Wykorzystanie techniki PPN do poprawy diagnostyki stanu technicznego

Transkrypt

1 Wykorzystanie techniki PPN do poprawy diagnostyki stanu technicznego napowietrznych linii przesyłowych Krzysztof Mikołajczyk Jan Gramowski Tadeusz Szczepański PSE-Północ S.A. 1. Aktualny stan diagnostyki liniowej Ocena stanu technicznego napowietrznych linii przesyłowych jest oparta głównie na wynikach zabiegów diagnostycznych przeprowadzanych z częstotliwością określoną w części Instrukcji organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN, dotyczącej napowietrznych linii najwyższych napięć. Wartość tej oceny jest więc zależna od doskonałości stosowanych technik diagnostycznych. W konsekwencji od jakości tych technik zależy poprawność wniosków zawartych w ocenie stanu technicznego poszczególnych linii, czyli skuteczność działań podejmowanych dla utrzymania pożądanego stanu technicznego tych obiektów. Odmienne funkcje poszczególnych elementów konstrukcyjnych linii napowietrznych powodują, że do ich oceny są stosowane różne techniki diagnostyczne. Tak np. pomiary termowizyjne czy pomiary ulotu systemem Korona pozwalają na wykrywanie usterek w torze prądowym, a pomiary rezystancji uziemień konstrukcji wsporczych umożliwiają ocenę tego elementu linii. Jedynym uniwersalnym jak dotąd zabiegiem diagnostycznym są oględziny. Dotyczą one bowiem wszystkich elementów linii. Praktycznie tylko one umożliwiają ocenę konstrukcji wsporczych, przewodu odgromowego i izolacji. Zarówno oględziny wykonywane z powietrza (aktualnie wspomagane specjalistycznym oprogramowaniem umożliwiającym analizę zdjęć wykonanych poklatkowo), jak i tradycyjne oględziny piesze charakteryzują się znacznymi niedoskonałościami w postrzeganiu niektórych rodzajów usterek. Dotyczy to głównie poluzowanych połączeń śrubowych w mostkach przewodu odgromowego (w torze prądowym winna wykryć to termowizja), czy w mocowaniach kątowników, szczególnie w górnej części konstrukcji słupa, poprzerywanych żyłek przy zacisku mostka przewodu odgromowego, osłabionych mechanicznie (wytartych w miejscach łączeń) różnego rodzaju łączników, wieszaków i uchwytów, braku zawleczek, czy podkładek w poszczególnych elementach osprzętu itp. Jak z powyższego wynika, niedoskonałości oględzin dotyczą głównie elementów związanych z górną partią konstrukcji wsporczej linii napowietrznej. W skrajnych przypadkach może to stanowić poważne zagrożenie dla pracy linii. 2. Oględziny odgórne jako uzupełnienie diagnostyki liniowej Zaniechanie stosowanych kiedyś przeglądów linii napowietrznych (zabieg zagregowany łączący oględziny odgórne z usuwaniem wykrytych uste- nr 3 (9)

2 rek) miało swoje uzasadnienie w narastających trudnościach związanych z uzyskaniem koniecznych wyłączeń linii z ruchu. Obecnie dysponujemy technikami pozwalającymi na wykonanie oględzin odgórnych bez wyłączania napięcia (technologie PPN) i bez odstawiania automatyki SPZ*. Monter przemieszczając się po konstrukcji górnych partii słupa może z bezpośredniej odległości dostrzec (a także utrwalić na zdjęciu) i ustalić stopień zagrożenia dla usterek praktycznie niewykrywalnych innymi metodami. Wymaga to sporego doświadczenia zawodowego, ale wszyscy monterzy dopuszczeni do wykonywania prac w technologiach bez wyłączania napięcia dysponują takimi kwalifikacjami. Daje to gwarancję, że wynikiem oględzin będzie pełna identyfikacja ewentualnych nieprawidłowości wszystkich elementów związanych z górną partią słupa. Stosowanie w praktyce eksploatacyjnej oględzin odgórnych nie powinno eliminować jakiejkolwiek ze stosowanych aktualnie technik diagnostycznych dotyczących linii napowietrznych najwyższych napięć. Usterki, których wykrywanie jest możliwe praktycznie tylko przez oględziny odgórne, mają charakter uszkodzeń mechanicznych powstających głównie wskutek drgań oddziałujących w długim czasie przede wszystkim na wszelkie połączenia w układzie izolacyjnym, przewodach i konstrukcji słupa. Zatem oględziny jako uzupełnienie aktualnie stosowanej diagnostyki mogą być przeprowadzane w cyklu wieloletnim. Możliwości, jakie stwarzają opanowane już technologie PPN, skłaniają do zmiany poglądu w kwestii zasadności wykonywania przeglądów linii NN. Taki zabieg winien łączyć oględziny odgórne z usuwaniem usterek stwierdzonych w ich trakcie, uwzględniając także wyniki pozostałych zabiegów diagnostycznych. Same oględziny i likwidacja zdecydowanej większości usterek mogą już być wykonywane w technologiach bezwyłączeniowych. Eliminuje to praktycznie trudności związane z uzyskiwaniem wyłączeń, umożliwiając przeprowadzanie okresowo pożądanych restytucji stanu technicznego linii. 3. Doświadczenia PSE-Północ w prowadzeniu przeglądów linii NN w technologiach PPN Pierwszy pełny przegląd odgórny bez wyłączania napięcia został przeprowadzony na linii 400 kv Grudziądz Węgrowo Płock (wykonane wcześniej prace tego typu na liniach NN, będących w operatywnym kierownictwie PSE-Północ, dotyczyły wybranych, krótkich odcinków linii). Prace rozpoczęto w lipcu 2009 roku od oględzin odgórnych wszystkich Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia stanowisk linii (306 słupów). Na podstawie wyników oględzin (także dokumentacji zdjęciowej) została podjęta decyzja o zakresie prac w technologiach PPN. Przegląd został zakończony w czerwcu 2010 r. Efektywność prac skłoniła prowadzących eksploatację do kontynuacji przyjętego sposobu działania. W listopadzie 2010 r. rozpoczęto przegląd odgórny (328 stanowisk), w technologii PPN, linii 400 kv Gdańsk Błonia Olsztyn Mątki. To zadanie zakończyło się w czerwcu 2011 r. Najliczniejsze grupy zabiegów w technologiach PPN przedstawiono w tab. 1. Pierwsze dwie kolumny zaznaczone jako Naprawa mostków przewodu odgromowego przedstawiają zabiegi wymuszone usterkami w zdecydowanej większości możliwymi do wykrycia jedynie przez oględziny odgórne. Dotyczy to np. niezbędnej wymiany lub naprawy (uzupełnianie nakrętek, podkładek i dokręcanie poluzowanych połączeń) uchwytów śrubowo-kabłąkowych i zacisków uziemiających przewód odgromowy. Na obu liniach dotyczyło to 617 niezbędnych interwencji. Niezwykle trudnymi do wykrycia w inny niż preferowany tu sposób są także usterki wieszaków śrubowo-kabłąkowych (15 przypadków na obu liniach), czy uchwytów przelotowych, wahliwych (3 przypadki na obu liniach) w zawieszeniu przewodu odgromowego. Dwie kolumny środkowe ( Wymiana uszkodzonych izolatorów kołpakowych ) oznaczają prace, których potrzeba (szczególnie w przypadku izolacji kołpakowej szklanej) jest identyfikowalna przy okazji każdych oględzin (niekoniecznie odgórnych). Oględziny całego układu izolacyjnego (izolatory i różnego rodzaju wieszaki, łączniki, uchwyty oraz pierścienie i rożki ochronne) prowadzone z konstrukcji słupa dają jednak większą gwarancję na pełne zlokalizowanie usterek. Wreszcie dwie kolumny z prawej odpowiadają pracom związanym z uzupełnianiem braków w konstrukcji słupa. Przeprowadzenie tych uzupełnień w technologii PPN, a szczególnie ułatwienie lokalizowania luźnych połączeń śrubowych w górnej partii słupa, to istotna zaleta tej technologii. O realizacji prac w technologiach PPN przesądziła analiza modelu decyzyjnego przedstawionego na rys. 1. Prace na obu liniach zostały uznane za konieczne do wykonania w trybie prac planowych. Decyzja o wykonaniu oględzin odgórnych bez wyłączania napięcia była oczywista, ze względu na koszty nie przekraczające całkowitych kosztów wykonania tych zabiegów w stanie beznapięciowym (przy uwzględnieniu skutków wyłączenia linii dla systemu i dodatkowych kosztów związanych z koniecznością zakładania przenośnych uziemiaczy w miejscu pracy). Ponadto stosowana technologia PPN nie narusza ruchowych * SPZ automatyka samoczynnego ponownego załączania. Odstawienie tej automatyki w przypadku wystąpienia przemijającego zwarcia znacznie wydłuża przerwę w pracy linii. 100

3 Fot. 1. Awaria jednego toru linii 400 kv relacji Żarnowiec Gdańsk Błonia spowodowana uszkodzeniem elementu zawieszenia łańcucha przelotowego Fot. 2. Przyczyna powyższej awarii. Wytarty i przerwany łącznik przedłużający jednowidlasty

4 Fot. 3. Trudno dostrzegalne uszkodzenie przewodu uziemiającego na połączeniu z zaprasowywanym zaciskiem uziemiającym. Widoczna nowa zawleczka na połączeniu uchwytu przelotowego z zawiesiem przewodu odgromowego Linie 400 kv Naprawa mostków przewodu odgromowego na słupach P na słupach ON PS-16B Wymiana uszkodzonych izolatorów kołpakowych PS-22A, PS-210W Uzupełnianie braków lub dokręcanie kątowników śrub włazowych Grudziądz Płock Gdańsk Olsztyn Tab. 1. Zabiegi w technologiach PPN przeprowadzone w ramach przeglądów odgórnych w sieci NN eksploatowanej na obszarze PSE-Północ Rys. 1. Model decyzyjny dotyczący wyboru technik przeglądów linii NN. KW całkowity koszt wykonania pracy przy wyłączonym napięciu PPN koszt wykonania pracy bez wyłączania napięcia 1 ścieżka decyzyjna w przypadku linii 400 kv Grudziądz Węgrowo Płock 2 ścieżka decyzyjna w przypadku linii 400 kv Gdańsk Błonia Olsztyn Mątki

5 warunków pracy linii (nie ma potrzeby odstawiania automatyki SPZ). Powoduje to, że praktycznie nie ma ograniczeń w ich realizacji poza warunkami pogodowymi. Można przyjąć, że dotyczy to wszystkich linii napowietrznych w polskiej sieci przesyłowej. Druga część przeglądu polegająca na likwidacji usterek zakwalifikowanych do usunięcia wymaga indywidualnego podejścia w zależności od konkretnego obiektu. Tak więc brak możliwości uzyskania wyłączeń dla realizacji zamierzonych prac na linii Grudziądz Płock skutkował uruchomieniem ścieżki decyzyjnej oznaczonej jako 1. W przypadku linii 400 kv Gdańsk Olsztyn uzyskanie wyłączeń było teoretycznie możliwe (stąd ścieżka decyzyjna 2 ). Po oszacowaniu wszystkich elementów wpływających na wybór sposobu pracy (w tym skutków wyłączeń linii dla systemu elektroenergetycznego, braku pewności uzyskiwania wyłączeń w dogodnych terminach ze względu na uzależnienie możliwości tych wyłączeń od pracy Elektrowni Ostrołęka, dodatkowych prac związanych z uziemianiem wielu miejsc pracy), okazało się, że koszty PPN i prac z wyłączeniem napięcia są porównywalne, a dla niektórych zabiegów technologia bezwyłączeniowa jest ewidentnie tańsza (chodzi o drobne naprawy w strefie napięciowej). 4. Wnioski 1. Ze względu na skuteczność (w pewnym zakresie unikalność) oględzin odgórnych oraz możliwości technologii PPN wdrożonych w polskiej sieci przesyłowej, wydaje się zasadne wznowienie przeglądów odgórnych napowietrznych linii przesyłowych jako zabiegów planowych wykonywanych cyklicznie (np. co 10 lat). 2. Przegląd odgórny jako zabieg zagregowany winien obejmować następujące etapy: a) oględziny odgórne wykonywane w technologii PPN, b) analizę wyników oględzin odgórnych i wykonywanych ostatnio pozostałych technik diagnostycznych; ta analiza powinna się zakończyć ustaleniem zakresu prac niezbędnych do wykonania w ramach przeglądu, c) realizację ustalonych prac z wykorzystaniem wyżej przedstawionego modelu decyzyjnego. 3. Dla ułatwienia przeprowadzania analiz ekonomicznych niezbędnych dla wyboru właściwej ścieżki decyzyjnej należy opracować możliwie prostą metodykę ich stosowania. Literatura [1] B. Dudek Bezwyłączeniowe techniki eksploatacji sieci przesyłowej Elektroenergetyka Współczesność i Rozwój nr 2-3/2010. [2] B. Dudek Prace pod napięciem w elektroenergetyce bezwyłączeniowe techniki utrzymania sieci przesyłowej, INPE, Seria podręczniki, Zeszyt 36, [3] J. Dąbrowski, J. Ignaczak Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN. Linie napowietrzne NN, PSE Operator, [4] Praca zbiorowa. Instrukcja prowadzenia prac bez wyłączania napięcia w obiektach sieciowych PSE Operator, Mgr inż. Krzysztof Mikołajczyk, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej, studiów podyplomowych energetyki jądrowej (Wydział Mechaniczny, Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej) i kierunku menedżerskiego (Kolegium Zarządzania i Finansów SGH w Warszawie). Wieloletni specjalista techniczny w zakresie eksploatacji sieci elektroenergetycznej, instruktor prac pod napięciem, kierownik Obszarowej Dyspozycji Mocy w Bydgoszczy, zastępca dyrektora do spraw technicznych w PSE-Północ Sp. z o.o., dyrektor pionu w Dyrekcji Zarządzania Majątkiem Sieciowym PSE Aktualnie emeryt i doradca Zarządu PSE-Północ oraz koordynator prac pod napięciem w sieci przesyłowej PSE Operator Mgr inż. Jan Gramowski, absolwent Wydziału Elektrycznego Politechniki Gdańskiej. Wieloletni specjalista techniczny w zakresie eksploatacji napowietrznych linii przesyłowych ze szczególnym uwzględnieniem prac pod napięciem. Zastępca kierownika Wydziału Sieci w PSE-Północ. Mgr inż. Tadeusz Szczepański, od 2001 r. prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych Północ. Absolwent Wydziału Telekomunikacji i Elektrotechniki Akademii Techniczno-Rolniczej w Bydgoszczy (1976), Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej (1980), specjalności energetyka jądrowa na Wydziale Mechanicznym, Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej (1984); kierunku menedżerskiego w Kolegium Zarządzania i Finansów Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie (1998); studiów podyplomowych z zakresu zarządzania spółką na rynku Unii Europejskiej w Kolegium Gospodarki Światowej SGH (2003). Od 1977 r. pracował w Zakładach Energetycznych Okręgu Północnego na stanowisku samodzielnego inżyniera do spraw sieci niskiego napięcia w Wydziale Sieci. W kolejnych latach był: kierownikiem Wydziału Sieci w PSE Oddział Bydgoszcz ( ); zastępcą dyrektora do spraw technicznych i kierownikiem Obszarowej Dyspozycji Mocy w PSE-Północ sp. z o. o. ( ), a w latach członkiem rady nadzorczej PSE Działacz i rzeczoznawca SEP, od 2006 roku prezes Zarządu Oddziału Bydgoskiego SEP. nr 3 (9)