Obciążalność cieplna linii napowietrznych pytania, perspektywy, zagrożenia

Transkrypt

1 Piotr Kacejko Paweł Pijarski Katedra Sieci Elektrycznych i Zabezpieczeń Wydział Elektrotechniki i Informatyki Politechnika Lubelska Obciążalność cieplna linii napowietrznych pytania, perspektywy, zagrożenia Streszczenie W artykule przedstawiono problematykę obciążalności termicznej linii napowietrznych. Wspomniano o obecnie stosowanym podejściu do oceny parametrów cieplnych linii, a także zwrócono uwagę na możliwość zastosowania nowych, bardziej elastycznych metod oceny tej obciążalności, pozwalających utrzymać linię w ruchu po jej przeciążeniu. Zwrócono uwagę na rezerwy, które można wykorzystać planując wzrost obciążenia linii i na relatywnie tanie sposoby podniesienia jej przepustowości. Wprowadzono nowe definicje obciążalności długotrwałej przewodów linii, które sankcjonowałyby stosowanie proponowanych zmian podejścia do problemów obciążalności. Czy jest o czym dyskutować? Napowietrzne linie elektroenergetyczne wysokiego napięcia są obiektami, których czas życia wynosi kilkadziesiąt lat. Zabiegi eksploatacyjne takie jak konserwowanie konstrukcji wsporczych, wymiana i czyszczenie izolatorów poprawiają niezawodność linii, natomiast nie zwiększają ich przepustowości. Tymczasem wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną i rozproszone lokowanie źródeł wytwórczych powodują, że wymagania wobec przepustowości wzrastają. Na poziomie napięcia 110 kv kluczowe znaczenie dla przepustowości linii ma obciążalność cieplna, czyli wartość prądu, który może płynąć linią, nie powodując wzrostu temperatury przewodów powyżej wartości dopuszczalnych. Chociaż w przypadku linii przesyłowych o napięciu 220 i 400 kv na ograniczenia przepustowości wpływają znacząco problemy stabilności systemu, to także i dla tych linii obciążalność cieplna może w wielu przypadkach mieć decydujące znaczenie. Można naiwnie wierzyć (i niektórzy inżynierowie taką wiarę posiadają), że istnieje jednoznacznie określony parametr zwany obciążalnością cieplną rozpatrywanej linii, czyli wartość prądu który może długotrwale płynąć linią, bez przekroczenia dopuszczalnej temperatury jej przewodów. No ale co zrobić jeśli prąd w linii przekroczy tę wartość? I tu znów prosta odpowiedź: za pomocą dostępnych środków nie dopuszczać do takiej sytuacji. Jeśli przekroczenie jest wirtualne i wykryte na etapie projektowania sieci, to środkiem zapobiegawczym jest budowa układu o odpowiednio wyższych parametrach cieplnych (przewody o większym przekroju, dodatkowy tor, dodatkowa linia). Jeśli przekroczenie dotyczy istniejącego fragmentu sieci to na jego zmniejszenie można wpłynąć ograniczając

2 pobieraną lub wytwarzaną moc, a jeśli jego wartość zostanie uznana za groźną można element przegrzany wyłączyć ręcznie lub za pomocą układu automatyki odciążającej. Rzeczywistość jest bardziej złożona i nie tak czarno biała jak przedstawiono powyżej stąd potrzeba napisania niniejszego artykułu, koncentrującego się na problemach związanych z liniami o napięciu 110 kv. Parametr określany jako obciążalność długotrwała linii, choć formalnie można go zdefiniować, jest w sensie fizycznym określeniem bardzo niejednoznacznym. Decyzje o przebudowie linii, a jeszcze gorzej o konieczności budowy nowej, to skazanie podmiotu wnioskującego o przyłączenie do sieci na kilkuletni okres wstrzymywania planów inwestycyjnych, nie mówiąc już o kosztach (nowa linia 110 kv, w łatwym terenie to orientacyjnie tysięcy zł./km). Są takie rejony naszego kraju, w których pobieranie z sieci 110 kv (lub wprowadzanie do niej) mocy rzędu MW będzie możliwe ale za trzy lata. Warto zatem, zarówno w interesie operatorów sieci oraz współpracujących z nimi projektantów, jak też inwestorów planujących przyłączenie do sieci i pobór (względnie generację) mocy o znaczącej wartości, dokonać przeglądu metod, pozwalających na wyciśnięcie ile się da z możliwości przesyłowych linii napowietrznej wysokiego napięcia, bez konieczności jej gruntownej przebudowy lub budowy nowego obiektu. Temperatura projektowa linii pierwotna przyczyna trudności Choć wydaje się to niewiarygodne, to blisko 80 % krajowych linii o napięciu 110 kv zbudowano tak, że odległość pomiędzy przewodami linii, a znajdującymi się pod nią obiektami, spełnia wymagania normy [13], jeśli temperatura przewodów nie przekracza 40º C. Właśnie ta wielkość, zwana temperaturą projektową linii w zasadniczy sposób ogranicza prąd, który może płynąć jej przewodami, chociaż dla przewodów AFL, temperatura dopuszczalna z uwagi na ich właściwości materiałowe wynosi dwukrotnie więcej, czyli 80º C. Dla linii wykonanej najczęściej spotykanymi przewodami tj. AFL6 240 mm 2 prąd dopuszczalny w standardowych warunkach letnich, przy temperaturze otocznia przekraczającej 25º C, odpowiadający temperaturze projektowej linii wynosi 320 A, natomiast prąd dopuszczalny z uwagi na właściwości przewodów to aż 645 A. Tak więc liczbę większą od 320 (amperów) uzyskaną na etapie przygotowania ekspertyzy przyłączeniowej dla dużego odbiorcy lub wytwórcy (najczęściej chodzi o farmę wiatrową lub elektrociepłownię) w analizie rozpływowej systemu uwzględniającej planowaną inwestycję, traktuje się jak wyrok i pogrzebanie planów na łatwe i szybkie przyłączenie do sieci. Niestety, tylko 20% linii wybudowanych jest dla temperatury projektowej 60º C (linie zbudowane po 1989 r.), a znikoma liczba dla temperatury projektowej równej dopuszczalnej temperaturze przewodów, czyli 80º. Określając dla danej linii obciążenie dopuszczalne długotrwale, operator sieci nie uzasadnia szczegółowo co leży u podstaw przyjęcia konkretnych wartości. Fakt, że najczęściej wynikają one z temperatury projektowej linii (czyli z ograniczeń odległościowych) nie jest powszechnie znany i dyskutowany. Po prostu przyjmuje się ze jest właśnie tyle i już. Tym samym jest pewne, że jeśli z analizy rozpływowej (nawet dla stanu awaryjnego czy remontowego) wyniknie obciążenie powodujące (teoretycznie) wzrost temperatury przewodów ponad wartość temperatury projektowej (np. dla rozpatrywanej wyżej linii będzie to 400 A) to o wydaniu warunków przyłączenia przed przebudową linii, nie ma co marzyć. Warto jednak wiedzieć, co właściwie stałoby się, gdyby dla linii o temperaturze projektowej

3 40º dopuścić przepływ prądu przekraczającego o 10% czy o 20 % obciążalność długotrwałą. Poniżej pokazano fragment tablicy montażowej przęsła o rozpiętości a=300 m, dla linii wykonanej przewodem AFL6 240 mm 2. Tabela 1 Zestawienie zwisów oraz naprężeń przewodów roboczych typu AFL przy różnych prądach obciążenia, dla rozpiętości przęsła równej 300 m oraz naprężenia dopuszczalnego 100 MPa (obliczenia autorów) wyznaczone przy temperaturze otoczenia równej 30ºC Prąd, A Zwis, m 8,01 8,05 8,09 8,14 8,19 8,24 8,29 8,35 8,47 8,6 8,67 8,84 9 Naprężenie, MPa 48,9 48,66 48,4 48,12 47,82 47,54 47,23 46,9 46,23 45,54 45,15 44,33 43,4 Widząc, że nawet 20% przekroczenie obciążalności linii wynikające z temperatury projektowej powiększa zwis przewodu nie więcej niż o 0,5 m, można ulec pokusie totalnego sankcjonowania takiego urzędowego marginesu. I jest to pokusa uzasadniona, zwłaszcza, że takie powiększenie zwisu wcale nie musi oznaczać przekroczenia normatywnych wymagań odległościowych. Trudno jednak wymagać od operatora sieci, aby przy obecnym stanie prawnym zajmował tak liberalne stanowisko i już na etapie planowania przyłączenia takie przekroczenia akceptował. Można by jednak tę oczywistą (w wielu przypadkach) rezerwę usankcjonować wprowadzając do IRiESP następujący zapis: długotrwała obciążalność termiczna linii ze względu na warunki przestrzenne, jest to taka wartość prądu, który w określonych standardowo warunkach atmosferycznych, nie spowoduje zmniejszenia odległości przewodów linii od zlokalizowanych pod nią obiektów, poniżej wartości określonych w normie [13]. Trud i koszty przeprowadzenia analiz i pomiarów pozwalających na określenie takich wartości obciążenia długotrwałego linii z pewnością mogą zostać skompensowane poprawą wykorzystania ich zdolności przesyłowych. Wiatr chłodzi i zwodzi W dotychczasowych rozważaniach użyto terminu standardowe warunki atmosferyczne. Rozważanie temperatury przewodów bez uwzględniania warunków atmosferycznych jest zupełną abstrakcją. Wyróżnić można dwa dokumenty opisujące jak badać temperaturę i obciążalność przewodów linii elektroenergetycznych - norma IEEE Std [6] oraz raport CIGRE [7,8]. W normie IEEE równanie cieplne przewodu linii napowietrznej ma następującą postać dla stanu ustalonego: dla stanu nieustalonego: 2 c r s c q q q I R T (1) dtc 2 qc qr m cp qs I R Tc dt (2) dtc 1 2 I R Tc qs qc qr dt mc (3) p gdzie: q c strata ciepła przez konwekcję, q r strata ciepła przez radiację (promieniowanie), q s ciepło zyskane na skutek promieniowania słonecznego, T c temperatura przewodu, I prąd płynący w przewodzie, R rezystancja przewodu. Decydujące wpływ na wartość temperatury, którą osiągnie przewód linii napowietrznej, przez który przepływa prąd o wartości I, mają warunki jego chłodzenia. Najważniejszym

4 czynnikiem chłodzącym jest wiatr, szczególnie gdy jest on skierowany prostopadle do linii. Istotne znaczenia ma także nasłonecznienie (jako dodatkowy czynnik wzrostu temperatury) i stan powierzchni przewodu wpływający na proces absorpcji i emisji ciepła. Na rys.1 pokazano zależność temperatury przewodu od prędkości wiatru dla różnych wartości prądu obciążenia ( ) A), dla przewodu AFL i temperatury projektowej 40 C, przy następujących założeniach : emisyjność = 0,8, absorpcyjność = 0,5, nasłonecznienie Q s = 1000 W/m 2, kąt między kierunkiem wiatru a osią przewodu = 90, temperatura otoczenia t = 25 C. Jak widać, w warunkach dalekich od wichury (10 m/s, V w skali Beauforta), obciązlność szacowana poprzednio na 320 A, sięga obecnie 800 A Jakie warunki atmosferyczne przyjęto w materiałach operatora sieci w zakresie prędkości i kierunku wiatru, temperatury otoczenia i nasłonecznienia, stanu powierzchni przewodów, nie wiadomo, a przecież warto upowszechnić wiedzę na ten temat i warunki takie nazywać standardowymi. Rys. 1 Zależność temperatury przewodu (typu AFL-6 240) od prędkości wiatru, dla temperatury projektowej 40 C, dla różnych wartości prądu obciążenia Na rys.2 pokazano zależność temperatury przewodu od nasłonecznia dla różnych wartości prądu obciążenia ( ) A), dla przewodu AFL i temperatury projektowej 40 C, przy następujących założeniach : emisyjność = 0,8, absorpcyjność = 0,5, prędkość wiatru v = 2 m/s, kąt między kierunkiem wiatru a osią przewodu = 90, temperatura otoczenia t = 25 C. Tu wpływ warunków pogodowych nie jest tak znaczący.

5 Rys. 2 Zależność temperatury przewodu (typu AFL 6-240) od nasłonecznienia, dla temperatury projektowej 40 C, dla różnych wartości prądu obciążenia Z przedstawionych wykresów wynika, że jeśli tylko wiatr mocniej powieje, a do tego gdy chmury przysłonią słońce (lub gdy słońce zajdzie) temperatura przewodów znacząco spada, zbliża się do temperatury otoczenia, a warunki odległościowe linii pozostają niezagrożone, nawet gdy prąd bardzo wyraźnie przekracza obciążalność długotrwałą. Przedstawiciele stowarzyszeń wiatrakowych kontestując zbyt rygorystyczne podejście operatorów sieci do obciążalności linii mówią tak: wiatraki produkują energie elektryczną wtedy gdy wieje wiatr, wiatr chłodzi też przewody, a zatem stosowanie obciążalności długotrwałej przewodów wyznaczonej dla warunków prawie bezwietrznych do oceny oddziaływania produkcji farm wiatrowych na system jest nieporozumieniem przecież w takich warunkach produkcji energii elektrycznej nie będzie! Jest sporo racji w takim rozumowaniu, jest jednak pułapka wiatr chłodzi przewody, ale jeśli linia wielokrotnie zmienia trasę to w dolinach oraz w lasach wielokrotnie może trafiać na obszary osłonięte, bezwietrzne i tam temperatura przewodów będzie znacznie wyższa. Trudno zatem uznać podejście proponowane przez lobby energetyki wiatrowej: (im bardziej dmucha wiatr tym bardziej rośnie obciążalność linii) za możliwe do formalnego i automatycznego stosowania na etapie planowania przyłączeń farm wiatrowych. Zaawansowany monitoring eureka czy kosztowna zabawka z importu? Nikt nie kwestionuje twierdzenia, że rzeczywista temperatura przewodów linii napowietrznej (a tym samym jej zdolność do przesyłania mocy) bardzo silnie zależy od warunków pogodowych. Zamiast głowić się nad zależnością temperatury przewodów od pogody najlepiej ją po prostu zmierzyć. Pomiar ten trzeba wykonać w kilku miejscach linii. Najbardziej radykalna koncepcja to pomiar w każdej sekcji odciągowej. Zanim postęp

6 technologiczny przyniesie rozwiązania w postaci metod o bardziej bezpośrednim charakterze, zastosowanie znajduje pomiar pośredni, w którym o temperaturze przewodów wnioskuje się na podstawie pomiarów naprężenia przewodów. System CAT-1 produkowany przez amerykańską firmę Valley Group (na rys.3 pokazano jego najważniejsze elementy) jest stosowany w wielu krajach, eksperymenty pomiarowe prowadzono z nim także w Polsce. Rys.3. Metoda CAT-1 monitorowania naprężenia przewodów linii napowietrznej (właściciel materiałów firma The Valley Group) a) czujnik na linii pomiędzy izolatorem a słupem b) widok czujnika. Wyniki tych testów były pozytywne, jednak trudno sobie wyobrazić szersze zastosowanie sytemu, przy jego obecnej cenie. (komplety dynamometrów Load Cells, pomiar temperatury otoczenia i nasłonecznienia, układ łączności GSM wraz z modułem zasilającym i bateriami słonecznymi - kosztuje łącznie ok zł.) Taki układ pozwala na uzyskanie w stacji krańcowej informacji (na dedykowanym komputerze) o stanie naprężenia i temperatury przewodów dwóch sekcji linii (w dwie strony od słupa na którym zainstaluje się moduł). Jeśli trasa linii wymaga zastosowania dynamometrów w wielu sekcjach, cena systemu wzrasta znacząco i jego stosowanie znajduje uzasadnienie dla linii o napięciu 400 i 220 kv o kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Nie można jednak wykluczyć, że działania konkurencyjne doprowadzą do obniżenia ceny systemów tego typu i będzie możliwość powszechnego ich stosowania. Wtedy prawdopodobnie w pełni uda się rozwinąć ideę dynamicznego obciążania linii i dopasowywania przesyłanej mocy do aktualnych możliwości przesyłowych linii [16], [17]. Dynamikę zmian możliwości przesyłowych linii wynikającą ze zmian warunków atmosferycznych (temperatura otoczenia, prędkość i kierunek wiatru, nasłonecznienie) przedstawiono na rys.4.

7 Rys.4 Dopuszczalne wartości mocy, która może być przesłana linią 110 kv wykonaną przewodem AFL6 240, przy temperaturze projektowej 40 C dane pogodowe dla lipca 2005 r., linia zlokalizowana na Mazowszu Tym samym możliwe jest wprowadzenie pojęcia dynamicznej obciążalności linii napowietrznej, w zaproponowanym brzemieniu: jeśli linia wyposażona jest w odpowiedni system kontrolno - pomiarowy jej obciążalność termiczna podlega zmianom, a przekroczenie dopuszczalnej temperatury przewodów jest sygnalizowane i wymusza automatyczne lub ręczne działania ograniczające wartość płynącego prądu. Wymiana przewodów ogromne możliwości, niemałe koszty Wzrost obciążalności linii napowietrznej można oczywiście osiągnąć stosując częściową lub całkowitą wymianę przewodów typu AFL (ang. ACSR) na przewody typu AFLs (ACSR/TW) lub przewody nowej generacji - AAAC, ACSS. Korzyści, jakie wynikają z ich zastosowania powodują, że coraz powszechniej są wykorzystywane. Przewody segmentowe, w porównaniu z tradycyjnymi, pozwalają na zwiększenie przekroju prądowego przy zachowaniu tej samej średnicy, co odpowiadający mu przewód tradycyjny, a to z kolei powoduje zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej. W ten sposób możliwości przesyłowe linii zostają zwiększone o 15 25%. Drugą zaletą tych przewodów, oprócz zwiększonego przekroju czynnego, jest to zdolność do tłumienia drgań wiatrowych o dużej i niskiej częstotliwości. Pełzanie przewodów segmentowych, jest porównywalne z pełzaniem przewodów typu AFL. Kolejną zaletą jest prawie identyczny zwis przewodu w porównaniu z przewodami tradycyjnymi, co stanowi dużą zaletę przy modernizacji linii. Na rys. 5 pokazano przekroje przewodów segmentowych stalowo-aluminiowych.

8 Rys. 5. Przekroje przykładowych przewodów segmentowych [18] (ciemnym kolorem zaznaczono rdzeń stalowy) Przedstawiając szereg zalet przewodu AFLs należy wspomnieć także o jego wadzie. Jest nią niestety cena. Cena ta powoduje, że koszt wymiany przewodu tradycyjnego na segmentowy jest bardzo znaczny i wynosi dla 1 kilometra linii 20-40% kosztu budowy nowej linii przewodem tradycyjnym. Ustalono bowiem, że: koszt wymiany przewodu AFL6 120 na AFL mm 2 jednotorowej (3 fazy) wynosi zł; koszt wymiany przewodu AFL6 240 na AFL mm 2 jednotorowej (3 fazy) wynosi zł. dla 1 km linii dla 1 km linii Można jednak i tę kwestię zracjonalizować, jeśli dokona się wymiany przewodów tylko w niektórych sekcjach, wtedy na ogół pozostałe sekcje (w których pozostawia się przewód tradycyjny) dają możliwość przejścia na większą temperaturę projektową tylko na zasadzie wykorzystania rezerw, bez potrzeby wprowadzania innych zabiegów modernizacyjnych. Co do przewodów nowej generacji to przewody stopowe AAAC (All Aluminium Alloy Conductor) wykonane są z okrągłych drutów ze stopu aluminium z magnezem i krzemem. Temperatura pracy tych przewodów podawana przez producentów to 100ºC i wyższa [10]. Przewody wysokotemperaturowe ACSS (Aluminium Conductor Steel Supported) posiadają taką samą budowę jak przewody ACSR (czyli AFL). Różnica polega na tym, że nie przenoszą naciągu przewodu, w wyniku innych nieco właściwości drutów aluminiowych, w związku z czym mogą pracować przy niezwykle wysokich temperaturach (nawet ok. 250ºC). Istnieją również przewody wysokotemperaturowe o budowie opartej na stopie aluminium z cyrkonem typu TAI, ZTAI, XTAI oraz przewody typu ACCR (Aluminium Conductor Composite Reinforced) czy też ACFR (Aluminium Conductor Carbon Fiber Reinforced) w których druty rdzenia wykonane są z materiałów kompozytowych [10]. Rzetelny audyt linii najtańszy klucz do sukcesu Mówiąc o obciążalności linii napowietrznej trzeba pamiętać, że jest to obiekt przestrzennie zróżnicowany. Jak wynika z tabeli 1 prąd o wartości dwukrotnie większej niż przyjmowana do analiz obciążalność długotrwała, powoduje wzrost zwisu o 1 m. Może się okazać, że powoduje to naruszenie warunków odległościowych w 50 % przęseł, a może tylko w 5%. Wiedza o tym, jak wrażliwa jest dana linia na wzrost temperatury przewodów ponad wartość projektową, ma kluczowe znaczenie w racjonalnym podejściu do problemu zwiększenia jej obciążalności. Informacja o tym czy wzrost zwisu stanowi zagrożenie przestrzenne, nie jest wcale łatwo dostępna. Trzeba dogrzebać się do jej dokumentacji i zakładając, ze jest zgodna z rzeczywistością przeprowadzić analizę obliczeniową. W ramach

9 prac prowadzonych przez autorów wykonano kilka takich analiz, które można nazwać uproszczonym audytem. Do badań wzięto pod uwagę sześć wybranych linii (z terenu Lubelszczyzny i Mazowsza), które oznaczono odpowiednio A pierwsza linia, B druga linia, C trzecia linia, D czwarta linia, E piąta linia, F szósta linia. Wszystkie linie zostały zaprojektowane na temperaturę +40 C. Dwie z nich były wykonane przewodami AFL-6 120, natomiast pozostałe AFL Niska temperatura projektowa i dość niewielkie przekroje przewodów to czynniki powodujące, że przepustowość tych linii jest mała. Jeżeli rozważy się przypadek, kiedy temperatura otoczenia osiągnie wartość powyżej 30 C, a przyrost temperatury spowodowany promieniowaniem słonecznym - kilkanaście stopni, wówczas niemożliwe stanie się, praktycznie w ogóle, obciążenie linii. Wtedy najbardziej istotną rolę odgrywa prędkość i kierunek wiatru, ponieważ od niego w głównej mierze zależy dopuszczalna obciążalność linii. Rozważane linie usytuowane były w sieci zamkniętej. Zostały one wytypowane na podstawie szeregu analiz przeprowadzonych na rozpatrywanej sieci. Analizy dotyczyły stanu pracy sieci normalnego, stanów awaryjnych i remontowych. Największe przeciążenia odnotowano w liniach A, B, C i D. Linie E i F przeciążały się już w stanie normalnym i przy wzroście przesyłanej mocy ich przeciążenia wzrastały nieznacznie. W wyniku analiz oszacowano koszty jakie trzeba ponieść przy modernizacji poszczególnych linii, aby zwiększyć ich przepustowość do wymaganej. Koszty te dla poszczególnych linii przedstawiają się zgodnie z Tabelą 2 Tabela 2 Zestawienie kosztów i prac związanych z modernizacją badanych linii 110 kv Symbol linii (liczba przęseł) A (131) B (27)) C(30) D (111) E (73) F (32) Zakres prac modernizacyjnych zmiana naprężeń w 10 sekcjach Podwyższenie dwóch słupów o 3 m Zmiana naprężenia w jednej sekcji oraz podwyższenie jednego słupa o 3 m Zmiana naprężenia w dwóch sekcjach oraz podwyższenie sześciu słupów (czterech o 2 m i dwóch o 3 m) Zmiana naprężenia w dziewięciu sekcjach oraz podwyższenie dziewięciu słupów (jednego o 2 m i ośmiu o 3 m) Zmiana naprężenia w dwóch sekcjach Efekt możliwy do osiągnięcia zmiana temperatury projektowej z 40 C do 60 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 205 A na 305 A) zmiana temperatury projektowej z 40 C do 60 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 320 A na 470 A) zmiana temperatury projektowej z 40 C do 60 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 320 A na 470 A) zmiana temperatury projektowej z 40 C do 60 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 320 A na 470 A) zmiana temperatury projektowej z 40 C do 80 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 205 A na 410 A) zmiana temperatury projektowej z 40 C do 60 C (zwiększenie dopuszczalnej obciążalności prądowej z 320 A na 470 A) Koszt prac 140 tys. zł 50 tys. zł 50 tys. zł 280 tys. zł 340 tys. zł 150 tys. zł W wyniku przeprowadzonych badań można stwierdzić, że osiągnięcie konsensusu inwestycyjnego pozwalającego na zwiększeniu dopuszczalnej obciążalności linii jest możliwe, o ile właściciel (lub użytkownik) majątku sieciowego będzie posiadał o nim rzetelną

10 wiedzę, co w erze fotografii satelitarnej i geodezji wspieranej przyrządami laserowymi nie jest wielkim problemem. Konieczne do przeprowadzenia inwestycje sieciowe mogą w wyniku takiej analizy być ograniczone do racjonalnego wymiaru rzeczowego i finansowego. Zabezpieczenia przeciążeniowe linii czy ufać ludziom? Przestawiona dotychczas problematyka dotyczyła etapu planowania rozwoju systemu i wydawania warunków przyłączeniowe dla jego nowych użytkowników. W sytuacjach awaryjnych przeciążeniami mogą być objęte także istniejące obiekty. IRiESP określają reakcję na przeciążenie w sposób następujący: obciążenia prądowe elementów sieciowych powinny być mniejsze od dopuszczalnych długotrwale lub przekraczać je o nie więcej niż 20 % pod warunkiem, że przeciążenia te mogą być zlikwidowane w czasie nie dłuższym niż 20 minut, bez wprowadzania ograniczeń zasilania odbiorców (poprzez dokonywanie przełączeń w sieci, zaniżanie lub zawyżanie wytwarzania) lub przekraczać je o więcej niż 20 % pod warunkiem, że przeciążenia mogą być zlikwidowane w wyniku działań automatycznych, bez ograniczenia zasilania odbiorców (poprzez automatyczne wyłączenia jednostek wytwórczych, zaniżanie lub zawyżanie wytwarzania). Linie krajowe nie są wyposażone w zabezpieczenia przeciążeniowe, realizujące powyższą formułę. Czy jest to słuszne podejście, skoro niektóre terminale zabezpieczeniowe np. REL511 zabezpieczenia takie posiadają, nawet w kilku wersjach. Dylemat wyłączać czy nie, przeciążoną linię?, nieprawidłowo rozstrzygnięty, był przyczyną niejednej awarii systemowej (blackoutu). Zwłoka w wyłączeniu prowadzi do zwarcia doziemnego (w wyniku zwiększenia zwisu), zbyt pospieszne wyłączenie prowadzić może z kolei do przeciążenia kolejnych linii i kaskady wyłączeń. Problem przeciążeń, który wystąpi równocześnie dla kilku linii może być trudny do opanowania, nawet dla sprawnego dyspozytora. W tych warunkach wsparcie technika cyfrową jest niezbędne choć trudno wyrokować czy ma to być układ zintegrowany z zabezpieczeniem linii, czy jeden z algorytmów systemu sterowania i nadzoru stacji. Możliwości są tu bardzo duże, przy współpracy z układami typu CAT, przy digitalizacji dokumentacji informacji dotyczącej uwarunkowań odległościowych linii, przy domknięciu pętli sterowania przepływem prądu, poprzez oddziaływanie na układy wytwórcze (automatyka systemowa AO) można ryzyko związane z oddziaływaniem termicznym prądu o wartości większej niż dopuszczalna zmniejszyć do minimum. Próba podsumowania Zniecierpliwiony Czytelnik ma prawo wreszcie zapytać: no to jaki w końcu prąd może płynąć rozpatrywaną linią napowietrzną. Artykuł formułuje odpowiedź, która można wyrazić w następujący sposób - ta wielkość zależy od: ukształtowania i zabudowy terenu pod linią oraz stopnia identyfikacji tego problemu przez operatora sieci; wyposażenia linii w nowoczesny sprzęt do monitorowania temperatury przewodów w zależności od warunków atmosferycznych i efektywnego powiązania go z układami automatyki odciążającej; możliwości finansowanych związanych z modernizacją linii, przy czym trzeba pamiętać, że prawidłowo przeprowadzona modernizacja daje bardzo duże efekty związane ze wzrostem obciążalności, nawet przy bardzo niewielkich nakładach.

11 Czyli podsumowując w większości przypadków dopuszczalna wartość prądu, który może płynąć daną linią napowietrzną jest większa niż ta, którą wskazują statyczne i nieco zbyt biurokratyczne kryteria stosowane obecnie. Literatura [1] Przepisy Budowy Urządzeń Elektroenergetycznych. Dobór przewodów i kabli elektroenergetycznych do obciążeń prądem elektrycznym. Zarządzenie nr 29 Ministra Górnictwa I Energetyki z dnia 17 lipca 1974r. w sprawie doboru przewodów i kabli elektroenergetycznych do obciążeń prądem elektrycznym. [2] Korab R., Siwy E., Żmuda K. Uwzględnienie dynamicznej obciążalności linii napowietrznych sterowaniu pracą krajowej sieci przesyłowej. X Międzynarodowa Konferencja Naukowa-APE Gdańsk-Jurata, 6-8 czerwca 2001r. [3] Siwy E., Żmuda K. Analiza obciążalności napowietrznych linii przesyłowych w rzeczywistych warunkach atmosferycznych. XI Międzynarodowa Konferencja Naukowa-APE Jurata, czerwca 2003r. [4] Siwy E., Żmuda K. Przepustowość termiczna linii napowietrznych na potrzeby bieżącej eksploatacji, projektowania oraz planowania rozwoju sieci elektroenergetycznych. V Konferencja Naukowo-Techniczna - Sieci 2004, Wrocław, września 2004r. [5] Argasińska H. Obciążalność prądowa linii napowietrznych. Biuletyn Techniczny Energoprojekt Kraków. CIGRE [6] IEEE Std (IEEE Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors). [7] ELECTRA No. 144, The thermal behaviour of overhead conductors. Section 1 and 2. [8] ELECTRA No. 174, The thermal behaviour of overhead conductors. Section 3. [9] Elektroenergetyka Nowa metoda podwyższania słupów. Na podstawie materiałów firmy ABB Energieanlagenbau BmbH. [10] Kuczkowska I. Napowietrzne linie przesyłowe nowe rozwiązania, nowe podejście do projektowania, zmiany w normalizacji. Elektroenergetyka [11] Siwy E., Żmuda K. Źródła wiatrowe a obciążalność dynamiczna linii napowietrznych. XIII Międzynarodowa Konferencja Naukowa-APE Jurata, czerwca 2007r. [12] Sawicki J. Obciążalność prądowa napowietrznych linii elektroenergetycznych - w aspekcie wyprowadzenia mocy z farm wiatrowych. XIII Międzynarodowa Konferencja Naukowa-APE Jurata, czerwca 2007r. [13] PN-E Marzec Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa. [14] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego- (Dz. Ustaw nr 93 z 29 maja 2007 r., pozycja 623). [15] IRiESP [16] Mosiński F.: Dynamiczna obciążalność toru prądowego w systemie elektroenergetycznym, Wiadomości Elektrotechniczne Nr 07/2007, str

12 [17] Kacejko P., Pijarski P.: Algorytm dynamicznego dopasowania poziomu mocy generowanej do możliwości przesyłowych linii elektroenergetycznej. Przegląd Elektrotechniczny materiały przyjęte do druku. [18] Thermal rating of overhead lines questions and, prospects, risk This paper presents the manners of increasing thermal capacity of overhead lines and upgrading their thermal protection systems. It was said about existing ways and new one which lets keep the line in working, despite formal overloading. The new solutions in short time- should change power flow so that the line has relieved or the overload line has decreased to permissible value. Due to some lifting procedures on reasonable costs, thermal capacity of overhead lines can be also significantly increased. mgr inż. Paweł Pijarski. Studia na Wydziale Elektrotechniki i Informatyki Politechniki Lubelskiej ukończył w 2004 r.. W październiku 2005 r. rozpoczął pracę w Katedrze Sieci elektrycznych i Zabezpieczeń na stanowisku asystenta. Jego zainteresowania naukowe związane są z dynamiczną obciążalnością prądową elektroenergetycznych linii napowietrznych, ich wrażliwością na zmiany mocy generowanych w poszczególnych źródłach wytwórczych oraz zmiany obciążenia w poszczególnych węzłach. Jest współautorem kilku artykułów i prac poświęconych tej tematyce. prof. dr hab. inż. Piotr Kacejko jest absolwentem Wydziału Elektrycznego Politechniki Lubelskiej i jej pracownikiem od 1979 r (aktualnie na stanowisku profesora nadzwyczajnego). Prowadzi badania z zakresu analiz systemu elektroenergetycznego, w szczególności w stanach zakłóceniowych. Jest autorem kilkudziesięciu prac naukowo-badawczych oraz publikacji z tej dziedziny. Aktualnie zajmuje się problematyka oddziaływania małych źródeł wytwórczych na sieć elektroenergetyczną.