oraz do długości kabla, a także indukcyjności wzajemnej zależnej od wymiarów geometrycznych układu i przenikalności magnetycznej środowiska. Najsilniejsze oddziaływanie występuje przy przepływie prądu zwarciowego i z tego względu szczególnie istotne jest obliczenie spodziewanych maksymalnych wartości przepięć dorywczych, indukowanych w warunkach zakłóceniowych. Napięcia te powinny być niższe niż napięcie trwałej pracy ogranicznika (w układzie ekran - ziemia lokalna). Niewłaściwy dobór ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 67

68 ogranicznika przepięć, skutkujący zadziałaniem w czasie przepięć dorywczych, może prowadzić do jego zniszczenia z powodu utraty stabilności termicznej. Na tę chwilę nie ma, zarówno w Polsce, jak i na świecie, standardu, który kompleksowo przedstawiałby wytyczne projektowania i budowy linii kablowych, a także ich eksploatacji przy zastosowaniu specjalnego uziemienia żył powrotnych, przede wszystkim w aspekcie koordynacji izolacji. W powszechnym użyciu funkcjonują jedynie pewne wytyczne i wskazówki dla inżynierów i projektantów, na podstawie których projektuje się i buduje współczesne systemy kablowe. Zaznaczenia wymaga fakt, że dostępna wiedza odnosząca się do projektowania linii kablowych ze specjalnym uziemieniem żył powrotnych oparta jest na badaniach, obliczeniach i doświadczeniach eksploatacyjnych systemów kablowych w sieciach, w których poziom prądu zwarciowego nie przekracza 25. Brakuje ugruntowanej wiedzy z zakresu zjawisk w systemach kablowych w sieciach o dużej mocy zwarciowej przede wszystkim w zakresie pracy ograniczników przepięć. Obecnie notuje się znaczny wzrost awarii systemów kablowych ze specjalnym uziemieniem żył powrotnych, spowodowanych w głównej mierze przez uszkodzenia ograniczników przepięć. Awarie te mają różne przyczyny i w większości zdarzeń dotyczą doziemień w wyniku zalania lub zawilgocenia skrzynek uziemiających i skrzynek krzyżowania żył powrotnych CB (cross-bonding), jednakże niektóre z nich spowodowane są uszkodzeniem ograniczników przepięć na skutek przeciążenia. Następstwem uszkodzenia SVL (w przypadku przewodzenia SVL linia pracuje jak uziemiona obustronnie) może być znaczne zwiększenie strat i tym samym ograniczenie możliwości przesyłowych danego systemu kablowego. Natomiast jeżeli dojdzie do pęknięcia warystora (stosu warystorów), tj. przy otwartym obwodzie, przekładki izolacyjne i osłony przestają być chronione od przepięć udarowych. W praktyce eksploatacyjnej zanotowano także bardzo niebezpieczne przypadki wybuchów skrzynek z ogranicznikami przepięć, które miały miejsce w systemach o prądzie zwarciowym powyżej 25. Część z tych zdarzeń związana była z brakiem ułożenia dodatkowego kabla ECC (ang. Earth Continuity Conductor) równolegle do linii kablowej w układach z jednostronnym uziemieniem żył powrotnych (SPB, ang. Single- Point Bonding), co zostało przeanalizowane i opisane w dostępnej literaturze, ale w pozostałych przypadkach problem zauważono w ostatnim okresie i do tej pory nie stwierdzono jednoznacznie przyczyny tych zjawisk. Niektóre spółki dystrybucyjne (m.in. w Australii i Francji) wprowadziły nawet w swoich wewnętrznych standardach wymóg stosowania skrzynek CB w wykonaniu przeciwwybuchowym, aby nie dopuścić do narażenia osób postronnych [2]. Artykuł ma na celu wskazanie potencjalnych przyczyn powyższych zagrożeń, wynikających głównie z uproszczeń w aktualnych metodach doboru SVL (obliczeń napięć indukowanych), jak również przedstawia nową metodologię doboru ograniczników przepięć do ochrony osłon kabli WN. II. Opis badanego układu Badany układ, przedstawiony w uproszczonej postaci na Rys. 1, tworzą w bazowej konfiguracji dwie stacje elektroenergetyczne połączone jednotorową linią napowietrzną o długości 20 na słupach typu S24 (przewód roboczy 6 240, linka odgromowa 1,7 95, średnia długość przęsła 333 ) oraz linią kablową o długości 1,5 na podejściu do stacji nr 1 o dużej mocy zwarciowej (prąd zwarcia trójfazowego ok. 45 ) i małej rezystancji uziemienia =0,3Ω). Kable typu XRUHKXS 1x800RMC/150 64/110(123) kv ułożono w układzie trójkątnym na styk na głębokości 1,5. 68 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

69 A. Modele elementów 1) Kable Rys. 1. Schematyczne przedstawienie badanego układu Badając stany nieustalone w systemach elektroenergetycznych zazwyczaj stosuje się uproszczony sposób odwzorowania kabli (jako współosiowe walce o zadanych parametrach elektrycznych i magnetycznych), skąd wynikają pewne ograniczenia w możliwości obliczenia parametrów elektrycznych linii kablowej na podstawie konfiguracji geometrycznej oraz wiernego oddania budowy kabla. Aby uzyskać więc prawidłowe wartości parametrów elektrycznych, wymagane jest przekształcenie rzeczywistych parametrów technicznych kabla na takie, które wprowadza się do oprogramowania. Do użytkownika należy decyzja, w jaki sposób uwzględnić w niniejszym modelu (Rys. 2.) parametry budowy żyły roboczej, poszczególne warstwy półprzewodzące oraz reprezentację ekranu metalicznego/żyły powrotnej. Rys. 2. Uproszczony model kabla jednofazowego Tabela I. Parametry kabli po przekształceniach parametr XRUHKXS 1x800RMC/150 64/110(123) kv LgYcyw 1x150 3,6/6 kv 1 r 1 17,35 mm 9,8 mm 2 r 2 35,25 mm 14,9 mm 3 r 3 36,88 mm - 4 r 4 41,25 mm - 5 ρ c ' 2, Ωm 3, Ωm 6 ρ s ' 3, Ωm - 7 ε r1 2, ε r2 2,300-9 ρ g 100 Ωm 100 Ωm ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 69

70 2) Linia napowietrzna Rys. 3. Sposób określenia geometrii ułożenia linii kablowej Tak samo jak w przypadku linii kablowej, w symulacjach zastosowano dostępny w EMTP-RV model szerokopasmowy, który wykorzystuje najbardziej zaawansowaną technikę modelowania linii i w pełni reprezentuje jej zachowanie w szerokim zakresie częstotliwości. Model ten może być z powodzeniem stosowany zarówno do symulacji zjawisk zachodzących przy częstotliwościach sieciowych, jak i przebiegów szybkozmiennych, np. występujących przy przepięciach atmosferycznych czy łączeniowych. Jedyną zauważalną niedogodnością jest szybkość obliczeniowa, co ma jednak zostać znacząco poprawione w kolejnych wersjach programu [3]. Do celów obliczeń przyjęto statyczną wartość rezystancji słupów równą 10Ω. 3) Ograniczniki przepięć W miejscach krzyżowania żył powrotnych zastosowano ograniczniki przepięć o następujących danych katalogowych: =5,0, =3,6,których charakterystykę napięciowo-prądową przedstawiono na Rys. 4. Urządzenia te zamodelowano jako rezystor o nieliniowej rezystancji, z pominięciem członu zależnego od częstotliwości. Napięcie na ograniczniku (kv) , ,001 0, Prąd ogranicznika (A) Rys. 4. Charakterystyka napięciowo-prądowa ograniczników przepięć do ochrony muf separacyjnych i osłon kabli 70 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

71 III. Określenie napięcia trwałej pracy ograniczników przepięć Napięcie trwałej pracy ograniczników powinno być wyższe od najwyższego napięcia, jakie może w najbardziej niekorzystnych warunkach wystąpić na ich zaciskach podczas zakłócenia (zwarcia). Obliczenia napięć indukowanych należy więc uznać za kluczowy element prac przy określaniu wymaganych parametrów ograniczników dla projektowanych systemów. Obliczenia te można wykonać trzema metodami, stosując: wzory uproszczone, CIM (ang. Complex Impedance Matrix), oprogramowanie EMTP. A. Wzory uproszczone Odpowiednie wzory do uproszczonych obliczeń napięć indukowanych 50!) znaleźć można np. w opracowaniu wydaniu przez PSE S.A. [13]. Wzory te zaczerpnięto m.in. z broszur CIGRE ([1], [14]), a wyprowadzono na podstawie ogólniejszych równań macierzowych opisujących system kablowy. Ich powtarzanie w tym miejscu byłoby bezcelowe. Ograniczymy się jedynie do stwierdzenia faktu, że rozważane są jedynie zwarcia jedno- i trójfazowe na końcu linii kablowej, a warunek doboru SVL określono jako: # $ # % (1) gdzie # $ # % =max { $*, $+* } (2) $* i $+* to odpowiednio napięcia na SVL przy zwarciu jedno- i trójfazowym. Co istotne, zakłada się, że linia kablowa łączy dwie stacje elektroenergetyczne. Dla innych przypadków, tj. wstawki kablowej do linii napowietrznych lub wyprowadzenia kablowego ze stacji na linię napowietrzną, opracowanie [13] zaleca zastąpienie we wzorach rezystancji, - lub ich obu (Rys. 5) wypadkowymi impedancjami systemu uziemień, obejmujących rezystancję uziemienia słupa kablowego, pozostałych słupów w linii oraz impedancje linek odgromowych, jako elementów obwodu ziemnopowrotnego lub skorzystanie z gotowych zależności podanych w [14]. Rys. 5. Schemat linii kablowej w układzie CB podczas zwarcia jednofazowego [13] B. Complex Impedance Matrix Metoda ta została opisana w broszurze CIGRE nr 283 [1] i opiera się na reprezentacji linii kablowej jako zespołu przewodników (żyły robocze, żyły powrotne, ziemia równoważna, kabel ECC) zamkniętych w fikcyjnym cylindrze o określonych warunkach brzegowych. Pomijane są przy tym wszelkie pojemności w układzie, a obwód ziemnopowrotny jest odwzorowany przez równoważny przewodnik. W efekcie uzyskuje się ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 71

72 zespół równań macierzowych określających relacje między prądami i napięciami w przewodnikach. Zaletą tej metody jest możliwość wykonania obliczeń dla różnych rodzajów zwarć, przy dowolnej geometrii ułożenia kabli, a także z wieloma torami czy opcjonalnym kablem ECC, zaś wadą znaczne skomplikowanie równań, w szczególności w układach z cross-bondingiem, które wymagają modyfikacji oryginalnych równań pętli prądowych zawartych w [1]. Równania macierzowe rozwiązuje się numerycznie przy pomocy odpowiedniego oprogramowania, np. MATLAB. Rys. 6. Schemat równoważny linii kablowej z krzyżowaniem żył powrotnych w metodzie CIM C. Symulacje komputerowe Oprogramowanie EMTP (ang. ElectroMagnetic Transient Program) daje możliwość kompleksowego modelowania systemów z uwzględnieniem wszystkich zależności pomiędzy elementami składowymi. Jest to szczegółowa, ale jednocześnie najbardziej skomplikowana reprezentacja rzeczywistych układów. Możliwe jest modelowanie nie tylko samej linii kablowej, ale również pozostałych elementów, takich jak stacje elektroenergetyczne, transformatory, generatory, linie napowietrzne, itd., w związku z czym uzyskuje się wgląd w zjawiska mające miejsce w różnych miejscach systemu, co umożliwia lepsze zrozumienie zależności i wzajemnego wpływu poszczególnych parametrów np. na wartości napięć indukowanych. Z drugiej jednak strony, uzyskanie wiarygodnych wyników wymaga wiedzy, doświadczenia i umiejętności w zakresie modelowania elektromagnetycznych stanów przejściowych. Rys. 7. Fragment modelu dwutorowej linii kablowej z cross-bondingiem w EMTP-RV Komercyjne oprogramowanie EMTP-RV, choć należy do tej samej, rozwijanej od lat sześćdziesiątych ubiegłego stulecia rodziny programów EMTP, spośród innych aplikacji wyróżnia się przyjaznym graficznym interfejsem użytkownika oraz możliwością symulacji elektromagnetycznych i elektromechanicznych stanów przejściowych w systemach zawierających tysiące elementów, włączając w to układy sterowania (np. układy wzbudzenia generatorów), automatyki zabezpieczeniowej czy urządzenia energoelektroniczne (np. 72 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

73 urządzenia FACTS). Bogata biblioteka elementów, zaawansowane metody obliczeniowe, możliwość inicjalizacji obliczeń w dziedzinie czasu ze stanu ustalonego czy funkcje automatycznej kontroli poprawności stworzonego układu oraz wykrywania niestabilności obliczeniowej gwarantują szybkość pracy oraz wiarygodne rezultaty. Program do wizualizacji przebiegów ScopeView umożliwia eksport i import danych w wielu formatach, w tym MATLAB czy COMTRADE, oraz posiada zaawansowane funkcje matematyczne do analizy sygnałów. O jakości całego pakietu świadczy fakt wykorzystywania go przez światowych liderów i prekursorów w modelowaniu systemów elektroenergetycznych, operatorów systemów przesyłowych i spółki energetyczne m.in. w Kanadzie (Hydro-Québec, Ontario Hydro) i Francji (RTE, EDF), a także stowarzyszenie CIGRE. IV. Wyniki obliczeń Trzy opisane powyżej metody wykorzystano do obliczeń napięć indukowanych we fragmencie systemu elektroenergetycznego, którego podstawowe parametry podano powyżej. Przeanalizowano kilka wariantów tego układu (zasilanie jednostronne, jeden lub dwa tory linii). A. Układ z zasilaniem jednostronnym Rys. 8. Stosowana konwencja oznaczeń Jest to najprostsza konfiguracja, w której linia kablowa zasilana jest jednostronnie (Rys. 9). Sytuacja ta odpowiada założeniom w modelu CIM i wzorach uproszczonych. Przyjęto zwarcie na końcu linii. Rys. 9. Linia kablowa z cross-bondingiem zasilana jednostronnie ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 73

74 Tabela I wskazuje na dobrą zgodność pomiędzy wynikami obliczeń trzema metodami. Różnice w wynikach z EMTP-RV wynikają z dokładniejszego odwzorowania kabli (model szerokopasmowy). Należy jednak zwrócić uwagę, że dla tej kombinacji rezystancji uziemień stacji i prawego końca linii, najwyższe napięcia w układzie żyła powrotna ziemia lokalna występują dla faz nieobjętych zwarciem, czego nie uwzględniają wzory wg wytycznych PSE. Tabela II. Wyniki obliczeń napięć na SVL w układzie z rys. 9 1 tor - zasilanie jednostronne (1 źródło) I k U et1 I p U p1 U o1 U o2 U o3 ka V A kv V V V zwarcie jednofazowe EMTP-RV 1521, ,5 1243,6 994,4 1153,7 1154,7 CIM 40,5 1509, ,0 1120,8 867,4 1075,6 1075,6 PSE 1509, ,4 1105,0 878,5 zwarcie trójfazowe EMTP-RV 6,4 1,0 1311,7 1308,3 1307,7 1311,0 CIM 40,5 0,2 0,0 1048,7 1048,7 1048,8 1048,5 PSE ,0 Powyższa tabela przedstawia wyniki jedynie dla dwóch rodzajów zwarć, dla których napięcia indukowane można wyliczyć ze wzorów zawartych w [13]. CIM i analizy w EMTP-RV umożliwiają również obliczenie tych napięć dla zwarcia dwufazowego (bez lub z udziałem ziemi). U om (kv) 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,3 1,1 1,1 zwarcie trójfazowe 2,0 1,7 zwarcie dwufazowe z ziemią 1,1 0,9 0,0 0,0 zwarcie dwufazowe EMTP-RV CIM PSE 1,2 1,1 0,9 zwarcie jednofazowe Rys. 10. Maksymalna wartość skuteczna napięcia na ogranicznikach przepięć (kv) w układzie z Rys. 9 Dla badanego układu największe zagrożenie dla ograniczników $% =2,0 ) występuje przy zwarciu dwufazowym z ziemią. B. Skablowanie linii napowietrznej na podejściu do stacji o dużej mocy zwarciowej Jest to konfiguracja identyczna z analizowaną w pierwszym przykładzie (Rys. 11). Przyjęto zwarcie na słupie kablowym. 74 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

75 Rys. 11. Linia kablowa z cross-bondingiem na podejściu do stacji o dużej mocy zwarciowej U om (kv) 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,4 1,1 1,1 zwarcie trójfazowe 2,6 1,6 zwarcie dwufazowe z ziemią EMTP-RV CIM PSE 1, zwarcie dwufazowe 1,8 0,8 0,8 zwarcie jednofazowe Rys. 12. Maksymalna wartość skuteczna napięcia na ogranicznikach przepięć (kv) w układzie z Rys. 11 Do obliczeń wzorami uproszczonymi i metodą CIM wzięto całkowite prądy zwarciowe (założenie, że cały prąd zwarciowy płynie przez kabel), uzyskując w ten sposób wyniki zawyżone niż gdyby uwzględnić tylko tę część prądu zwarciowego, która płynie przez kabel. Mimo tego obliczone napięcia są niższe nawet o kilkadziesiąt 30) procent niż obliczone w EMTP-RV, ponieważ metody uproszczone nie uwzględniają we właściwy sposób rozpływu prądu zwarciowego, który zamyka się przez przewód odgromowy oraz ziemię (w kierunku obu stacji), powodując znaczny wzrost lokalnego potencjału ziemi w pobliżu słupa kablowego. C. Dwutorowa linia kablowa na podejściu do stacji o dużej mocy zwarciowej W tym przypadku zamodelowano fragment systemu obejmujący trzy stacje 110. Dwutorowa linia kablowa (odległość między środkami trójkątnego układu kabli wynosi 2 ) znajduje się na podejściu do stacji o największej mocy zwarciowej. Następnie prowadzona jest linia napowietrzna, która po ok. 5 rozdziela się na dwie osobne linie (Rys. 13). Do modelowania tej konfiguracji wykorzystano dane rzeczywistego układu projektowanego przez Eltel Networks Energetyka S.A. ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 75

76 Rys. 13. Modelowany system z dwutorową linią kablową U om (kv) 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 1,4 1,2 1,2 zwarcie trójfazowe 2,7 1,3 zwarcie dwufazowe z ziemią 1,3 1,0 EMTP-RV CIM PSE 0 0 zwarcie dwufazowe 2,0 0,8 0,8 zwarcie jednofazowe Rys. 14. Maksymalna wartość skuteczna napięcia na ogranicznikach przepięć (kv) w układzie z Rys. 13 Wyniki tu przedstawione są bardzo zbliżone do tych z poprzedniego przypadku i odnoszą się do nich takie same uwagi. Najwyższe napięcie na SVL ponownie stwierdza się przy zwarciu dwufazowym z ziemią. Rozważono także możliwość dodania kabla ECC o przekroju 150, którego dane zawarto w Tabela I. Parametry kabli po przekształceniach. Kabel ECC nie jest powszechnie instalowany w systemach z krzyżowaniem żył powrotnych, choć można go zastosować, gdy istnieje konieczność zminimalizowania efektu wzrostu lokalnego potencjału ziemi. 76 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

77 Rys. 15. Sposób ułożenia w gruncie dwutorowej linii kablowej z dodatkowym kablem ECC Należy mieć jednak na uwadze, że dodanie przewodnika uziemionego na obu końcach linii oraz w miejscach krzyżowania żył powrotnych tworzy zamkniętą drogę dla prądu, który płynie pod wpływem napięć indukowanych w ECC. W systemie pojawiają się więc straty od prądów płynących również w stanach ustalonych. W normie [15] znajduje się zalecenie, by uwzględnić wpływ tego prądu na obciążalność kabli. W celu określenia jego wartości wykonano symulacje stanu ustalonego w dwutorowej linii kablowej przy obciążeniu każdego z kabli prądem. * 800 dla dwóch wariantów, tj. z kablem ECC przylegającym do jednego z torów (Rys. 15) oraz w odległości 1 od pierwszego i 3 od drugiego z torów. Obliczone napięcia przy przepięciach dorywczych również odnoszą się do tych dwóch przypadków. Tabela III. Prąd w kablu ECC w stanie ustalonym I ecc U om A V bez ECC 0 31,9 ECC przylegający 126,2 22,7 ECC w odległości 1 m 8,9 25,4 Jak przedstawiono w Błąd! Nie można odnaleźć źródła odwołania., prąd w kablu ECC ma znaczną wartość, jednak jego oddalenie na stosunkowo niewielką odległość od kabli fazowych 1 ) redukuje go do pomijalnie małej wartości. U om (kv) 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 2,0 0,8 0,9 zwarcie jednofazowe zewnętrzne 2,7 1,3 1,0 1,1 1,2 1,0 zwarcie dwufazowe zwarcie dwufazowe z ziemią bez ECC przylegający odległość 1 m 1,4 1,2 1,3 zwarcie trójfazowe Rys. 16. Maksymalna wartość skuteczna napięcia na ogranicznikach przepięć (kv) w układzie z Rys. 13 z kablem ECC (symulacje w EMTP-RV) Powyższe wyniki potwierdzają, że ECC zmniejsza napięcie na ogranicznikach, ponieważ staje się ono niezależne od wzrostu lokalnego potencjału ziemi na końcu linii kablowej. Efekt ten jest szczególnie widoczny w przypadku zwarć doziemnych, a najwyższa wartość napięcia na SVL pojawia się przy zwarciu trójfazowym, nie zaś przy dwufazowym z ziemią jak przy braku tego kabla. Jednocześnie odległość ECC od torów linii kablowej ma marginalny wpływ na wartości napięć indukowanych. Biorąc jednak pod uwagę wpływ miejsca umieszczenia ECC na wartości prądów w tym kablu w stanach ustalonych, kabel ten, o ile w ogóle planuje się jego zastosowanie, nie powinien być układany w bezpośrednim sąsiedztwie torów kablowych. W celu dopełnienia obrazu sytuacji, przedstawiono również wyniki symulacji zwarć wewnętrznych w kablu, w miejscach krzyżowania żył powrotnych. Założono, że realne jest wystąpienie tylko zwarcia jednofazowego do żyły powrotnej kabla. ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 77

78 U om (kv) 3,4 3,2 3,0 2,8 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 2,0 bez ECC przylegający odległość 1 m 0,8 0,9 zwarcie jednofazowe zewnętrzne 2,8 3,2 1,8 1,9 1,8 1,8 zwarcie jednofazowe wewnętrzne (za sekcją 1.) zwarcie jednofazowe wewnętrzne (za sekcją 2.) Rys. 17. Maksymalna wartość skuteczna napięcia na ogranicznikach przepięć (kv) w układzie z Rys. 13 przy zwarciach jednofazowych na słupie kablowym i wewnątrz linii kablowej (symulacje w EMTP-RV) Rys. 17 wskazuje ponownie na rolę kabla ECC w zmniejszaniu napięć indukowanych. Jednocześnie widać, że zwarcie w miejscu drugiego krzyżowania żył powrotnych (bliżej słupa kablowego) skutkuje największą ze wszystkich wartością napięcia na SVL (3,2 ). V. Wnioski 1. Analizując doświadczenia eksploatacyjne można stwierdzić, że poza uszkodzeniami linii spowodowanymi przez czynniki zewnętrzne, to praca ograniczników przepięć stanowi o awaryjności systemów kablowych ze specjalnym uziemieniem żył powrotnych. Z tego względu podstawową kwestią jest odpowiedni dobór tych urządzeń, zapewniający możliwie najlepszą ochronę elementów systemu kablowego przy jednoczesnym zminimalizowaniu ryzyka uszkodzenia samego ogranicznika na skutek przepięć dorywczych. W konsekwencji wymagana jest znajomość największego napięcia na ogranicznikach podczas zwarć w analizowanym systemie. Ograniczniki nie powinny przewodzić przy przepięciach o częstotliwości sieciowej, ponieważ grozi to ich uszkodzeniem. Na podstawie wyników obliczeń i symulacji można stwierdzić, że dla badanych układów dobrano ograniczniki o odpowiednio wysokim napięciu ciągłej pracy, ponieważ nie zaczęły one przewodzić przy żadnym z rozważanych rodzajów zwarć. 2. W artykule przedstawiono porównanie wyników obliczeń napięć na ogranicznikach przy przepięciach o częstotliwości sieciowej, występujących w trakcie zwarć różnego typu. Przeanalizowano różne konfiguracje systemu z linią kablową z krzyżowaniem żył powrotnych, w tym możliwość ułożenia dodatkowego kabla ECC. Analiza rezultatów prowadzi do wniosku, że uproszczone metody obliczeniowe dają wiarygodne wyniki w prostych układach, np. w przypadku połączenia dwóch stacji linią kablową. W nieco bardziej skomplikowanych systemach obliczone napięcia mogą być zdecydowanie niższe od tych, które mogą wystąpić w rzeczywistości. Co więcej, wzory uproszczone dostępne są jedynie dla przypadków zwarcia jedno- i trójfazowego. Przykładowo w ostatnim z analizowanych przypadków dobór ograniczników przeprowadzono by przy określeniu wymaganego napięcia ciągłej pracy 1,2 (zwarcie trójfazowe, Rys. 14, wzory uproszczone), podczas gdy na podstawie symulacji stwierdzono, 78 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

79 że napięcie to powinno być równe co najmniej 2,7 (analiza zwarcia dwufazowego z ziemią). 3. Metody analityczne opierają się na założeniu stanu quasi-ustalonego, nie ma więc możliwości analizy zjawisk przejściowych. Badanie zjawisk dynamicznych, jak np. przepięcie atmosferyczne, wymaga włączenia do tego celu technik komputerowych, tj. programów do analizy elektromagnetycznych stanów przejściowych, np. EMTP-RV. Opracowane na potrzeby tego artykułu modele układów, po pewnych modyfikacjach sposobu odwzorowania niektórych elementów (m.in. ograniczników przepięć, słupów linii napowietrznej), zostały z powodzeniem wykorzystane do symulacji zjawisk zachodzących w przypadku wystąpienia przepięcia atmosferycznego, tj. uderzenia pioruna w przewody odgromowe lub fazowe linii napowietrznej. Wyniki tych symulacji zostaną przedstawione w odrębnej publikacji. LITERATURA [1] K. Szuchnik, Narażenia osłon/powłok kabli 110 kv od przepięć w układach ze specjalnym uziemieniem żył powrotnych na wprowadzeniu do stacji o dużej mocy zwarciowej - układ SPB, Przegląd Elektrotechniczny, nr 10, październik [2] J. Mahseredjian i C. Dewhurst, EMTP-RV User Manual, Version 3.5, [3] Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., Dobór ograniczników przepięć instalowanych na żyłach powrotnych kabli elektroenergetycznych 110 kv, 220 kv i 400 kv, Wytyczne projektowe wskazówki dla projektantów, [4] Working Group B1.18, Special Bonding of High Voltage Power Cables, CIGRE Technical Brochure 283, [5] Working Group B1.26, Earth Potential Rises in Specially Bonded Screen Systems, CIGRE Technical Brochure 347, [6] IEEE , IEEE Guide for Bonding Shields and Sheaths of Single- Conductor Power Cables Rated 5 kv through 500 kv. [7] IEC 60840, Power cables with extruded insulation and their accessories for rated voltages above 30 kv (Um = 36 kv) up to 150 kv (Um = 170 kv) - Test methods and requirements, [8] Working Group B1.04, Maintenance for HV cables and accessories, CIGRE Technical Brochure 279, [9] IEC , Insulation co-ordination - Part 4: Computational guide to insulation co-ordination and modelling of electrical networks, [10] Working Group 07 of Study Committee 21, Guide to the protection of specially bonded cable systems against sheath overvoltages, CIGRE, [11] IEC , Electric cables - Calculation of the current rating - Part 1-1: Current rating equations (100 % load factor) and calculation of losses - General, [12] Protektel Sp.j., Karta katalogowa ograniczników przepięć PROXAR-IVN AC, ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM... 79

80 80 ANALIZA PRZEPIĘĆ W POWŁOKACH KABLI 110 KV W LINIACH ZE SPECJALNYM UZIEMIENIEM...

81 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ Sławomir Noske ENERGA-OPERATOR SA CIGRE - Conseil International des Grands Reseaux Electriques - jest międzynarodowym stowarzyszeniem, którego celem jest ułatwianie wymiany wiedzy technicznej i informacji dotyczących wytwarzania i przesytu energii elektrycznej przy wysokich napięciach. Organizacja istnieje od 1921r., Polska była jej członkiemzałożycielem. W Polsce komitetem krajowym CIGRE jest Polski Komitet Wielkich Sieci Elektrycznych - PKWSE. W ramach CIGRE funkcjonuje 16 komitetów studiów. Obszary zainteresowań poszczególnych komitetów obejmują zagadnienia związane funkcjonowaniem systemów elektroenergetycznych pod kątem zagadnień technicznych, ekonomicznych, środowiskowych, organizacyjnych i regulacyjnych. Efektem prac Komitetów Studiów oraz działających w ramach ich struktur grup doradczych i roboczych jest opracowywanie broszur technicznych, które odzwierciedlają aktualny stan wiedzy z danej tematyki. Aktywnie ekspertów z 64 krajów pracuje w ok. 230 grupach roboczych. W 2015 opracowali oni ponad 40 broszur technicznych. Szczególnie cenne jest seria Green Boocks. Do tej pory została zebrana wiedza m. in. W takich tematach, jak: linie napowietrzne, akcesoria dla najwyższych napięć linii kablowych z izolacja wytłaczaną, czy też sieć telekomunikacyjna w przedsiębiorstwach energetycznych. Zagadnieniami w zakresie linii kablowych zajmuje się Komitet studiów (SC) B1. Jest on odpowiedzialny za wszystkie aspekty dotyczące lądowych i morskich sieci kablowych. Zakres prac SC B1 obejmuje: teorię, projektowanie, wdrażanie, produkcję, instalację, testowanie, eksploatację i konserwację oraz techniki diagnostyczne sieci kablowych AC i DC. W rok 2016 aktywnie pracowało w ramach CIGRE SC B1 osiemnaście grup roboczych. W czasie sesji CIGRE 2016 podjęto decyzje o powołaniu kolejnych trzech: WG B1.58 Asset Management in MV Cables Networks, WG B1.60 Maintenance of HV Cable Systems, WG B1.61 Installation of HV Cable Systems. Tematami wiodącymi, w ramach których przyjęte zostały referaty na Sesję Generalną CIGRE 2016, były: nowoinstalowane lub modernizowane systemy kablowe, najlepsze przykłady wykorzystywania istniejących systemów kablowych, linie kablowe w sieci przyszłości. W ramach tych tematów zgłoszone zostały artykuły. Poniżej przedstawiono informacje o zakresie artykułów przyjętych na Sesję Generalną CIGRE NOWOINSTALOWANE LUB MODERNIZOWANE SYSTEMY KABLOWE W ramach tego tematu wiodącego na Sesję Generalną CIGRE przyjęto 9 artykułów. Tematyka obejmowała głównie obszary projektowania i budowy nowych linii kablowych, eksploatacji oraz zagadnienia związane z ochroną środowiska. Przedstawiane w artkułach przykłady budowy linii kablowych między innymi poruszają zagadnienia rodzących się wyzwań w procesie projektowania i budowy. CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ 81

82 W dokumencie B1.103 opisany jest proces projektowania linii kablowej 220 kv w Auckland w Nowej Zelandii. Linia o długości 36 km, składająca się z 4 sekcji projektowana była przez ponad 3 lata. Kluczowymi wyzwaniami dla zespołu projektowego były, w tym przypadku, wymagania techniczne w szczególności obejmujące: zaprojektowanie produkcji i montażu kabla 220 kv o przekrojach 2500 mm² i 1600 mm² oraz osprzętu, w tym muf przejściowych, zaprojektowanie i weryfikacja konstrukcji nośnej kabla na długości 1,4 km przez most Auckland Harbour Bridge, tak aby zabezpieczyć linię kablową przed ruchami poziomych i pionowych mostu, konstrukcja mechanizmu dylatacji na moście (rys. 3) i weryfikacja mechanicznego zachowania kabla po poddaniu symulacji oddziaływania termo-mechanicznego oraz ruchu i drgań mostu, montaż kabli 220 kv i powiązanych kabli światłowodowych w jednym odcinku bez łączeń na nieustannie drgającej konstrukcji mostu, określanie właściwości mechanicznych i zachowania termo-mechaniczne kabli 220 kv. Rysunek 3. Mechanizm dylatacji wykonany na moście [3] Kolejna grupa artykułów skupia się na obszarze zarządzania siecią kablową. W artykule B1.104 przedstawione zostały metody stosowane przez przedsiębiorstwo energetyczne Tata Power Co. Ltd w Indiach w mieście Mumbai. Są tam eksploatowane kable z różnego typu izolacją (gazowa, olejowa, XLPE). Praktyki eksploatacji są dostosowane do rodzaju kabla. Metody eksploatacji kabli XLPE obejmują między innymi: inspekcje trasy linii kablowych, termowizję głowic, detekcję ultradźwiękami, pomiary prądu w osłonowych, czyszczenie izolatorów porcelanowych poprzez zraszanie wodą, kontrolę połączeń uziemiających. Dla kabli z izolacją olejową i gazową są to: codzienne monitorowanie ciśnienia oleju i gazu, ocena ciśnienia gazu, uzupełnianie olej, gdy ciśnienie spada poniżej wymaganego poziomu, wymiana butli z gazem w celu utrzymania ciśnienia gazu w napełnionym gazem kablu. W zakresie opisanych w artykule zabiegów eksploatacyjnych bardzo ważne są te metody, które pozwalają wykrywać zagrożenia i podejmować działania prewencyjne: pomiary termowizyjne i ultradźwięków. Stosowanie pomiaru ultradźwięków pozwala wykrywać 82 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ

83 miejsca, w których następuje jonizacja, miejsca wyładowań niezupełnych. W artykule zostały przedstawione przykłady wykrytych wad na bardzo wczesnym etapie. Jeden przykład defektu pokazany jest na rysunku 4. Rysunek 4. Wykryty czarny punkt, poziom sygnału 17 db [4] Metody termowizyjne stosowane są cyklicznie. Dla linii NN pomiary na głowicach dokonywane są co miesiąc, dla kabli WN raz na kwartał. W związku z dużą intensywnością prac zimnych w obszarze miasta uszkodzenia mechaniczne stanowią blisko 50% wszystkich awarii. Działania prewencyjne w tym zakresie stanowią ważny element ograniczenia ryzyka awarii. W artykule B1.106 opisano proces projektowania, instalację i uruchomienie nowatorskiego system chłodzenia kabla 230 kv. Po zainstalowaniu nowego systemu kablowego 230 kv XLPE, pomiary temperatury poprzez światłowód ujawnił, że istnieje hot spot, który wymaga łagodzenia wpływu rury parowej i obniżanie temperatury systemu kablowego o około 20%. Ocena, badania i modele matematyczne wykazały, że grawitacyjny system chłodzenia wodą powinien być wystarczający. Takie chłodzenie, w dużej mierze bezobsługowe, zaprojektowano i zastosowano zapewniając wymianę ciepła w istniejącym hot spot poprzez obniżenia temperatury otoczenia. Wstępne testy wykazały dobrą zgodność pomiędzy modelem a rzeczywistymi pomiarami. Schemat układu chłodzenia przedstawiono na rysunku 5. Rysunek 5. Schemat układu chłodzenia zastosowany do obniżenia temperatury w hot spot [6] W zakresie nowych rozwiązań w liniach kablowych dokument B1.102 prezentuje nowe rozwiązania muf wykorzystanych w trakcie budowy odcinka linii 275 kv łączącego dwa systemy w Japonii. Po raz pierwszy, w opisywanym przykładzie, zastosowano nowe mufy adoptowane do napięcia 275 kv, skracające czas montażu o 50%. CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ 83

84 Artykuł B1.107 opisuje rozwój konstrukcji kabli i osprzętu do połączeń podmorskich HVAC. Przykład ten informuje o projektowaniu i testowaniu systemu kabli morskich 400 kv w Korei. Opisany system zawiera kabel, mufy i głowice. Na podstawie zaleceń CIGRE opracowano i zastosowano zestaw testów zarówno elektrycznych, jak i mechanicznych. Ponadto opracowano test długoterminowy przyspieszonego starzenia. Badania rozwojowe zostały pomyślnie zakończone. NAJLEPSZE PRZYKŁADY WYKORZYSTYWANIA ISTNIEJĄCYCH SYSTEMÓW KABLOWYCH Publikacje dotyczące najlepszych przykładów wykorzystanie istniejących systemów kablowych obejmują aż 17 artykułów. Skupiają się one w obszarach: oceny stanu technicznego i diagnostyka systemów kablowych, tendencji w zakresie monitorowania kabli i akcesoriów, doświadczeń w zakresie modernizacja i metody pokrewnych oraz tendencji rozwoju strategii utrzymania (eksploatacji). Przykład optymalizacji procesu eksploatacji sieci kablowych został przedstawiony w dokumencie B Prace w tym zakresie podjęło przedsiębiorstwo Interconexión Eléctrica (ISA) działające w Ameryce Południowej. Działania były prowadzone przez inżynierów tej firmy przy wsparciu zewnętrznych ekspertów. Celem prac było zmniejszenie kosztów utrzymania sieci i poprawa niezawodności pracy linii kablowych z izolacją XLPE we wszystkich krajach, w których ISA prowadzi działalność. Dążono do wykorzystania najnowszych technologii związanych z pomiarem temperatury kabli i pomiarem wyładowań niezupełnych w mufach i głowicach. Prace rozpoczęto od analizy przyczyn awarii, określając te najczęstsze: uszkodzenia kabli, spowodowane przez osoby trzecie, uszkodzenia zewnętrznej powłoki kabli spowodowane przez osoby trzecie, uszkodzenie elementów metalowych spowodowane przez osoby trzecie lub korozję, przenikanie wilgoci do izolacji, zewnętrzne naprężenia mechaniczne spowodowane ruchem gleby- skurcz termiczny (Snaking), błędy w montażu, awarie systemu wymuszonego chłodzenia (jeżeli są zainstalowane). Po zdefiniowaniu głównych przyczyn awarii i ich prawdopodobieństwa wystąpienia dokonano analizy metod konsekwencji i skutków awarii. Dokonano także analizy czynności konserwacyjnych, które mogą zostać podjęte w celu złagodzenia skutków awarii. W pracach nad rozwojem systemu zarządzania siecią kablową wykorzystano metodę Reliability Centered Maintenance (RCM). Obecnie RCM jest wykorzystywany w wielu gałęziach przemysłu: petrochemicznym, gazowm, energii elektrycznej, transportu publicznego, zarządzania budynkami, w przedsiębiorstwach wojskowych. Metodologia RCM różni się od stosowanej dotychczas koncepcji technicznej, która skupia się na sprzęcie lub obiektach, starając się utrzymać go przez realizowanie zadań, które można zrobić". RCM skupia się na systemie, aby utrzymać jego podstawowe funkcje, poprzez zadania, które "powinno być zrobione". Ponadto kluczowe jest gromadzenie i analiza danych oraz ciągła analiza awaryjności. Opracowywana strategia eksploatacji skupiała się na predykcyjnej konserwacji. Jest ona oparta o pomiary stanu urządzeń w celu dokonania oceny ryzyka awarii w danym okresie czasu, a następnie podjęcie odpowiednich działań w celu uniknięcia prawdopodobnej awarii. Wybrane badania i czynności eksploatacyjne obejmowały między innymi systemy: monitorowania temperatury kabli DTS, 84 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ

85 pomiaru wyładowań niezupełnych PD, termograficznej inspekcji głowic, pomiaru prądów krążących w powłokach metalowych systemów crossbonding. W ramach konserwacji prewencyjnej określono także cykliczne zabiegi mające na celu zmniejszenie prawdopodobieństwa awarii lub degradacji. Według opracowanych zasad konserwacji zapobiegawczej będą wykorzystywane następujące zadania: kontrola trasy linii w dziennych minimum i maksimum miesięcznych odstępach zależnie od warunków, próby napięciowe powłoki co pięć lat, coroczne inspekcje wizualne połączeń w link boxes, kontrola wzrokowa głowic, każdego roku, czyszczenie izolatorów głowic w zależności od warunków osadzanie zanieczyszczeń w danym miejscu, oględziny systemu uziemienia, co roku, pomiar rezystancji uziemienia, co 5 lat, co miesięczna kontrola wzrokowa struktur takich jak tunele, galerie, studzienki. Zadanie zakończono opracowując finalny program działań. Szacuje się zmniejszenie kosztów eksploatacji o 40%. Artykuł B1.202 przedstawia metody oceny stanu sieci kablowych WN i NN wykonanych kablami w izolacji wytłaczanej XLPE oraz linii ułożonych kablami o izolacji papier+olej o ciśnieniu zewnętrznym nazywanych kablami rurowymi (High-pressure pipe-type - HPPT) na terenie USA. Opisane zostały wyniki rozległych badań terenowych prowadzonych w celu zapewnienia wczesnego wykrycia potencjalnych awarii. Autorzy przedstawili listę kluczowych elementów kontrolnych, w tym ewentualnych degradacji i możliwości naprawczych. Artykuł B1.203 prezentuje proces wyboru optymalnego systemu do badań i testów linii kablowych o napięciu do 115 kv z wytłaczaną izolacją eksploatowanych w Tajlandii. Poszukiwane rozwiązanie miało zastąpić testy wykonywane napięciem stałym uznanym za niebezpieczne dla kabli z tego typu izolacją. Opisany proces selekcji był skupiony na lokalnych potrzebach, takich jak masa systemów probierczych zapewniająca łatwość transportu i zużycie energii, ale także skuteczność testu, długości kabli możliwych do badania i możliwości pomiaru wyładowań niezupełnych. Proces selekcji oparty o wielokryterialne analizy doprowadził do wyboru systemu testowego wykorzystującego napięcie tłumiony AC (DAC). Duże zainteresowanie metodami diagnostycznymi dotyczy także kabli SN. Artykuł B1-205 przedstawia doświadczenia z monitoring wyładowań niezupełnych (PD) w sieci SN dokonywanych online (podczas pracy systemu). Celem diagnostyki PD jest wykrycie słabych punktów w układzie izolacyjnym przed awarią. Opisana technologia wykorzystuje dwa czujniki na obu końcach układu i umożliwia detekcję i lokalizację źródła PD. Istotne jest, że kabel badany jest w rzeczywistych warunkach pracy. Nie potrzeba w tym wypadku stosować dodatkowego źródła napięcia. Autorzy wykazują, że pomiar PD może trwać miesiące lub lata przed awarią, a stosowanie takiego badania może poprawić niezawodności pracy sieci, ograniczyć wskaźniki awaryjności takie jak SAIDI i SAIFI. Kolejną metodą diagnostyczną, jest analiza rozpuszczonego gazu (Dissolved Gas Analysis -DGA) - artykuł B Metoda ta może być stosowana dla kabli olejowych typu Self Contained Oil-Filled (SCLF) do kontroli nieprawidłowości lub regularnych zabiegów konserwacyjnych. Do prawidłowego wykrywania zagrożenia awarią niezbędne jest zdefiniowanie jaki poziom wykrytych gazów jest krytyczny i wymaga wykonania konserwacji naprawczej. Ten artykuł prezentuje nową, zaktualizowaną macierz kryterium kabli SCLF z bardzo dokładną diagnozę w oparciu o analizę wzorców. CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ 85

86 Ciekawe rozwiązanie dotyczące inspekcji linii kablowych zostało przedstawione w B Opisano w nim rozwój systemu utrzymania prowadzonego w długim tunelu kablowym za pomocą robota. W tunelu kablowym o długości 8,5 km wykonanym pomiędzy Francją i Hiszpanią (średnica 3,5 m) prowadzone są dwa kable HVDC (320 kv). Ze względu na ograniczenia środowiskowe, tunel jest dostępny jedynie na swoich końcach. Ograniczony dostęp do tunelu wymagał rozwoju zautomatyzowanego pojazdu, robota do konserwacji. Pojazd ten może wykonywać czynności konserwacyjne, profilaktyczne bez bezpośredniego udziału pracowników. Zapewnia także transport pracowników do prac naprawczych i konserwacyjnych w tunelu, a czujniki i kamery zapewniają bezpieczną oraz niezawodną eksploatację. Rysunek nr 7 przedstawia robota w tunelu. Rysunek 7. Zdjęcia robota do kontroli linii kablowej w tunelu [16] Kolejne specyficzne warunki pracy linii kablowych dotyczą sieci zasilających wiatrowe farmy morskie. Opis rozwijanych metod eksploatacji morskich linii kablowych WN i SN przedstawia artykuł B Ten dokument opisuje metod monitorowania stosowane przez brytyjskich operatorów sieci kablowych. Przykład sieci przedstawiono na rysunku 8. Rysunek 8. Schemat sieci zasilających farmy wiatrowe off-shore [19] Stosowany serwis, oparty o czas eksploatacji (Time Based Management TBM), został zastąpiony przez eksploatację opartą o ocenę stanu technicznego (ang. Condition-based maintenance CBM). Zgodnie z dokumentami CIGRE TB379 i TB398, zawierającymi strategię dla systemów lądowych uznaję się, że kable morskie mają krótszą żywotność, a więc musi być stosowane inne podejście w zakresie prowadzenia eksploatacji. W artykule opisano zastosowania metod diagnostycznych takich jak: pomiar wyładowań niezupełnych on line, prądu powłoki, monitorowania 86 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ

87 jakości energii i temperatury kabli. Dwa studia przypadków pokazują, że 90% problemów elektrycznych będzie zidentyfikowane przez diagnostykę. Choć nowoczesne systemy diagnostyczne pozwalają ograniczać ilość awarii, to jednak nie doprowadzą do ich wyeliminowania. Oprócz metod diagnostycznych są także potrzebne systemy do lokalizacji awarii. W artykule B1-215 przedstawiono rozwój nowych technologii dla lokalizacji kabli morskich. Ustalenie właściwego położenia kabla podmorskiego ma zasadnicze znaczenie dla instalacji, konserwacji i naprawy. Dla ochrony przed uszkodzeniami, wiele z tych kabli jest zakopanych w dnie morskim, co zwiększa trudności lokalizacji miejsca awarii. Nowe 3-osiowe magnetometry poprawiają efektywność niezawodnej lokalizacji, zarówno dla podmorskich kabli AC i HVDC. Generacja rozproszona wprowadza także nowe wyzwania w stosunku do Operatorów Systemu Przesyłowego, jednym z tych wyzwań jest efektywny przesył energii z źródeł odnawialnych. W artykule B1-213 opisano działania belgijskiego OSP wykorzystującego pomiar temperatury systemu kablowego w czasie rzeczywistym (RTTR) w celu lepszej kontroli przepływu obciążenia w strategicznym obwodzie 150 kv. System obejmuje bezpieczne i kontrolowane przeciążenia kabli z pomocą rozproszonego pomiaru temperatury (DTS) oraz RTTR. W artykule opisano doświadczenie OSP z instalacji, typowe problemy i ogólne zalecenia dotyczące eksploatacji tego typu systemu kablowego. LINIE KABLOWE W SIECI PRZYSZŁOŚCI Z tego obszaru zostało przyjętych 14 artykułów, które swym zakresem obejmują: wyższe napięcie kabli AC i DC, nowe funkcje oczekiwane od systemów kablowych, integracja kabli i akcesoriów w sieci oraz innowacyjne typy kabli. Pierwszego obszaru, rozwiązań na coraz wyższe poziomy napięcia, dotyczy artykuł B Dokument opisuje pomyślny rozwój linii kablowych z izolacją wytłaczaną HVDC XLPE dla napięcia 525 kv włącznie. Nowy system może przekazywać 50% więcej mocy w porównaniu do obecnego poziomu napięcia 320 kv DC. Natomiast w artykule B1.312 opisano badania nowej konstrukcji kabla do układania w głębokiej wodzie, kabla 420 kv HVAC. Kabel ten zastosowano w Norwegii, aby połączyć dwa fiordy. Ma on łączną długość około 32 km. Prace obejmowały również rozwój i testowanie systemu muf fabrycznych i naprawczych. Ze względu na głębokości montażu, do 390 m przeprowadzono specjalne testy. Program testowy został opracowany w oparciu o zalecenia CIGRE 303 TB i TB 490. Przekrój poprzeczny kabla został przedstawiony na rysunku 9. Rysunek 9. Przekrój poprzeczny morskiego kabla 420 kv HVAC[37] CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ 87

88 Kolejną projektowaną linię kablową opisano w artykule B Jest to system Nordlink HVDC, nowe połączenie HVDC pomiędzy Norwegią i Niemcami zaplanowano do realizacji w 2020 roku. Będzie to najdłuższy system kabla HVDC na świecie. System HVDC dostarczy 1400MW przy napięciu znamionowym 515 kw DC. Dokument skupia się na badaniach geotechnicznych przeprowadzonych w celu scharakteryzowania gleby i zidentyfikować wąskie gardła termicznych. Ciekawe rozwiązania w zakresie podłączeń kablowych dla farm wiatrowych pływających zostały zaprezentowane w artykule B Ten japoński dokument pokazuje rozwój dynamicznego systemu kablowego do 22 kv i 66 kv, nadającego się do podłączenia pływających generatorów i stacji. System został zaprojektowany dla żywotności 20 lat. Analiza żywotności obejmowała analizę zmęczenia, a także eksperymentalne testy na rzeczywistych kablach. Połączenie poprzez układ Lasy Waves (rys. 10) z bojami pośredniczącymi zostało wybrane jako docelowe. System do turbin wiatrowych (7 MW), w ramach projektu demonstracyjnego, został pomyślnie zainstalowany i jest w eksploatacji. Rysunek 10. Analizowane rozwiązania połączeń kablowych [27] LITERATURA (artykuły przyjęte na sesje generalna CIRGE 2016). [1] B kv North Auckland and Northland (NAaN) Project in Auckland, New Zealand, N. RAHMAN, [2] B1.104 Monitoring and up-gradation of Underground Cable Network by various methods, N. SIRDESAI, D. M. MIRASHI [3] B1.106 BC Hydro Experience to Mitigate a Hot Spot Along a 230kV XLPE Cable Circuit Using a Novel Cooling Solution, S. CHERUKUPALLIG. J. ANDERS, H. BRAKELMANN [4] B1.107 Development of AC 400kV XLPE Submarine Power Cable System, S.B. Lee*, S.Y. Kim, H.S. Yoon, W.J. Lee, D.S. Cho, S.H Son, H.D. Park, S.I, Jeon, J.Y Koo [5] B1.201 Maintenance Strategies Developed for the Underground Transmission Systems of ISA Interconexión Eléctrica, A. P. LOZANO, M. S. MEDINA, J. C. R. LOPES, T. M. de LIMA [6] B1.202 Utility Experience with Field Condition Assessment of High Voltage Underground Cable Systems, E.C. BASCOM, M.A. PASHA, V.D. ANTONIELLO [7] B1.203 Field Testing of High Voltage Cable: The Experience with AC Test on 115 kv Cables in MEA Thailand, A. RAJAKROM [8] B1.205 Learning from on-line monitoring of medium voltage power cables with PD and fault location, B.C. VAN MAANEN, D. HARMSEN, P. BLEEKER, T. BROERSMA 88 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ

89 [9] B1.207 Improvement of Dissolved Gas Analysis Technique for Oil-Filled Cable Facilities and Practical Application of Gas Analysis Technique to XLPE Cable Facilities, M. SOGA, S. KOBAYASHI, H. OKUNO, H. KANEKO, H. SUZUKI [10] B1.208 Development of a Robot for Maintenance Work in the Spanish-French Electrical Interconnection Tunnel, J.ARÉVALO, R. SEBASTIÁ [11] B1.211 Maintenance strategies for MV/HV subsea cable networks for renewable through the application of holistic electrical condition monitoring (CM) technology including on-line partial discharge, R. Giussani, R. Wilson, M. Seltzer- Grant [12] B1.213 Belgian experience with real time thermal rating system in combination with distributed temperature sensing techniques, P. Leemans, B. Mampaey [13] B1.215 Submarine Cable Location New technology development and testing, C.E.HILLESUND, J.WAITE, J.E.RYGH, O.P.HOBBERSTAD, [14] B.301 A new voltage level for extruded DC cables, M SALTZER, A GUSTAFSSON, M JEROENSE, H GHORBANI, J F FÄLTH, T QUIST, P BERGELIN [15] B.312 The world longest and deepest 420 kv XLPE submarine cable, A. STAMSAAS, H.TOLLEFSEN, H.L.HALVORSON [16] B.313 Thermal characterization of seabed along the NordLink cable route results and comparison of measurement methods, G.EVENSET, L.E.KIÆR, K.KINGMAN, R.v.d.THILLART CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ 89

90 90 CIGRE KOMITET STUDIÓW B1 KABLE KLUCZOWE OBSZARY DZIAŁAŃ

91 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH W WYNIKU ZASTOSOWANIA NOWYCH NISKO-STRATNYCH PRZEWODÓW Waldemar Szpyra, Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Tadeusz Knych, Andrzej Mamala Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Niniejszy materiał został opublikowany w materiałach konferencyjnych APE'17 i czasopiśmie AE (przyjęty do druku do AE) OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH... 91

92 92 OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH...

93 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH... 93

94 94 OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH...

95 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH... 95

96 96 OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH...

97 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH... 97

98 98 OGRANICZANIE STRAT ENERGII W ELEKTROENERGETYCZNYCH LINIACH PRZESYŁOWYCH...

99 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH Krzysztof Ściobłowski Energoprojekt Kraków SA PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH 99

100 100 PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH

101 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH 101

102 102 PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH

103 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH 103

104 104 PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH

105 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH 105

106 106 PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH

107 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH 107

108 108 PRZEWODY ELEKTROENERGETYCZNE W LINIACH NAPOWIETRZNYCH

109 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE DO BUDOWY ENERGETYCZNIE EFEKTYWNYCH LINII WN O OBNIŻONYCH STRATACH I WYDŁUŻONYCH PRZĘSŁACH, OSZCZĘDZAJĄCYCH ŚRODOWISKO NATURALNE I REDUKUJĄCYCH KOSZTY BUDOWY LINII Wojciech Sokolik, Piotr Trzeciak Zircon Poland Sp. z o.o. NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

110 110 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

111 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

112 112 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

113 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

114 114 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

115 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

116 116 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

117 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

118 118 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

119 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE

120 120 NISKOSTRATNE WYSOKOTEMPERATUROWE PRZEWODY O MAŁYM ZWISIE - NOWE PODEJŚCIE...

121 TEMPERATURA GRUNTU ZALEŻNIE OD JEGO UZBROJENIA I ZAGOSPODAROWANIA Janusz Jakubowski innogy Stoen Operator Sp. z o.o. Wstęp Jednym z podstawowych zadań projektanta linii kablowej jest określenie obciążalności tej linii. Obciążalność można wyznaczyć korzystając z danych katalogowych kabli uwzględniając czynniki ją ograniczające, można także wykorzystać specjalistyczne oprogramowanie. W każdym przypadku czynnikiem determinującym wynik jest temperatura gruntu, w którym ułożona zostaje linia kablowa. Zazwyczaj korzysta się tu z danych podręcznikowych, lub przyjmuje się z góry najbardziej prawdopodobne wartości. W niniejszej informacji przedstawiono wyniki rzeczywistych badań temperatury gruntu w różnych warunkach ułożenia linii kablowej 110 kv. Sposób uzyskania danych W końcu 2011 roku wybudowana została stacja transformatorowa 110/15 kv RPZ Stadion. Stacja umieszczona w bryle Stadionu Narodowego zapewnia zasilanie nie tylko Stadionowi, ale także sąsiedniemu obszarowi miasta. Stacja została zasilona z sieci 110 kv liniami kablowymi relacji RPZ Powiśle RPZ Stadion i RPZ Stadion RPZ Wschodnia. Do budowy linii użyto kabli polietylenowych, miedzianych o przekroju mm 2. W żyle powrotnej kabla umieszczona została tuba zawierająca cztery włókna światłowodowe mające służyć pomiarowi temperatury kabla z wykorzystaniem urządzenia DTS. Na początku 2012 roku uruchomiono system pomiaru temperatury kabla. Pozwala on na uzyskiwanie profilu temperatury obu ww. linii z rozdzielczością temperaturową 0,1ºC i odległościową 0,5 metra. Kolejne pomiary uzyskuje się co 12 minut. System ten powstał jako narzędzie dedykowane przede wszystkim służbom ruchowym. Pozwala on przy współpracy z dedykowanym oprogramowaniem ostrzegać służby dyspozytorskie z wyprzedzeniem 3 godzin o możliwości osiągnięcia przez żyłę roboczą kabla temperatury 90ºC. Oprogramowanie oblicza spodziewaną temperaturę żył roboczych na podstawie mierzonej temperatury żył powrotnych i wartości prądu w linii. System pomiarowy umożliwia także dostęp do surowych danych pomiarowych, które można wykorzystać także w pracach projektowych (planistycznych). System pomiarowy stanowi swoisty termometr rozłożony przestrzennie wzdłuż trasy linii kablowej. Jeżeli linia kablowa jest wyłączona z ruchu przez czas kilkukrotnie dłuższy niż jej temperaturowa stała czasowa, to można przyjąć że temperatura rejestrowana przez system jest temperaturą otaczającego linię gruntu. TEMPERATURA GRUNTU ZALEŻNIE OD JEGO UZBROJENIA I ZAGOSPODAROWANIA 121

122 Warunki wykonania pomiaru Linia kablowa 110 kv relacji RPZ Powiśle RPZ Stadion została wyłączona do pomiaru 4 marca 2017 roku z godziny 5:15, czyli po około 70 godzinach od chwili wyłączenia linii. Aby uniknąć ciepła strat dielektrycznych występujących w izolacji linia została obustronnie wyłączona, odłączona i jednostronnie uziemiona. Temperatura powietrza w ciągu trzech dni pomiarowych wahała się od 0..1 stopnia w nocy do 2..3 stopni w dzień. W chwili wyłączenia linii płynął nią prąd o natężeniu około 100 A. Na podstawie serii otrzymanych pomiarów temperatury w wybranych miejscach linii kablowej oszacowano cieplną stałą czasową linii. Wynosiła ona zależnie od miejsca od 3:30 do 5:00 godzin. Dłuższe stałe czasowe zarejestrowano w miejscach o dużej wilgotności. Przyjęty czas 70 godzin od wyłączenia do zarejestrowania profilu temperaturowego stanowi przynajmniej 14 cieplnych stałych czasowych linii, przez co można przyjąć, że zarejestrowane temperatury są faktycznie temperaturami otaczającego linię gruntu. Przykładowe wyniki Poniżej przedstawiono wyniki z pomiarów temperatury gruntu w zależności od miejsca, zagospodarowania i uzbrojenia terenu. Tereny zielone, skwery, parki z nawierzchnią trawiastą i słabym (lub bez) uzbrojeniem podziemnym 1) Skwer prof. Kahla, głębokość ułożenia linii 1,3..1,5m, linia w betonicie temperatura 3,8...4,6ºC. 2) Tereny zielone pomiędzy jezdniami Wisłostrady, głębokość ułożenia linii 1,3..1,5m, linia w betonicie temperatura 3,8..6,0ºC. 3) Pas zieleni wzdłuż ul. Wybrzeża Szczecińskiego, skraj chodnika w odległości około 1 metra od osi linii, głębokość ułożenia linii 1,3..1,5m, linia w betonicie temperatura 4,0..4,6ºC. Temperatury: minimalna = 3,8ºC; maksymalna = 6ºC; średnia = 4,5ºC. Tereny zielone z nawierzchnią trawiastą i gęstym uzbrojeniem podziemnym głównie linie kablowe 15 kv 4) Teren trawiasty po południowej stronie Centrum Nauki Kopernik, skrzyżowania z ławami kabli 15kV, głębokość ułożenia linii 110kV 1,5..2m, kable w przepustach rurowych 200mm, nienapełnianych temperatura 9,0..12,4ºC. Temperatury: minimalna = 9ºC; maksymalna = 12,4ºC; średnia = 10,7ºC. Tereny pod przykryciem betonowym, z płyt chodnikowych (kostka bauma) lub asfaltowym (za wyjątkiem jezdni) 5) Teren po południowowschodniej stronie ul. Tamka i dawnej jezdni ul. Wisłostrada, dojście do Mostu Świętokrzyskiego, obszar przyczółka mostowego, sąsiedztwo ław kabli 15kV (odległość około 1 metra), skrzyżowania z ciepłociągami o dużych średnicach, głębokość ułożenia linii 1,5..2m, kable w przepustach rurowych nienapełnianych temperatura 16,4..18,0ºC. 6) Bulwar pieszo-rowerowy na zachodnim brzegu Wisły, głębokość ułożenia od 3..4m (bulwar na nasypie) w rurach 225mm napełnionych wodą (początek przewiertu wiślanego) temperatura ,6ºC. 122 TEMPERATURA GRUNTU ZALEŻNIE OD JEGO UZBROJENIA I ZAGOSPODAROWANIA

123 7) Nawierzchnia z płyt betonowych parkingu przy Stadionie Narodowym, głębokość ułożenia linii 1,5..2m w przepustach rurowych 200mm nienapełnianych temperatura 10,5..11,8ºC. Temperatury: minimalna = 10,5ºC; maksymalna = 18,6ºC; średnia = 15,2ºC. Skrzyżowanie z jezdniami, wszystkie skrzyżowania wykonane w rurach 200mm nienapełnianych, przejście pod jezdnią na głębokości 2,5..4 metry. 8) Pod ulicą Zajęczą temperatura 11,5..13,4ºC. 9) Pod ulicą Tamka temperatura 13,2..17,7ºC. 10) Pod ul. Wybrzeże Szczecińskie temperatura 9,3..12,0ºC. Temperatura: minimalna = 9,3ºC; maksymalna = 17,7ºC; średnia = 12,9ºC. Inne miejsca charakterystyczne 11) Skrzyżowanie linii kablowej z tunelem Wisłostrady (linia wyżej), kable ułożone w rurach na stropie tunelu, pod przykryciem 1,3 metra ziemi, rury 200mm niewypełnione temperatura 0,7..2,0ºC. 12) Skrzyżowanie z ciepłociągiem 2x500 (ciepłociąg w kanale betonowym), linia pod ciepłociągiem, kable w przepustach 200mm niewypełnionych temperatura 20,7ºC. 13) Przewiert głęboki pod korytem Wisły, rury 225mm napełnione wodą, 5..7 metrów pod dnem rzeki temperatura 11,5...13ºC. 14) Pas zieleni wzdłuż ul. Wybrzeża Szczecińskiego chodnika w odległości około 1 metra od krawężnika (jak w punkcie 3), odcinek pod mostem kolejowym (efekt ekranu termicznego) temperatura 7,4..9,5ºC (poza tym odcinkiem temperatura wyniosła 4,0..4,6ºC). Wnioski Jak widać z przedstawionych wyżej wyników pomiarów, temperatura gruntu w terenie miejskim jest zróżnicowana. Głównymi czynnikami wpływającymi na temperaturę gruntu są: sposób pokrycia terenu (kostka, płyty, asfalt) oraz uzbrojenie podziemne. Wzrost temperatury gruntu przykrytego wywołany jest niższą wilgotnością, a przez to mniejszą przewodnością cieplną i gorszymi warunkami odprowadzania ciepła do obszarów odkrytych (chłodniejszych). Paradoksalnym wydaje się zarejestrowanie niższych temperatur pod jezdniami (asfalt jest praktycznie nieprzepuszczalny), lecz można to wytłumaczyć łatwiejszym oddawaniem ciepła do otoczenia przez powierzchnię asfaltową w porównaniu z innymi rodzajami pokrycia. Równie ważnym czynnikiem jest sąsiedztwo (skrzyżowania i zbliżenia) uzbrojenia terenu wydzielającego ciepło (kable energetycznych, ciepłociągi). Wpływ pojedynczych linii kablowych jest bardzo mały, problemem stają się skrzyżowania z pasami kabli składającymi się z kilku..kilkunastu linii. Szczególnie uciążliwym sąsiedztwem dla linii kablowych są ciepłociągi o znacznych średnicach, które zdecydowanie podnoszą temperaturę gruntu i przez to punktowo ograniczają przepustowość linii. Podsumowując, wspomniane w normie SEP 004 wypełnianie przepustów kablowych substancjami o znacznej przewodności cieplnej staje się istotne w miejscach o wyższej temperaturze gruntu. Należy dążyć do tworzenia możliwości odprowadzenia ciepła strat linii z obszarów cieplejszych do chłodniejszego sąsiedztwa. W skrajnych przypadkach można zastosować oddzielenia izolacyjne od zewnętrznych źródeł ciepła (ciepłociągi). TEMPERATURA GRUNTU ZALEŻNIE OD JEGO UZBROJENIA I ZAGOSPODAROWANIA 123

124 Przedstawione wyżej pomiary planowano powtórzyć w lecie, lecz z uwagi na znaczny zakres prac inwestycyjnych prowadzonych w sieci 110 kv w Warszawie, nie udało się uzyskać tak długiego wyłączenia istotnego dla sieci miasta ciągu 110 kv. Pomiary te planujemy powtórzyć w 2018 roku. 124 TEMPERATURA GRUNTU ZALEŻNIE OD JEGO UZBROJENIA I ZAGOSPODAROWANIA

125 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY Mirosław Schwann Kentia Firma Konsultingowa NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 125

126 126 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

127 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 127

128 128 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

129 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 129

130 130 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

131 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 131

132 132 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

133 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 133

134 134 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

135 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 135

136 136 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

137 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 137

138 138 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

139 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY 139

140 140 NOWE KONSTRUKCJE KABLI KORZYŚCI I PROBLEMY

141 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI DOŚWIADCZENIA TAURON DYSTRYBUCJA S.A. Lotar Zoworka TAURON Dystrybucja SA Oddział Opole BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

142 142 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

143 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

144 144 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

145 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

146 146 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

147 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

148 148 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

149 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

150 150 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

151 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

152 152 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

153 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

154 154 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

155 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI

156 156 BUDOWA I EKSPLOATACJA LINII NAPOWIETRZNYCH Z PRZEWODAMI WYSOKOTEMPERATUROWYMI...

157 ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE Adam Rynkowski Politechnika Gdańska Przedmiotem referatu jest przedstawienie zarysu postępowania dla oceny możliwości powstania zagrożenia korozyjnego i niebezpiecznego w podziemnych gazociągach przesyłowych na skutek krzyżowania i zbliżenia do nich trasy linii napowietrznych WN. Określenie generowanych napięć zakłóceniowych wymaga obliczenia ich wartości w zależności od konfiguracji i rodzaju sprzężeń mogących mieć miejsce w liniach elektroenergetycznych podczas normalnej pracy, jak również podczas zwarć, w warunkach obciążeń symetrycznych jak i niesymetrycznych. Pod uwagę powinny być wzięte napięcia generowane na drodze sprzężeń magnetycznych lub/i galwanicznych. O zagrożeniu może decydować wartość lokalna, ale przede wszystkim decyduje suma sił elektromotorycznych generowanych na całej długości zbliżeń czy skrzyżowań. Generowane napięcie na gazociągu, będące pochodną sumy sił elektromotorycznych zależy od upływności izolacji gazociągu (parametrów falowych gazociągu) jak również od warunków uziemienia linii oraz warunków odchodzenia linii zakłócanej od zbliżenia czy skrzyżowania. Zgodnie z wymaganiami Operatora Gazociągów Przesyłowych dla oceny zagrożenia eksploatacyjnego gazociągów pod uwagę powinny być wzięte napięcia generowane na drodze sprzężeń indukcyjnych mogących stanowić o niebezpieczeństwie porażenia elektrycznego lub uszkodzenia elektrycznego izolacji oraz korozyjnego gazociągów. Gęstość prądu w małych defektach nie powinna przekraczać 20 A/m 2. W referacie przedstawiono zarys metodyki i przykłady analizy i obliczeń napięć indukowanych oraz napięć i lokalnej gęstości prądu w gazociągach DN w zbliżeniu i skrzyżowaniu z trasami LN WN. 1. Wprowadzenie Zagadnienia zagrożeń związanych z indukowaniem napięć w długich obiektach liniowych ułożonych w pobliżu linii elektroenergetycznych dotyczy najczęściej gazociągów (DN) lub linii telekomunikacyjnych (TK). Są to obiekty zawierające w swojej budowie części metalowe izolowane od ziemi, gdzie pojawienie się nawet stosunkowo niedużego napięcia może spowodować zagrożenie porażeniem lub uszkodzeniem instalacji niskonapięciowych czy obiektów bez napięciowych (gazociągi). Zagadnienia oddziaływania linii elektroenergetycznych na gazociągi napowietrzne lub podziemne jest przedmiotem rozważań i obliczeń od wielu lat. Zgodnie z wymaganiami Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System dla oceny zagrożenia eksploatacyjnego gazociągów pod uwagę powinny być wzięte napięcia generowane na drodze sprzężeń indukcyjnych mogących stanowić o niebezpieczeństwie porażenia elektrycznego lub uszkodzenia elektrycznego izolacji oraz korozyjnego gazociągów. Gęstość prądu w małych defektach nie powinna przekraczać 20 A/m 2. Dotyczy to nie tylko odcinka gazociągu w obszarze zbliżenia, ale również w trasie gazociągów do najbliższego monobloku czy stacji ochrony katodowej. ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE 157

158 Przepisy dotyczące zagrożenia porażeniowego mają charakter bardziej ogólny i wynikają z norm dotyczących sieci i urządzeń elektroenergetycznych. W odniesieniu do niniejszego opracowania pod uwagę wzięto wymagania normy PN-E-05115:2002 Instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego o napięciu wyższym od 1 kv. W normie tej podane są m.in. charakterystyki dopuszczalnych napięć dotykowych rażeniowych w funkcji czasu doziemienia oraz zależności między napięciem dotykowym rażeniowym a prądem rażeniowym. Wg tych wymagań napięcie to nie powinno przekroczyć 65 V w przypadku długotrwałego oddziaływania linii na gazociąg, a dla krótkotrwałych przepięć, o czasie trwania mniejszym równym 0,15 s., nie powinno być większe od 575 V ( dla czasów zwarcia t z =0,6 s Ur <170 V). Określenie generowanych napięć zakłóceniowych wymaga obliczenia ich wartości w zależności od konfiguracji i rodzaju sprzężeń mogących mieć miejsce w liniach elektroenergetycznych podczas normalnej pracy, jak również podczas zwarć, w warunkach obciążeń symetrycznych jak i niesymetrycznych. Pod uwagę powinny być wzięte napięcia generowane na drodze sprzężeń magnetycznych lub/i galwanicznych. O zagrożeniu może decydować wartość lokalna, ale przede wszystkim decyduje suma sił elektromotorycznych generowanych na całej długości zbliżeń czy skrzyżowań. Generowane napięcie na gazociągu, będące pochodną sumy sił elektromotorycznych zależy od upływności izolacji gazociągu (parametrów falowych gazociągu) jak również od warunków uziemienia linii oraz warunków odchodzenia linii zakłócanej od zbliżenia czy skrzyżowania. Ocena zagrożenia korozyjnego musi być poprzedzona była koniecznością obliczenia parametrów falowych gazociągów o różnej izolacji i budowie. Impedancje falowe Z C i stałe propagacji γ dla gazociągów zawierają się w dość szerokich granicach odpowiednio (11-0,7) Ω i (0,4-0,02)/km. 2. Procedura postępowania W procedurze obliczania napięć zakłóceniowych generowanych w gazociągach określa się długość zbliżenia i wyznacza odległości d1 i d2 dla każdego 6-3 metrowego odcinka zbliżenia, będącego częścią całego zbliżenia tras linii napowietrznej i gazociągów. Odległości te zostają przeliczone na odległości równoważne a. Dla każdej odległości równoważnej oblicza się napięcie indukowane jednostkowe e i napięcie sumaryczne sue (SEM) przedstawiane i analizowane w funkcji długości trasy linii elektroenergetycznej. Obliczenia prowadzone są w całym zakresie rezystywności ziemi przypisanych do zbliżeń. Wyniki przedstawiane są dla wartości nominalnej lub pomierzonej rezystywności, dla warunków najmniej korzystnych. Do dalszych obliczeń bierze się pod uwagę większą sumaryczną wartość napięcia zakłóceniowego. Wartość tego napięcia przelicza się na wartość indukowanego napięcia z uwzględnieniem występujących współczynników redukcyjnych. Oblicza się również wpływ przewodów w ziemi ułożonych równolegle do gazociągu. Wyniki obliczeń i analiz przedstawia się na wykresach rozkładu indukowanych napięć wzdłuż długości poszczególnych zbliżeń. W wyniku kolejnych obliczeń określa się warunki, dla których oddziaływanie indukcyjne linii elektroenergetycznej nie stanowiłoby zagrożenia niebezpiecznego i korozyjnego dla gazociągów znajdujących się w tym obszarze. Obliczenia te obejmują nie tylko ocenę zmian wartości maksymalnych lokalnych e i sumarycznych SEM, ale zmiany napięć na gazociągach i gęstości prądu w małych defektach w funkcji długości zbliżenia i rezystywności gruntu otaczającego gazociągi. Pod uwagę bierze się zmianę rezystywności ziemi na gazociągach przedzielonych monoblokami izolacyjnymi, które to dla przebiegów falowych stanowią 158 ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE

159 otwarty koniec linii skutkujący wzrostem napięcia, jak również ewentualne zmiany w innych punktach węzłowych. Następnie prowadzi się obliczenia optymalizacyjne dotyczące zmniejszenia napięć indukowanych do poziomu, który zapewniałby napięcia na tyle niskie aby wzrost potencjału czy napięcia na gazociągu nie przekraczał wartości grożących uszkodzeniem izolacji czy też porażeniem elektrycznym osób związanych z dozorem lub eksploatacją gazociągów. W prowadzonych pracach uwzględnia się możliwość ułożenia równoległych do gazociągów przewodów redukcyjnych. Określenie wartości napięć na gazociągach jest podstawą do obliczeń gęstości prądu przemiennego dla małych defektów i ocena zagrożenia korozyjnego gazociągów. Ocena zagrożenia korozyjnego poprzedzona jest koniecznością obliczenia parametrów falowych gazociągów o różnej izolacji i budowie. Kolejnym etapem jest obliczenie napięć na gazociągach poza obszarem zbliżenia, przed i za nim, do najbliższych stacji z monoblokami lub punktami ochrony katodowej. Postępowanie takie jest realizowane w odniesieniu zarówno do krótkotrwałych prądów zwarciowych jak i długotrwałych prądów obciążeniowych w linii LN kv w zależności warunków. Wyniki obliczeń przedstawia się w tabelach i na wykresach rozkładu napięć indukowanych jednostkowych i sumarycznych wzdłuż długości poszczególnych zbliżeń. Zasada ta dotyczy również wyników i wykresów zmian napięć na gazociągach oraz lokalnych zmian gęstości prądu w małych defektach izolacji gazociągów. 3. Napięcia indukowane W podstawowym ujęciu indukowana SEM (napięcie indukowane), w izolowanych, metalowych, równolegle położonych przewodach, jest wprost proporcjonalna do indukcyjności wzajemnej (L), długości równoległego zbliżenia (l) oraz wartości prądu (I) generującego określone pole magnetyczne. Współczynnik r redukcyjny uzależnia wartość indukowanego napięcia od rodzaju linii, jej budowy oraz struktury uziemieniowej, w tym przewodów kompensujących, w obszarze rozpatrywanego zbliżenia E~ ωl. l. I (r) lub w ujęciu ogólnym dla przypadku linii napowietrznej niesymetrycznej z przewodem odgromowym: E= (Z pr I pr + Z po I po + Z m I o )٠(r) [V] Równanie ogólne wskazuje, że generacja napięć zakłóceniowych może zachodzić w warunkach pracy ciągłej linii oraz w warunkach obciążenia niesymetrycznego, czy awaryjnego. Przyczyną indukowania napięć w gazociągu może być przepływ prądu w przewodach fazowych, w przewodach odgromowych (żyłach powrotnych) oraz w ziemi (3I o ). Impedancje wzajemne Z zr, Z zp, Z m wynikające ze sprzężenia obwodu ziemnopowrotnego obiektu zakłócanego odpowiednio: z przewodami linii, z obwodami ziemnopowrotnymi przewodów odgromowych i z obwodami ziemnopowrotnymi linii (I o ). Ta ostatnia część równania ma szczególne znaczenie podczas zwarć jednofazowych, ale zachodzi również podczas pracy długotrwałej w warunkach niesymetryczności linii np. w układzie pionowym faz. Należy zwrócić uwagę, że działanie przewodów odgromowych w warunkach roboczych linii zwiększa wartość indukowanego SEM w gazociągu na skutek wzajemnego sprzężenia dwóch obwodów ziemnopowrotnych (OPGW-ziemia i DNziemia). Działanie to może być pomniejszone za pomocą przewodów redukcyjnych. ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE 159

160 W analizie i obliczeniach prowadzących do określenia wartości napięć indukowanych generowanych przez sieci trójfazowe stosuje się przede wszystkim metody związane z obwodami o składowych symetrycznych oraz z pojęciem obwodu ziemnopowrotnego. Trójfazowe układy niesymetryczne sprowadza się do składowych symetrycznych i obliczenia prowadzi się jak dla układów jednofazowych. W obliczeniach, prowadzonych zasadniczo na liczbach zespolonych, muszą być brane pod uwagę zagadnienia związane z rozpływem prądu zerowego przez ziemię oraz zagadnienia związane z ekranującym działaniem równolegle położonych metalowych obwodów ( np. metalowych ekranów, przewodów odgromowych). Z uwagi na wartość generowanych przepięć, dotyczy to szczególnie zjawisk zachodzących podczas przepływu prądów zwarciowych. Wymagane jest więc przeprowadzenie obliczeń zwarciowych w obwodach sieciowych, w których generowane są prądy zwarciowe i w których dochodzi do przedmiotowego krzyżowania czy zbliżenia. Istnieje konieczność wyznaczenia impedancji własnych i wzajemnych dla każdego elementu liniowego poszczególnych sieci oraz impedancji zgodnych i zerowych, w tym impedancji zerowej wynikającej ze sprzężenia obu linii elektroenergetycznych oraz jej zmniejszania z uwagi na obecność przewodów odgromowych. Brane pod uwagę są impedancje uziemienia stacji i miejsc występowania zwarć oraz odprowadzania prądów zwarciowych do ziemi. Ustalenie warunków geometrycznych dotyczących lokalnych zbliżeń, przeliczenie ich na równoważny układ równoległy oraz znajomość rozpływu prądów zwarciowych, prądów zwarcia i prądów uziomowych jest niezbędnym elementem w postępowaniu obliczeniowym dotyczącym zagrożenia zakłóceniowego i niebezpiecznego dla gazociągów. 4. Przykłady obliczeń 4.1. Linia napowietrzna Rys. 1. Przykładowy szkic słupa typu E33 M3. Zaznaczono wymiary konieczne do wyznaczenia impedancji własnych, wzajemnych, zgodnych i zerowych dla linii napowietrznej i obiektu zakłócanego 160 ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE

161 4.2. Prądy zwarciowe Tabela 1. Przykładowe prądy zwarciowe na początku i na końcu odcinków zbliżenia lp Obszar nr słupa nr słupa pasa p k Izp Izk Izp Izk - - ka ka ka ka 1 ZA ,4 37,6 5,5 5,8 2 ZB ,3 31,1 11,2 11,4 3 ZC ,7 28,2 13,6 14,2 4 ZD ,6 5,4 37,7 37, Rozkład pola magnetycznego Rys. 2. Rozkład pola magnetycznego w 500 m pasie 2-torowej linii napowietrznej w warunkach zwarciowych, na głębokości ułożenia gazociągów 1,2 m. Przeciwsobna kolejność faz,h=18,8 m. Rys. 3. Rozkład pola magnetycznego w otoczeniu 2-torowej linii napowietrznej na głębokości ułożenia gazociągów 1,2 m. Przeciwsobna kolejność faz (h=18,8 m, Idd=2500 A) ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE 161

162 4.4. Napięcia indukowane Rys. 4. Przykładowe wykresy podstawowych danych i wyników branych pod uwagę podczas obliczeń i analizy wartości napięć indukowanych w gazociągach gach DN1 i DN2. Pas 2x1000 m. Rys. 5. Wykresy podstawowych danych i wyników obliczeń napięć indukowanych w gazociągach podczas normalnej eksploatacji linii napowietrznej. Widoczne efekty oddziaływania If, Iodg i Ii ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE

163 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ 4.5. Napięcia zredukowanee oraz napięcia i gęstość prądu na gazociągach Rys. 6. Wykresy podstawowych danych oraz wyników obliczeń napięć indukowanych w gazociągach w warunkach pracy długotrwałej LN, z uwzględnieniem wpływu systemu uziemień redukcyjnych. Widoczne przebiegi napięcia na gazociągu oraz gęstości prądu w małych defektach. Szerokość pasa oddziaływania 2x500 m 5. Podsumowanie Wykonane dotychczas obliczenia i analizy pozwalają na stwierdzenie, że linie napowietrzne kv pracując w zbliżeniu do gazociągów gów wysokiego ciśnienia w obszarach zbliżeń i krzyżowań tras indukują napięcia, które mogą stanowić zagrożenia niebezpieczne i korozyjne dla infrastruktury przesyłowej gazu. Napięcia sumaryczne SEM indukowane w gazociągach gach DN podczas krótkotrwałego przepływu prądu zwarciowego w zakresie 5,4-37,9 ka osiągają przykładowe wartości rzędu 2,7 kv, 8,5 kv, 2,2 kv 2,5 kv, 1,3 kv i 0,1 kv odpowiednio do długości i wzajemnego ułożenia dla analizowanych obszarów, po uwzględnieniu jednoczesnego działania redukcyjnego przewodów odgromowych. Dodatkowe zastosowanie systemu uziemień redukcyjnych pozwoliło na obniżenie podanych napięć do wartości ok. 10 V -135 V dla kolejnych obszarów zbliżenia. Ocena oddziaływania LN kv obejmuje również istotne zagadnienie generacji napięć w gazociągach podczas pracy długotrwałej linii z uwagi na zagrożenie korozyjne i porażeniowe. Zagrożenie korozyjne jest ograniczone dopuszczalną gęstością prądu w małych defektach do 20 A/m 2. Dopuszczalna wartość napięcia rażeniowego jest określona na 65 V. Indukowane napięciaa w analizowanych gazociągach gach,w warunkach znamionowego obciążenia LN 400 kv np. prądem 2500 A, osiągają wartości sumaryczne SEM dość różne, zależne od konfiguracji i długości zbliżenia. Maksymalne napięcia jednostkowe i sumaryczne w przykładowych obszarach zbliżenia osiągają wartości rzędu, odpowiednio o 0,25 V i 20 V, w innych 0,27 i 88 V, a nawet mniej np. 0,04 V i 11 V. Napięcia sumaryczne SEM indukowane podczas pracy długotrwałej obejmują oddziaływanie indukcyjne na gazociągi będące skutkiem przepływu prądów fazowych, prądów zerowych i prądów generowanych w obwodach ziemno-powrotnych ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE 163

164 przewodów odgromowych i przekraczają wartości dopuszczalne głównie z powodu oddziaływania korozyjnego. Napięcia indukowane (SEM) podczas pracy długotrwałej linii np. LN 400 kv można zredukować do takich wartości, dla których potencjały i gęstości prądów w małych defektach, na zakończeniach odcinków zbliżeń, zostaną ograniczone do wartości bezpiecznych. Przykładowo wymienione wyżej napięcia mogą być zredukowane do 0,33-0,95 V lub nawet mniej. Konieczność ograniczenia napięć do mniejszych wartości wynika również z wartości rezystywności gruntu otaczającego gazociągi. Wartości napięć na gazociągach oraz gęstości prądu generowanych podczas pracy długotrwałej LN można ograniczyć najczęściej do wartości mniejszych od 2-3 V, a prądy od 2-9,5 A/m 2. Otrzymane wartości zależą od wielu, wielu warunków, a ich obliczanie wymaga dużej uwagi i czasu. Przykładowo rezystywność ziemi wpływa przeciwsobnie na wartość indukowanego napięcia i gęstość prądu korozyjnego. Przedstawiony zarys zagadnień związanych z oddziaływaniem indukcyjnym, galwanicznym i konduktancyjnym linii napowietrznych na gazociągi obejmuje ogólne stwierdzenie dotyczące oddziaływania linii elektroenergetycznych wn na środowisko i na infrastrukturę gazowniczą, kolejową, telekomunikacyjną, elektryczną oraz ciepłowniczą. 164 ODDZIAŁYWANIE INDUKCYJNE LINII NAPOWIETRZNYCH KV NA GAZOCIĄGI PRZESYŁOWE

165 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI Rafał Nowicki, Paulina Pepke, Tomasz Knioła, Marcin Pakuła Energolinia Sp. z o.o. 1. Wstęp Kolizje i porażenia w kontakcie z liniami elektroenergetycznymi są jednymi z głównych antropogenicznych przyczyn śmiertelności ptaków. Zgodnie z danymi literaturowymi napowietrzne linie elektroenergetyczne powodują większą śmiertelność ptaków niż turbiny wiatrowe. Budowa napowietrznej linii wysokiego napięcia stanowi zatem potencjalne zagrożenie dla ornitofauny. 2. Rodzaje oddziaływań linii elektroenergetycznych na ornitofaunę W raportach Komisji Europejskiej (Haas 2003) wyodrębniono trzy główne typy oddziaływań linii napowietrznych na ornitofaunę. Dotyczą one następujących aspektów: ryzyka porażenia prądem elektrycznym, ryzyka kolizji z przewodami fazowymi i odgromowymi, ryzyka istotnych zmian w ekosystemach w okolicy linii, likwidacji ekosystemów, lub stworzenia efektu barierowego. Zagrożenia te dotyczą wszystkich typów linii napowietrznych, jednak nie wszystkich w równym stopniu. Wybrane oddziaływania przedstawiono skrótowo w dalszej części artykułu Ryzyko porażenia prądem elektrycznym Ryzyko to występuje najczęściej na liniach niskich i średnich napięć oraz na słupowych stacjach transformatorowych SN/nn, na których odległości między elementami przewodzącymi prąd o różnych potencjałach lub między elementem pod napięciem i elementem uziemionym jest zbyt mała z punktu widzenia ochrony ptaków. Porażenia są zazwyczaj śmiertelne, a przedmiotem oddziaływania są głownie ptaki o dużej rozpiętości skrzydeł. Sposobem redukcji negatywnego oddziaływania jest odpowiednia izolacja faz oraz zachowanie wystarczającej odległości pomiędzy elementami pod napięciem oraz o różnych potencjałach Ryzyko kolizji z przewodami fazowymi i odgromowymi Czynnikiem znacząco podnoszącym ryzyko kolizji jest prowadzenie linii napowietrznych przez ważne dla rzadkich gatunków ekosystemy wykorzystywane przez wiele gatunków. Zwłaszcza jeśli są to ekosystemy wodne lub podmokłe (APLIC 2012). Niemniej ryzykowne jest lokowanie linii na terenie rozległych monokultur stanowiących żerowiska i miejsca koncentracji ptaków migrujących (Pakuła, Knioła 2013). Niebezpieczna jest także sytuacja, w której linia napowietrzna oddziela miejsca gniazdowania od żerowisk, zwłaszcza jeśli oba wyżej wymienione ekosystemy to siedliska otwarte, np. zbiorniki wodne i pola uprawne (Brown 1987). Wytyczne amerykańskie wykazują, że ryzyko kolizji rośnie wraz ze zbliżaniem się linii napowietrznej do zbiorników wodnych (Berrett 2008, APLIC 2012). W kontekście wyżej opisanych danych pożądane jest prowadzenie linii przez ekosystemy w ograniczonym NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI 165

166 stopniu wykorzystywane przez gatunki kolizyjne lub po ich granicy. Stosunkowo mało kolizyjne wydaje się prowadzenie linii przez ekosystemy leśne, o ile linia posiada odpowiednie parametry techniczne, a w okolicy inwestycji nie gniazdują wysoce kolizyjne rzadkie ptaki leśne, takie jak np. głuszec czy cietrzew (APLIC 2012). Podobnie linie, wzdłuż których przebiegają szpalery drzew o wysokości koron równej lub większej od wysokości linii stanowią mniejsze zagrożenie dla ptaków niż linie w otwartym terenie. Rys. 1. Kolizyjne dla migrantów wyniesienie linii energetycznej powyżej linii drzew (na podstawie APLIC 2012) Rys. 2. Korzystne dla ochrony migrantów ukrycie linii poniżej wierzchołków drzew (na podstawie APLIC 2012) Rys. 3. Kolizyjne przecięcie pod katem zbliżonym do prostego elementów liniowych krajobrazu oraz korzystne poprowadzenie linii wzdłuż linowego elementu krajobrazu (na podstawie APLIC 2012) 166 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI

167 Aspekty techniczne wpływające na kolizje Parametry techniczne linii mają istotne znaczenie dla skali kolizji, jak i dla spektrum gatunków potencjalnie na nie narażonych. Z punktu widzenia ochrony ptaków istotnymi parametrami są: napięcie linii i związana z tym wysokość linii, geometria linii (rozmieszczenie przewodów w przestrzeni), obecność przewodów odgromowych i ich wysokość nad przewodami fazowymi, oświetlenie linii + oznakowane linii, odległość pomiędzy liniami. Poniżej opisano wpływ wyżej opisanych aspektów na kolizyjność. Napięcie i wysokość linii Wysokość przewodów fazowych w ramach linii rożni się znacząco i zależy od wielu czynników. Najwyższe konstrukcje w Polsce to przeważnie linie najwyższych napięć 750 kv (tylko jedna w kraju), 400 kv i 220 kv. Ich wysokość może dochodzić do 60, a nawet 90 m. Budowa tego typu linii wymaga największej zajętości terenu. Linie te posiadają szeroki pas technologiczny wynoszący np. 70 m w przypadku linii 400 kv. Niższe od wymienionych są linie wysokiego napięcia 110 kv (wysokość przeważnie od kilkunastu do 30 m). Wszystkie wyżej wymienione linie posiadają przewody fazowe o stosunkowo dużych średnicach od 20 do 35 mm. W przypadku linii najwyższych napięć mamy do czynienia związkom przewodów fazowych (2 lub 3 na fazę). W dobrych warunkach atmosferycznych przewody te są dobrze widoczne przez ptaki. Jednakże ze względu na swoją wysokość linie te są przyczyną stosunkowo dużej ilości kolizji, których ofiarą padają głownie ptaki migrujące (APLIC 2012). Zazwyczaj zdecydowanie niższe są linie średniego i niskiego napięcia. Ich wysokość to przeważnie 8-15 m. Tego typu konstrukcje są mniejszym zagrożeniem dla migrantów, stanowią jednak zagrożenie dla ptaków lęgowych ze względu na ich niskie wysokości lotu i stosunkowo małą średnicę przewodów (przeważnie od 6 do 15 mm). Na terenach podmokłych i w dolinach rzecznych na liniach średniego napięcia często stosuje się znacznie wyższe słupy tj. mające kilkanaście do 20 m. Stwarza to duże ryzyko kolizji, gdyż doliny rzeczne są typowymi szlakami przelotów ptaków (APLIC 2012). Geometria linii (rozmieszczenie przewodów w przestrzeni) Napowietrzne linie energetyczne charakteryzują się rożną geometrią, która zależy m.in. od wyżej opisanych typów słupów, jak i od ilości zawieszonych przewodów a także uwarunkowań terenowych. Z punktu widzenia ochrony ptaków istotne jest czy przewody fazowe są usytuowane na tym samym poziomie czy też pionowo jeden nad drugim. Rozmieszczenie przewodów fazowych w jednym poziomie jest bardziej pożądane, gdyż zmniejsza ryzyko kolizji, redukując do minimum zakres wysokości kolizyjnych oraz powodując, że przewody jako wiązka są lepiej widoczne niż jako pojedynczy przewód w przestrzeni (APLIC 2012). Obecność przewodów odgromowych W typowych liniach napowietrznych WN i NN przewód lub przewody odgromowe są prowadzone powyżej przewodów fazowych. Ich średnica jest znacznie mniejsza niż przewodów fazowych, przez co są mniej widoczne. Co więcej znajdują się one znacznie powyżej przewodów fazowych, co poszerza obszar kolizyjny. Wyniki monitoringów wskazują, że przewody odgromowe stanowią większe zagrożenie dla awifauny niż przewody fazowe, gdyż ptaki widząc skupione, a więc lepiej widoczne przewody fazowe, wykonują manewr unikania podlatując w górę i często uderzają w przewód odgromowy będący w oddaleniu i słabiej widoczny (Jenkins 2010). Z punktu widzenia ochrony ptaków pożądane byłoby zrezygnowanie z przewodu odgromowego NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI 167

168 lub też poprowadzenie go jak najbliżej przewodów fazowych. Ze względów technicznych rezygnacja z zabudowy przewodów odgromowych na liniach napowietrznych WN i NN jest zazwyczaj niemożliwa. Odległość pomiędzy liniami W przypadku bliskiego przebiegu linii napowietrznych, jak również innych przestrzennych korelacji między liniami, a istniejącą infrastrukturą istnieje ryzyko wystąpienia oddziaływania skumulowanego. Równoległy przebieg kilku linii w bardzo bliskim sąsiedztwie stanowi mniejsze zagrożenie dla awifauny niż równoległa lokalizacja kilku linii w odległości kilkuset metrów (Crowder 2000, Drewitt 2008). Większe zgrupowania linii (pomimo, że czasami zwiększa to zakres wysokości kolizyjnych) są łatwiej dostrzegalne, co minimalizuje ryzyko kolizji. W takiej sytuacji ptak musi jednorazowo podnieść pułap, aby ominąć kilka barier liniowych. W przypadku rozmieszczenia linii w odległości kilkuset metrów od siebie, każda przeszkoda musi być osobno dostrzeżona i ominięta, co podnosi ryzyko kolizji podczas przelotu. Zasada ta nie ma zastosowania w niesprzyjających warunkach atmosferycznych tj. podczas mgły, burzy lub przy silnym wietrze. Wtedy zgrupowania linii stają się znacząco bardziej niebezpieczne (APLIC 2012). Rys. 4. Lokalizacja dwóch linii zwiększająca ryzyko kolizji (na podstawie APLIC 2012) Rys. 5. Lokalizacja dwóch linii minimalizująca ryzyko kolizji (na podstawie APLIC 2012) 168 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI

169 3. Gatunki ptaków narażone na kolizje z napowietrznymi liniami elektroenergetycznymi Zgodnie z literaturą (Haas i in. 2003) potencjalne gatunki i rodziny ptaków narażone na kolizje z przewodami napowietrznych linii przedstawiono w poniższej tabeli. Tab. 1. Zestawienie rodzin i gatunków ptaków obrazujące stopień zagrożenia dla populacji wskutek śmiertelności spowodowanej kolizjami z liniami elektroenergetycznymi Gatunki i rodziny ptaków Perkozy Kormorany Czaplowate Bocianowate Kaczkowate Szponiaste Grzebiące Chruściele Żurawie Sieweczkowate / bekasowate Mewy Rybitwy Gołębiowate Kukułki Sowy Lelkowate i jerzykowate Dudki i zimorodkowate Dzięciołowate Krukowate Wróblowate Skala zagrożenia: I odnotowano straty, brak widocznego zagrożenia dla populacji ptaków w skali lokalnej lub regionalnej, II odnotowano wysokie straty w skali regionalnej lub lokalnej, jednakże bez znaczącego wpływu na całość populacji gatunku, III straty stanowią główny czynnik śmiertelności wśród ptaków; gatunki zagrożone wyginięciem w skali regionalnej lub całkowitym wyginięciem. II II II III II I-II II-III II-III II-III II-III II II II II II-III II-III II II I-II II 4. Minimalizacja oddziaływania napowietrznych linii elektroenergetycznych wysokich i najwyższych napięć na ptaki W ramach minimalizacji oddziaływanie linii napowietrznych WN i NN na ptaki prowadzi się działania polegające na montażu oznaczników na przewodach fazowych i odgromowych. Często są to kule ostrzegawcze na zmianę w kolorach czerwonym i białym (lub wszystkie kule dwukolorowe: czerwono-białe, jak na rys. poniżej). Kule te mogą być zastąpione innymi kontrastującymi, ruchomymi lub odblaskowymi elementami, których skuteczność w minimalizacji kolizji została potwierdzona badaniami naukowymi. NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI 169

170 Fot. 1. Przykładowaa kula ostrzegawcza Fot. 2. Zawieszka obrotowa z elementem odblaskowym typu FireFly (APLIC 2012) Fot. 3. Przykładowy odstraszacz spiralny Montaż ww. oznaczników powoduje, że przewody linii stają się znacznie bardziej widoczne dla ptaków. W ramach działań minimalizujących można zamontować na słupach linii położonych w pobliżu miejsc z zadrzewieniami lub lasami, platformy gniazdowe dla ptaków drapieżnych (najlepiej dla rybołowa). Lokalizacja miejsc gniazdowych drapieżników na słupach linii wysokiego napięcia nie spowoduje wzrostu liczby kolizji zwłaszcza, jeśli będzie to połączone z umieszczeniem na przewodach elementów widocznych dla ptaków. Rybołów jest gatunkiem skrajnie zagrożonym na obszarze Polski, podczas, gdy w innych krajach (np. w Brandenburgii w Niemczech) jest ptakiem o znacznie większej liczebności. W Polsce gatunek ten ma niską liczebność, a do głównych zagrożeń należą: - degradacja terenów łowieckich wzmożony ruch turystyczny, - zabudowa brzegów jezior oraz eutrofizacja wód powodująca spadek przejrzystości, - nielegalny odstrzał na stawach hodowlanych, - kolizje z napowietrznymi liniami energetycznymi, - niedostatek dogodny ych miejsc lęgowych, szczególnie sosen w wieku ponad 150 lat, - różne formy aktywn ności ludzkiej przy zasiedlonych gniazdach (prace leśne, ruch turystyczny). Kolizje z liniami dotyczą przede wszystkim okresu przelotu a nie okresu lęgowego. 170 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI

171 Różne instytucje w Polsce m.in. Regionalne Dyrekcje Ochrony Środowiska, Regionalne Dyrekcja Lasów Państwowych, wspierają ochronę tego gatunku poprzez budowę platform niezależnie od procesów inwestycyjnych. Do tej ochrony przyłączyły się również Polskie Sieci Energetyczne i Koncerny Energetyczne. W wielu miejscach zaczynają się pojawiać platformy montowane na słupach wysokiego napięcia. Platformy powinno się instalować na liniach przebiegających w pobliżu potencjalnych żerowisk rybołowa, a więc obszarów jezior obfitujących w ryby znajdujących się w zasięgu rewiru rybołowów. Rybołów przeważnie żeruje w odległości kilku do kilkunastu km od gniazda. Stwierdzano żerowania w odległości ponad 30 km od gniazda. W pobliżu dogodnego siedliska dla rybołowa, platformy mogłyby, zastępując być może brakującą liczbę naturalnych miejsc do założenia gniazda, przysłużyć się do wzrostu liczebności tego gatunku. W Brandenburgii znaczna część populacji gnieździ się na słupach linii wysokiego napięcia. Znany jest ponadto przypadek gdy na jednej linii energetycznej widoczne jest 9 gniazd rybołowa z jednego miejsca, co świadczy o tym, że gniazda mogą być położone niedaleko od siebie. Fot. 4. Gotowa platforma do zamocowania Fot. 5. Montaż platformy dla rybołowa Fot. 6. Zamontowana platforma na słupie dwutorowym wysokiego napięcia Na terenie Nadleśnictwa Lipka w Regionalnej Dyrekcji Lasów Państwowych w Pile, na słupie przesyłowej linii energetycznej Polskich Sieci Elektroenergetycznych znajduje się gniazdo rybołowów umieszczone na platformie NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI 171

172 przymocowanej do słupa. Lasy Państwowe oraz Polskie Sieci Elektroenergetyczne uruchomiły internetową transmisję na żywo z gniazda rybołowów fot. 7. Fot. 7. Zdjęcie z transmisji na żywo z gniazda rybołowów ( Montując platformy pod gniazda na słupach linii elektroenergetycznych należy także zwrócić uwagę na dodatkowe obciążenia mechaniczne słupa wywołane przez konstrukcje z gniazdem, spowodowane oddziaływaniem wiatru na gniazdo i jego ciężarem. Gniazdo rybołowa ma średnice ok. 1,5 m i wysokość 0,5 m a jego ciężar przekracza 100 kg. W ramach działań minimalizacyjnych zawiązanych z budową nowych linii zaleca się przeprowadzanie robót budowlanych poza okresem lęgowym ptaków, tj. pomiędzy 1 września a końcem lutego następnego roku. Pod nadzorem przyrodniczym można przeprowadzać prace także w innych okresach roku, zwłaszcza w okresie 1 lipca 31 sierpnia. Literatura 1. Avian Power Line Interaction Committee (APLIC) Reducing Avian Collisions with Power Lines: The state of the Art in Edison Electric Institute and APLIC. Washington, D.C. 2. BARRETT G.C., WESELOH D.V Bird mortality near high voltage transmission lines in Burlington and Hamilton, Ontario, Canada. In: Proc. of the Eighth International Symposium on Environmental Concerns in Rights-of-Way Management. Saratoga Springs, NY. Elsevier, Amsterdam, The Netherlands. 3. BROWN W.M., Drawien R.C., Walker D.L., Bizeau E.G Mortality of cranes and waterfowl from power line collisions in the San Luis Valley, Colorado. In: LEWIS J.C. (Ed.). Proc Crane Workshop. Platte River Whooping Crane Maintenance Trust, Grand Island, NE. 4. CROWDER M.R Assessment of devices designed to lower the incidence of avian power line strikes. Master s Thesis, Purdue University. 5. DREWITT A.L., LANGSTON R.H.W Collision effects of wind-power generators and other obstacles on birds. Annals NY Acad. Sci. 1134: HAAS D., NIPKOV M., FIEDLER G., SCHNEIDER R., HAAS W.., SCHÜRENBERG B Ochrona ptaków przed liniami energetycznymi. Praktyczny przewodnik na temat zagrożeń dla ptaków ze strony urządzeń do przesyłu energii elektrycznej oraz sposobów minimalizacji negatywnych konsekwencji takich zagrożeń. 172 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI

173 Konwencja o ochronie gatunków dzikiej flory i fauny europejskiej oraz ich siedlisk. Stały Komitet XXIII posiedzenie Strasburg, 1-4 grudnia 2003 r. (tłumaczenie na zlecenie GDOŚ). 7. JENKINS A.R., SMALLIE J.J., DIAMOND M Avian collisions with power lines: a global review of causes and mitigation with a South African perspective. Bird Conserv. Int. 20: PAKUŁA M., KNIOŁA T Przegląd Przyrodniczy XXIV.3., Oddziaływanie linii elektroenergetycznych na ornitofaunę oraz metody jego oceny: NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI 173

174 174 NAPOWIETRZNE LINIE ELEKTROENERGETYCZNE A PTAKI

175 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH ELEKTROENERGETYCZNYCH Waldemar Szpyra, Rafał Tarko, Wiesław Nowak, Jarosław Kmak Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Piotr Kacejko, Paweł Pijarski, Michał Wydra Politechnika Lubelska Niniejszy materiał został opublikowany w materiałach konferencyjnych APE'17, Zeszytach Naukowych Politechniki Gdańskiej i czasopiśmie AE (przyjęty do druku) DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

176 176 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

177 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

178 178 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

179 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

180 180 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

181 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

182 182 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

183 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

184 184 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

185 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH

186 186 DYNAMICZNE ZARZĄDZANIE ZDOLNOŚCIAMI PRZESYŁOWYMI W SYSTEMACH...

187 JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM KRAŃCOWO-KABLOWYM 400 KV DLA POTRZEB WYPROWADZENIA MOCY Z BLOKU GAZOWO-PAROWEGO PKN ORLEN SA W PŁOCKU Tomasz Wojdyła, Michał Brzozowski Energoprojekt Kraków SA W 2015 roku Polski Koncern Naftowy ORLEN SA rozpoczął budowę elektrociepłowni gazowo-parowej na terenie zakładu produkcyjnego w Płocku. Nowy blok energetyczny będzie zapewniał dla zakładu produkcyjnego oraz krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) do 596 MW mocy elektrycznej przy jednoczesnej możliwości dostarczania na potrzeby zakładu produkcyjnego i miasta 530 MW mocy cieplnej. Elektrociepłownia, będąca obecnie na etapie rozruchu oraz finalizacji prac montażowych została przedstawiona na zdjęciu nr 1. Zdjęcie 1. Blok gazowo-parowy PKN ORLEN SA w Płocku W celu wyprowadzenia mocy elektrycznej z budowanego bloku niezbędne było wybudowanie elektroenergetycznej linii 400 kv łączącej elektrociepłownię ze stacją elektroenergetyczną 400/110 kv Płock znajdującą się w miejscowości Kruszczewo. Energoprojekt - Kraków SA w pierwszym etapie opracował koncepcję linii. Po jej zatwierdzeniu przez Inwestora PKN ORLEN SA przystąpiono do uchwalenia miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego oraz uzgodnień z właścicielami nieruchomości na trasie linii. Równolegle prowadzone były przez biuro prace związane z opracowaniem projektu budowlanego na podstawie którego w 2016 r. uzyskano pozwolenie na budowę. Linia została zrealizowana w 2017 r. przez firmę Elbud Katowice Sp. z o.o. na podstawie projektu wykonawczego opracowanego przez biuro Energoprojekt-Poznań SA. Z uwagi na wiele różnych uwarunkowań niemożliwe okazało się wykonanie linii w całości jako napowietrznej, dlatego na trasie linii występują odcinki kablowe. Umieszczenie odcinka kablowego w środku linii napowietrznej wymagało zaprojektowania nowego słupa krańcowo-kablowego 400 kv, na którym możliwe byłoby połączenie linii napowietrznej i kablowej. JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM

188 Rysunek 1. Trasa linii na tle mapy topograficznej Lokalizacja linii Lokalizacja linii 400 kv, stacji 400/110 kv Płock oraz stacji 400 kv na terenie PKN ORLEN SA zostały przedstawione na rysunku nr 1. Z uwagi na moc jaką należy wyprowadzić z elektrociepłowni podjęto decyzję o budowie jednotorowej linii 400 kv łączącej elektrociepłownię ze stacją 400/110 kv Płock zlokalizowaną w miejscowości Kruszczewo. W odcinku od transformatora blokowego do bramki liniowej w SE Płock konieczne było zastosowanie trzech odcinków kablowych. Pierwszy odcinek kablowy został wykonany z uwagi na istniejącą infrastrukturę techniczną oraz bliskość materiałów łatwopalnych. Odcinek ten ułożono w ramach budowy elektrociepłowni łącząc transformator blokowy ze stacją elektroenergetyczną 400 kv zlokalizowaną na obrzeżach zakładu produkcyjnego PKN ORLEN SA. Odcinek od stacji 400 kv na terenie zakładu produkcyjnego do stacji 400/110 kv Płock jest linią o długości ok. 7,5 km, w ciągu której występują dwa odcinki kablowe o długościach około 250 m i 500 m. Wstawki kablowe wykonane zostały ze względu na skrzyżowania z istniejącymi liniami napowietrznymi 400 kv i 110 kv, których skrzyżowanie w sposób napowietrzny było niemożliwe. 188 JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM...

189 Odcinki napowietrzne Linia napowietrzna została zaprojektowana zgodnie z normą PN-EN :2005 oraz załącznikiem krajowym PN-EN :2010. Ze względu na ważną rolę w systemie elektroenergetycznym odcinki napowietrzne linii zostały zaprojektowane i wykonane w III poziomie obostrzenia, aby zapewnić wysoką niezawodność połączenia bloku energetycznego i KSE. Jako przewody robocze wykorzystano wiązkę 3xAFL mm 2, natomiast w przypadku przewodów odgromowych zastosowano przewód AFL-1,7 95 mm 2 oraz przewód OPGW. W początkowym odcinku linii, w pobliżu zakładu produkcyjnego, jako konstrukcje wsporcze zastosowane zostały słupy rurowe pełnościenne z pionowym układem faz. Takie rozwiązanie podyktowane było koniecznością zminimalizowania zajętości terenu przez linię napowietrzną na terenach zlokalizowanych w pobliżu rafinerii, które w przyszłości mogą zostać wykorzystane do rozbudowy zakładu przemysłowego. W pozostałym odcinku, który przebiegał głównie przez tereny rolnicze wykorzystane zostały słupy kratowe, o trójkątnym układzie faz. Zdjęcie 2. Odcinek linii napowietrznej na słupach rurowych (widok w kierunku zakładu produkcyjnego) Zdjęcie 3. Odcinek linii napowietrznej na słupach kratowych (wzdłuż linii kolejowej) JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM

190 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWY AJWYŻSZYCH NAPIĘĆ Ze względu du na konieczno konieczność zapewnienia niezawodnego połączenia poł teletechnicznego echnicznego pomiędzy pomię elektrociepłownią, a stacją 400/110 kv Płock niezb niezbędne było wykonanie redundantnego połączenia poł czenia teletechnicznego. Wzdłuż Wzdłu trasy linii blokowej została ułożona ona kanalizacja teletechniczna. Praktycznie cały odcinek redundantnej linii teletechnicznej telete wykonany został metodą przewiertu sterowanego. Taki sposób wykonania robót został podyktowany uwarunkowaniami terenowymi takimi jak skrzyżowania owania z koleją i drogami oraz rozbudowaną siecią drenarsk drenarską występującą na terenach rolniczych. Wybrana metoda metoda wykonania kanalizacji teletechnicznej była ponadto wymuszona przez warunki jakie stawiane były przez właścicieli wła nieruchomości. Odcinki kablowe W odcinku łączącym ączącym elektrociepłowni elektrociepłownię i stację 400/110 kv Płock zastosowane zostały trzy fragmenty kablowe. Pierwszy z nich zlokalizowany jest na terenie zakładu PKN ORLEN SA i łączy czy transformator blokowy z rozdzielni rozdzielnią 400 kv zlokalizowaną na obrzeżach obrzeżach rafinerii. Na etapie koncepcji analizowana była mo możliwość wyprowadzenia mocy z nowobudowanego bloku za pomocą linii napowietrznej, jednakże ze względu du na bliskość blisko urządzeń i instalacji rafineryjnych takie rozwi rozwiązanie zostało odrzucone. W związku zwi z wyżej ej wskazanymi uwarunkowaniami konieczne było zaprojektowanie rozdzielni 400 kv na obrzeżach obrze ach zakładu produkcyjnego o oraz linii kablowej od transformatora blokowego do nowej rozdzielni. Drugi odcinek kablowy został zrealizowany na skrzyżowaniu owaniu linii blokowej z trzema liniami 110 kv. Wykonanie skrzyżowania skrzy owania jako napowietrznego nie było mo możliwe ze względu du na bezpieczeństwo bezpiecze funkcjonowania sieci 110 kv. W miejscu tym linia 400 kv jednym przęsłem słem krzy krzyżowałaby owałaby trzy jednotorowe linie 110 kv, które są s odpowiedzialne m.in. za zasilanie zakładu PKN ORLEN SA i miasta Płock, dlatego konieczne było wykonanie linii kablowej, której długość dług wynosi około 250 m. Zdjęcie cie 4. Skrzyżowanie owanie linii 400 kv z trzema liniami 110 kv Kable zostały ułożone uło w układzie płaskim z odstępem pem pomi pomiędzy kablami fazowymi wynoszącym cym 0,4 m. Ze względu wzgl na fakt, że e linia kablowa wykonana jest 190 JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO NAP -KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM...

191 w układzie z jednostronnie uziemionymi żyłami powrotnymi (ang. SPB - single point bonded) wzdłuż trasy linii ułożony został kabel ECC (ang. earth continuity conductors) zdolny do przeniesienia prądów zwarciowych występujących w tym miejscu sieci. Kabel ECC ponadto służy do obniżenia napięć indukowanych w żyłach powrotnych, które mogą pojawić się w trakcie zwarć występujących w sieci. Ostatni fragment linii kablowej zlokalizowany jest na przedpolu stacji 400/110 kv Płock. Wykonanie linii kablowej w tym miejscu podyktowane było brakiem możliwości skrzyżowania jednotorowych linii napowietrznych 400 kv relacji Rogowiec- Płock oraz Ołtarzew-Płock. Konieczność skrzyżowania tych linii wynikała z warunków przyłączenia bloku do KSE, które wskazywały pole zlokalizowane na środku stacji. Jednocześnie w odcinku tym występuje skrzyżowanie linii kablowej z jednotorową linią 110 kv oraz linią kolejową, pod którą wykonany został przewiert sterowany w celu przeprowadzenia kabli pod torem. W związku z tym, że pole liniowe w stacji Płock nie było przystosowane do wprowadzenia linii kablowej, przed wejściem na bramkę linia kablowa została zakończona na słupie kablowym,. Z tego słupa linia blokowa w wykonaniu napowietrznym została wprowadzona na bramkę. Zdjęcie 5. Wprowadzenie linii 400 kv do stacji 400/110 kv Płock W odcinkach kablowych zlokalizowanych poza terenem rafinerii zastosowane zostały kable 400 kv o przekroju żyły głównej 1600 mm 2 oraz przekroju żyły powrotnej wynoszącym 210 mm 2. W związku z koniecznością zapewnienia linii blokowej wysokiej niezawodności jako maksymalną temperaturę pracy długotrwałej żyły głównej przyjęto 65 C. Taki zabieg ma zapobiegać nadmiernemu wysychaniu gruntu wokół linii kablowej. Wysuszony grunt charakteryzuje się wysokim współczynnikiem rezystywności cieplej przez co proces oddawania ciepła do otoczenia byłby utrudniony. Obliczenia temperatury żyły głównej w zależności od obciążalności linii kablowej oraz rezystywności gruntu zostały przeprowadzone niezależnie przez pracowników firmy Energoprojekt-Kraków SA (przy pomocy programu CYMCAP) oraz pracowników Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych na Wydziale Mechanicznym Politechniki Krakowskiej. W celu zapewnienia jak najlepszych warunków oddawania ciepła przez kable do otoczenia, linię kablową na całej długości ułożono w mieszance piaskowocementowej (ang. FTB - fluidized thermal backfill). Ponadto w przypadku skrzyżowania JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM

192 linii kablowej z linią kolejową kable zostały wciągnięte do rur umieszczonych pod torem, natomiast rury wypełniono mieszanką piaskowo-bentonitową. Słup krańcowo-kablowy 400 kv Wykonanie linii kablowych w ciągu linii blokowej 400 kv możliwe było dzięki specjalnej konstrukcji słupa krańcowo-kablowego 400 kv. Zaprojektowana przez pracowników firmy Energoprojekt-Kraków SA konstrukcja jest pierwszym w Polsce słupem tego rodzaju na napięciu 400 kv. Ze względu na ten fakt został on zastrzeżony w Urzędzie Patentowym RP jako wzór użytkowy. W ramach realizacji zadania opracowano sylwetkę słupa krańcowo-kablowego 400 kv oraz wykonano projekt wykonawczy konstrukcji wraz z projektami wykonawczymi fundamentów. Ze względu na warunki geotechniczne zaprojektowano zarówno fundamenty bezpośrednie monolityczne jak i pośrednie palowe. Rysunek 3. Fundament bezpośredni monolityczny Rysunek 2. Sylwetka jednotorowego słupa krańcowo-kablowego 400 kv Rysunek 4. Fundament pośredni palowy Nowy słup został zaprojektowany w celu umożliwienia połączenia linii napowietrznej z linią kablową w dowolnym miejscu w linii bez konieczności wyznaczania dodatkowego terenu na ustawienie osprzętu kablowego. Konstrukcja 192 JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM...

193 została zaprojektowana zgodnie z normą PN-EN :2005 oraz załącznikiem krajowym PN-EN :2010 dla warunków obciążenia lodem S1 i wiatrem WI. Słup został przystosowany do zwieszenia jednego toru linii 400 kv w układzie odwróconego trójkąta, którego całkowita wysokość wynosi 44,4 m, natomiast poziom zawieszenia najniższego przewodu fazowego wynosi 32 m. W celu umożliwienia zastosowania słupa nawet na końcu długiego przęsła do obliczeń przyjęto długość przęsła wiatrowego wynosząca 300 m. Jako przewód fazowy do obliczeń przyjęto wiązkę przewodów 3xAFL mm 2, natomiast jako przewody odgromowe przyjęto AFL-1,7 95 mm 2. Zdjęcie 6. Słup krańcowo-kablowy 400 kv Zdjęcie 7. Słup krańcowo-kablowy 400 kv W celu zamontowania osprzętu kablowego (głowice oraz ograniczniki przepięć) na słupie zostały zaprojektowane specjalne platformy umiejscowione na wysokości ok. 19 metrów nad poziomem terenu przez co są one niedostępne dla osób postronnych. Platformy te zostały zaprojektowane w sposób umożliwiający zainstalowanie na nich głowic kablowych o masie ok kg i ograniczników przepięć o masie ok. 200 kg. Ponadto wewnątrz trzonu słupa na wysokości montażu głowic i ograniczników przepięć został zaprojektowany pomost służący do obsługi i kontroli ograniczników przepięć żył powrotnych, które zostały zainstalowane w skrzynkach zamontowanych na pomoście. Podsumowanie Pomimo niewielkiej długości odcinka łączącego nową elektrociepłownię i stację 400/110 kv Płock w linii zastosowano kilka nietypowych rozwiązań dostosowujących ją do panujących warunków terenowych. Na terenie zakładu produkcyjnego, w terenie silnie uprzemysłowionym, gdzie ze względu na obecność instalacji zawierających materiały wybuchowe nie było możliwości poprowadzenia linii napowietrznej wykonano linię kablową 400 kv wyprowadzając moc z elektrociepłowni do rozdzielni 400 kv na JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM

194 obrzeżach zakładu. Na terach zlokalizowanych w pobliżu rafinerii, które stanowią naturalny kierunek rozbudowy zakładu zastosowano słupy rurowe o pionowym układzie faz, co umożliwiło zminimalizowanie zajmowanego terenu tym samym pozostawiając miejsce dla przyszłej rozbudowy zakładu. Konieczność wykonania odcinków kablowych 400 kv zaowocowała zaprojektowaniem nowej konstrukcji wsporczej pozwalającej na połączenie linii napowietrznej i kablowej w warunkach terenowych. Nowy słup krańcowo-kablowy 400 kv jako pierwsza tego typu konstrukcja w Polsce w przedmiotowej linii został zastosowany na czterech stanowiskach umożliwiając wykonanie dwóch odcinków kablowych 400 kv. Zaprojektowana konstrukcja może być stosowana w projektach innych linii 400 kv w sytuacjach, w których podobnie jak w Płocku nie jest możliwe wykonanie linii 400 kv w całości jako napowietrznej. 194 JEDNOTOROWA LINIA NAPOWIETRZNO-KABLOWA 400 KV WRAZ Z NOWYM SŁUPEM...

195 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM Krzysztof Ściobłowski Energoprojekt Kraków SA DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGOGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM 195

196 196 DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM

197 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGOGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM 197

198 198 DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM

199 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE I KABLOWE WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGOGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM 199

200 200 DOBÓR PRZEWODU ODGROMOWEGO SKOJARZONEGO ZE ŚWIATŁOWODEM

201 NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN Dariusz Dudek PFISTERER Sp. z o.o. Ludzie nie chcą linii wysokiego napięcia. Mieszkańcy Mazowsza i Wielkopolski protestują przeciwko budowie wysokich na 70 metrów linii wysokiego napięcia ; to cytat z jednej z gazet opisującej protesty społeczne związane z budową linii napowietrznej wysokiego napięcia. Czy istnieją techniczne możliwości, aby poprowadzić takie linie w inny sposób? Pierwszym skojarzeniem jest oczywiście kabel wysokiego napięcia, jednak koszt i ograniczenia technologiczne (w przypadku linii najwyższych napięć) zmuszają projektantów do poszukiwania innych alternatywnych sposobów prowadzenia takich linii. Od kilkunastu lat widzimy jak w terenach zurbanizowanych tradycyjne konstrukcje w postaci słupów kratowych, wypierane są przez słupy pełnościenne, które wydają się mieć większą aprobatę społeczną. Są jednak sytuacje gdzie nawet takie rozwiązania nie eliminują problemów. Następnym obszarem gdzie można poszukiwać możliwości optymalizacji kontrukcji jest tzw. układ izolacyjny, czyli izolatory i osprzęt. Celowo zastosowano taką kombinację słowną, aby uzmysłowić wagę systemu jako całość: izolatory i osprzęt. Ta koncepcja ma odniesienie nie tylko dla nowobudowanych linii, ale także w przypadku modernizacji istniejących linii gdzie wymagane są: zmiana napięcia, podniesienie przewodów, zmniejszenie pola elektrycznego lub magnetycznego, itd. Najprostszym przykładem gdzie stosuje się nietypowe konstrukcje układów izolacyjnych to tzw. linie kompaktowe. W miejsce tradycyjnych poprzeczników stosowane są poprzeczniki izolacyjne zbudowane z izolatorów kompozytowych. Porównanie lini tradycyjnej i kompaktowej zostało przedstawione na poniższym rysunku. Konstrukcja i wymiary poprzecznika tradycyjnego słupa przelotowego (po lewej), powinna zapewniać zachowanie wymaganych minimalnych odległości przewodu od konstrukcji w przypadku wychylania się łańcucha. W przypadku poprzecznika izolacyjnego rolę elementu utrzymującego wymaganą odległość od trzonu słupa jest izolator wsporczy. Analiza zasadności zastosowania poprzeczników izolacyjnych może być wykonana zarówno dla nowobudowanych linii, ale także dla linii już istniejących. Kilka lat temu, dla jednej z linii 400kV przeprowadzona została analiza wariantów, gdzie porównywano różne rozwiązania a celem było zawężenie rzeczywistej strefy oddziaływania (hałas, pole elektryczne). Oceniane warianty: NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN 201

202 Słupy kratowe + standardowe łańcuchy Słupy rurowe + standardowe łańcuchy Słupy kratowe + poprzeczniki izolacyjne Słupy rurowe + poprzeczniki izolacyjne Wynik analizy wskazał, iż najbardziej optymalną konstrukcją pod względem rzeczywistej strefy oddziaływania linii 400kV jest wariant z poprzecznikami izolacyjnymi. Rzeczywista szerokość strefy oddziaływnia linii 400kV wyniosła 40m, zamiast 70m; jak w przypadku tradycyjnych rozwiązań. Co więcej konstrukcje z poprzecznikami izolacyjnymi były znacznie niższe i lżejsze od tradycyjnych. Jak pokazauje życie w obecnych warunkach to nie projekt, koszt materiału czy budowa jest największym problemem. Obecnie największym problemem, z którym borykają się operatorzy i wykonawcy, to pozyskanie gruntu (ustanowienie służebności) dla nowobudowanych linii. W takiej sytuacji należy zadać pytanie: co bardziej się opłaci walczyć o pas technologiczny 70m czy próbować go ograniczać stosując innowacyjne konstrukcje linii? Jak wspomniano wcześniej poprzeczniki izolacyjne mogą być stosowane nie tylko w nowobudowanych liniach kompaktowych. Swoje zastosowanie mogą mieć także w liniach już istniejących. Dobrym przykładem może być projekt zrealizowany dla Operatora Sieci Przesyłowej w Austrii, którego celem było zwiększenie możliwości przesyłowej poprzez podniesienie napięcia linii z 220kV do 380kV, przy zachowaniu tej samej wysokości słupów przelotowych oraz niezmienionej rzeczywistej strefy oddziaływania. 202 NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN

203 Porównanie sylwetek przed modernizacją (po lewej) i po modernizacji Podczas prac analizowano różne układy izolacyjne; poprzeczniki ruchome i sztywne. Analiza wykazała, iż lepszym rozwiązaniem będzie wzmocnienie konstrukcji dodatkowymi elemetami i zastosowanie poprzecznika ruchomego, niż zastosowanie konstrukcji sztywnej mogącej spowodować uszkodzenie trzonu słupa w przypadku wystąpienia zbyt dużej siły wynikającej np. z nierównomiernego osadzenia/opadania się lodu na przewodach w sąsiednich przęsłach. Rysunek poprzecznika ruchomego (po lewej) i sztywnego Sylwetka słupa z poprzecznikami ruchomymi NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN 203

204 Zdjęcie z prac przedstawiające różnicę w wysokości zawieszenia przewodu. Po lewej tor 220kV, po prawej 380kV z wykorzystaniem poprzeczników izolacyjnych. Zdjęcie przedstawiające zmodernizowane oba tory 380kV Innym ciekawym przykładem gdzie zastosowano nietypowe układy izolacyjne jest projekt realizowany przez OSP w Wielkiej Brytani nazwany T-Pylon. Porównanie tradycyjnych sylwetek słupów kratowych z słupami projektu T-Pylon 204 NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN

205 Koncepcja układu izolacyjnego polega na poprowadzeniu trzech faz na jednym podwieszeniu. W tym układzie izolacyjnym występują cztery izolatory odciągowe oraz jeden wsporczy. Kluczową rolę pełni tutaj izolator wsporczy, na którego działa duża siła ściskająca. Na potrzeby tego projektu użyto wsporczych izolatorów kompozytowych z rdzeniem o średnicy 180mm Odpowiednia konstrukcja tego izolatora zapewnia mu właściwą wytrzymałość na tzw. wyboczenie. Zdjęcie prototypu słupa wraz z układem izolacyjnym dwutorowej linii 400kV opartym na izolacji kompozytowej. NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN 205

206 To technologia kompozytowa otwiera nowe możliwości w zakresie projektowania nowych linii, lub modernizowania istniejących. Nawet tak bardzo konserwatywny rynek niemiecki zaczyna dostrzegać, iż dotychczas stosowane tradycyjne układy izolacyjne muszą zostać zastąpione produktem technologicznie bardziej zaawansowanym. W obliczu problemu polegającego na zmianie miejsca wytwarzania energi; farmy wiatrowe zlaokalizowane na północy Niemiec i konieczność transmisji tej energi na południe, opreratorzy prowadzą tzw. dialog techniczny dotyczący możliwości zwiększenia możliwości przesyłowych w istniejących liniach wysokich napięć, lub budowy nowych linii w pasie istniejących linii. Jeden z operatorów postanowił przeanalizować możliwość modernizacji linii w różnych wariantach. Celem nadrzędnym było podniesienie temperatury pracy przewodów lub podniesienie napięcia, co w naturalnych warunkach wiąże się z podniesieniem słupów. W tym przypadku z obawy, iż takie rozwiązanie może spotkać się z protestami społecznymi postanowiono przeanalizować alternatywne rozwiązania. Porównanie sylwetek słupów. Od lewej istniejąca konstrukcja linii 380kV i strefa oddziaływnia 93,7 m dla odcinków z przęsłami ok. 500m. W środku przedstawiona została sytuacja dla przęseł ok. 350m pas oddziaływnia ok. 71m. Po prawej, nowa propozycja przy uwzględnieniu długości przęseł ok. 300m i strefie oddziaływania na poziomie ok. 43m. Na szczególną uwagę zasługują znaczne dysproporcje w wysokości słupów. 206 NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN

207 Analizując dokładnie koncepcję nowych niższych słupów należy zauważyć konieczność zastosowania dodatkowych układów izolacyjnych podwieszonych w przęśle do przewodów odgromowych. Takie rozwiązanie, przy zastosowaniu lekkich izolatorów kompozytowych utrzymuje przewody fazowe na odpowiedniej wysokości w całej długości przęsła. Inną propozycją jest budowa linii 400kV w pasie istniejącej linii 110kV, gdzie założeniem jest zastosowanie koncepcji linii kompaktowej z poprzecznikami izolacyjnymi, oraz jak w poprzednim przykładzie, podwieszenie przewodów fazowych do przewodów odgromowych celem zachowania odpowiedniej odległości do ziemi oraz zapewnienie odpowiedniej odległości międzyfazowych. NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN 207

208 Kolejne warianty poddane analizie uwzględniały estetyczny aspekt mogący pomóc w realizacji takich projektów bez zbędnych protestów społecznych. 208 NOWOCZESNE KONSTRUKCJE UKŁADÓW IZOLACYJNYCH DLA LINII WN I NN