Zwiększenie zdolności przesyłowych istniejących linii energetycznych napowietrznych

Obecnie w związku z coraz większym zapotrzebowaniem na energię elektryczną poważ­nym wyzwaniem staje się sprosta­nie temu zapotrzebowaniu. Zmiany klimatu, w tym ubiegłoroczne upały, zmusiły Polskie Sieci Elektroenerge­tyczne, operatora krajowego sys­temu elektroenergetycznego (KSE), do wprowadzenia znanych z dawniej­szych czasów stopni zasilania, czyli ograniczeń w przesyle mocy, przede wszystkim do największych odbior­ców. Aby w przyszłości uniknąć ta­kich problemów, niezbędne są stałe inwestycje w nowe jednostki wytwór­cze oraz sieć przesyłową i dystrybu­cyjną. Konieczne są również moder­nizacje już istniejących elementów KSE, zwłaszcza napowietrznych sie­ci wysokiego napięcia. Pozwoli to na znaczne zwiększenie pewności zasila­nia i zdolności przesyłowych.

Rys. 1 Stan sieci przesyłowej oraz plan jej rozwoju do 2025 r. (źródło www.pse.pl)

Krajowy system elektroenergetyczny

Krajowy system elektroenergetycz­ny to zbiór urządzeń przeznaczonych do wytwarzania, przesyłania i bezpo­średniej dystrybucji energii elektrycz­nej, połączonych ze sobą funkcjonal­nie w system umożliwiający dostawę energii do odbiorców na terenie całego kraju w sposób ciągły i nieprzerwany. W skład KSE wchodzą: źródła energii, sieć przesyłowa i sieć dystrybucyjna; system jest powiązany z podmiotami zagranicznymi, z którymi prowadzona jest wymiana energii.

Według danych na koniec 2010 r. sieć przesyłową w kraju tworzy 13 tys. km linii NN (w tym 5 tys. km li­nii 400 kV i 8 tys. km linii 220 kV) oraz 99 stacji elektroenergetycznych zasilających sieci dystrybutorów i od­biorców przemysłowych. Znacząca ilość linii przesyłowych wybudowana została w latach 60. i 70. ubiegłego wieku. Średni wiek majątku sieciowe­go wynosi ok. 40 lat, a przewidywany średni czas sprawności funkcjonalnej głównych elementów sieci przesyło­wej to 13 lat dla linii 220 kV i 22 lata dla linii 400 kV W latach 2011-2025 poziom planowanych nakładów na roz­budowę sieci przesyłowej szacuje się na ponad 22,6 mld zł [1], [2].

Fot. 1 Uszkodzenia słupa serii Sc 120

Normy

Zwiększenie zdolności przesyłowych istniejących linii wysokiego napięcia możliwe jest poprzez ich moderniza­cje. Należy pamiętać o zmianach norm i przepisów, które wymuszają wpro­wadzenie znaczących zmian w pro­jektach. W tabeli zestawiono podsta­wowe zmiany zachodzące w normach, zarówno elektrycznych, jak i czys­to konstrukcyjnych. Schematycznie przedstawiono zakres normatywnych zmian, jakie miały miejsce o okre­sie 1948-2014. Największe zmiany wprowadziło zastosowanie do pro­jektowania konstrukcji wsporczych norm: PN-EN 50341-1:2005 i PN- EN 50341-3-22:2010. Normy te wprowadziły nowe zasady wyzna­czania kombinacji obciążeniowych, w szczególności:

– nowe kombinacje dla wzajemnych oddziaływań wiatrowo-sadziowych,

– nowe kierunki działania wiatru na konstrukcje i przewody,

– nowe formuły obliczeniowe dla ob­ciążeń od sadzi i wiatru,

– zwiększenie wartości charaktery­stycznych obciążeń wiatrem i sadzią na przewody i konstrukcje wsporcze,

– dodatkowe kombinacje związane z nierównomiernym obciążeniem sadzią przewodów,

– nowe zasady obliczania obciążeń od zerwania przewodów dla słupów mocnych,

– zmniejszenie dopuszczalnych smukłości prętów.

Ciężary konstrukcji słupów projekto­wane zgodnie z tymi normami w po­równaniu z poprzednio obowiązu­jącymi normami uległy zwiększeniu o 15-30% w zależności od rodzaju słupa i strefy klimatycznej.

Tab. Ewolucja norm od połowy XX w. do 2012 r.

Zwiększenie możliwości przesy­łowych przez wymianę istnieją­cych przewodów na nowe

Podstawowym problemem przy zwięk­szeniu zdolności przesyłowych ist­niejących napowietrznych linii elek­troenergetycznych jest ograniczona obciążalność prądowa linii. Ograni­czenie to może wynikać z osiągnięcia maksymalnej obciążalności danego typu przewodu zawieszonego na linii lub niemożliwości spełnienia wymaga­nych odległości pionowych od obiektów krzyżowanych. Przepływający w prze­

wodzie prąd powoduje jego nagrzewa­nie. Im większa wartość prądu płynie w przewodzie, tym bardziej się on nagrzewa, a tym samym bardziej się rozciąga i zwis między poszczególnymi słupami rośnie. Najstarsze linie napo­wietrzne projektowane były zazwyczaj dla granicznej, długotrwałej tempera­tury pracy przewodów 40-60°C. Dla tych temperatur sprawdzane też były wymagane minimalne odstępy izola­cyjne. Obecnie bardzo rzadko schodzi się z temperaturą pracy linii poniżej 80°C, przy czym maksymalna dopusz­czalna temperatura przewodu ACSR wynosi ok. 90°C.

W większości przypadków, chcąc zwiększyć graniczną temperaturę pracy linii, a co za tym idzie dociążyć ją, należałoby podnieść istniejące słu­py w celu zwiększenia wysokości za­wieszenia przewodów i zapewnienia spełnienia odległości izolacyjnych wy­maganych normami. Głównym proble­mem w tego typach sytuacjach jest stan techniczny słupów. Na fot. 1 przedstawiono stan techniczny nóg słupa Sc 120 na linii 110 kV w woje­wództwie zachodniopomorskim.

Rys. 2 Porównanie budowy tradycyjnego przewodu ACSR (a) z przewodem segmentowym ACSR/TW (b)

Zakładając jednak, że istniejące słu­py są w dobrym stanie technicznym, to i tak nie spełniają one wymagań obecnych norm elektrycznych i kon­strukcyjnych. W takim przypadku podwyższenia słupów i sprawdzenia „odległości elektrycznych” na słupie (np. odległości międzyprzewodowe, podskoki, wychylenia łańcuchów prze­lotowych i mostków) należałoby wyko­nać zgodnie z normami obowiązują­cymi w chwili projektowania i budowy linii. Nie jest to dobre podejście m.in. ze względu na bezpieczeństwo. Podwyższeń słupów można uniknąć, zwiększając naciągi przewodów, jed­nak w większości przypadków jest to niemożliwe ze względu na ograniczoną wytrzymałość słupów oraz stany gra­niczne samych przewodów.

Analizując możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych istniejącej linii będącej w dobrym stanie tech­nicznym, można próbować wymie­niać tradycyjne stalowo-aluminiowe przewody fazowe ACSR na przewody stalowo-aluminiowe segmentowe lub nowoczesne przewody niskozwisowe. Tu jednakże należy zwrócić ponownie uwagę, że konstrukcja słupa z regu­ły nie będzie spełniała wymagań norm serii PN-EN 50341 [9], [10], a nawet w przypadku starszych słupów, normy PN-E-05100-1:1998 [11]. Dostoso­wanie słupów do wymagań wymienio­nych norm może wymagać wykonania dodatkowych zabiegów związanych ze wzmocnieniem ich konstrukcji i fun­damentów. Powyższa uwaga dotyczy także problemów opisanych w dalszej części artykułu. Zawsze gdy mowa jest o braku konieczności wzmocnienia konstrukcji słupa lub fundamentów, odnosi się to do braku konieczności dostosowania linii do wymagań zmie­nionych norm, w stosunku do których linia i słupy zostały zaprojektowane. Stosując segmentowe przekroje ze­wnętrznych drutów aluminiowych, zwiększamy maksymalne obciążenie prądowe przewodu przez zwiększenie przekroju warstwy odpowiedzialnej za przepływ prądu, nie zmieniając jego średnicy lub zmieniając ją w nieznaczny sposób. Dzięki temu, że nie zmieniamy średnicy przewodu, siła parcia wiatru przenoszona z przewodu na konstruk­cje wsporcze praktycznie pozostaje taka sama (w odniesieniu do norm, na jakie był projektowany słup). Z drugiej jednak strony przez zwiększenie prze­kroju przewodu zwiększamy jego masę, co może skutkować koniecznością wzmocnienia m.in. poprzeczników.

Rys. 3 Budowa przewodu G(Z)TACSR

Na rys. 2 pokazano różnice w budowie tradycyjnego przewodu ACSR (z okrą­głymi zewnętrznymi drutami aluminio­wymi) i przewodu segmentowego. Jak widać, przekrój segmentowej części aluminiowej w porównaniu z drutami okrągłymi zwiększy się o ok. 20%.

Innym sposobem zwiększenia możli­wości przesyłowych istniejących linii elektroenergetycznych jest wymiana istniejących przewodów na przewo­dy HTLS. Przewody te zbudowane są z materiałów pozwalających na trwa­łą pracę powyżej granicy 80°C. Na rdzenie takich przewodów stosuje się specjalne stopy stali, lekkie materiały kompozytowe lub inwar, natomiast na część przewodzącą – stopy aluminium (np. z cyrkonem) lub aluminium całko­wicie wyżarzone odporne na wysokie temperatury. Wszystkie przewody HTLS mogą pracować w sposób ciągły w temperaturze co najmniej 150°C. Niektóre z nich nawet w 250°C, za­chowując swoje właściwości mecha­niczne i elektryczne [4].

Rys. 4 Budowa przewodu ACCC (z rdzeniem kompozytowym)

Wybrane rodzaje przewodów HTLS:

– ACSS, ACSS/TW – ang. Aluminium Conductor Steel Supported. Prze­wody te z wyglądu nie różnią się od standardowych przewodów ACSR. Budowane są jako przewody z dru­tami aluminiowymi okrągłymi oraz trapezoidalnymi (segmentowymi). Na rdzeń stosuje się stal o stan­dardowej lub o zwiększonej wytrzymałości mechanicznej. Druty rdze­nia mogą być pokryte aluminium lub miszmetalem (stop z metalami ziem rzadkich). Aluminium stosowane na druty zewnętrzne to aluminium cał­kowicie wyżarzone 1350-0.

– G(Z)TACSR – ang. Gap Type Ul­tra Thermal Resistant Aluminium Conductor Steel. Przewody o uni­kalnej konstrukcji (rys. 3) z nie­wielką szczeliną między stalowym rdzeniem o wysokiej wytrzymałości mechanicznej a pierwszą warstwą drutów aluminiowych (segmento­wych). Szczelina ta wypełniona jest odpornym na działanie wysokich temperatur smarem, który zapew­nia również ochronę przed wilgocią i zmniejsza tarcie między rdzeniem i aluminium. W przewodzie tym całe obciążenie mechaniczne przejmuje rdzeń stalowy.

– (Z)TACIR – ang. Thermal Resistant Aluminium Conductor Aluminium Clad Invar Reinforced. Przewód o budowie takiej jak tradycyjne prze­wody ACSR. Różnicą jest zastoso­wanie jako rdzeń drutów z inwaru pokrytego aluminium. Inwar jest to stop żelaza z niklem (Fe-36%Ni) z bardzo małym współczynnikiem rozszerzalności cieplnej.

– ACCR – ang. Aluminium Conduc- tor Composite Reinforced. Przewód produkcji firmy 3M, w którym meta­lowy rdzeń zastąpiono połączeniem włókien węglowych z aluminium. Rdzeń ten charakteryzuje się dużą wytrzymałością mechaniczną oraz jest lżejszy w porównaniu z rdze­niem stalowym [5]. Na warstwy zewnętrzne stosuje się stop alumi­nium z cyrkonem.

– ACCC – ang. Aluminium Conductor Composite Core. Produkt ofero­wany przez Composite Technology Corp. (CTC), w którym jako rdzeń jest stosowany kompozyt z włókien węglowych i szklanych. Druty alumi­niowe wykonane są jako segmento­we [6] (rys. 4).

W przypadku gdy chcemy zwiększyć możliwości przesyłowe linii przez wy­mianę przewodów bez konieczności wymiany (lub podniesienia) słupów i fundamentów, konieczne jest wybra­nie odpowiedniego przewodu. Głów­nym założeniem jest to, aby przewód ten miał zbliżoną średnicę oraz powo­dował podobne obciążenie słupów co przewód istniejący.

Sam proces wyboru przewodu jest złożony. Wyjaśnia go np. broszura techniczna [7]. W skrócie można to ująć w następujący sposób [4]:

Jeśli maksymalna dopuszczalna tem­peratura pracy przewodu (Maximum Allowable Conductor Temperature – MACT) zmontowanego w linii jest mniejsza niż 75°C, to można go wy­mienić na nowszy przewód, ale tego samego typu. Jeśli natomiast na li­nii zawieszone są przewody, których MACT zbliżona jest do 100°C, to za­zwyczaj wymiana na przewód HTLS jest niezbędna w celu znacznego zwiększenia obciążalności (rys. 5). Rysunek 6 przedstawia, w jaki sposób przewody HTLS pozwalają zwiększyć możliwości przesyłowe istniejących linii bez konieczności podwyższania słupów.

Warunkiem zachowania istniejących odległości izolacyjnych w wyższych temperaturach Ca tym samym przy wyższej obciążalności przewodu) jest mniejszy zwis montażowy oraz mniejsza rozszerzalność cieplna i wydłużenie liniowe instalowanego przewodu.

Operator sieci elektroenergetycz­nej w Norwegii – Statnett, w związku z problemami dotyczącymi zwiększenia zapotrzebowania na energię oraz opo­rem przed nowymi inwestycjami, posta­nowił zwiększyć napięcie na większości istniejących linii z 300 kV do 420 kV Zaprezentowany na 44. sesji CIGRE w Paryżu w 2012 r. artykuł B2-102 [8] przedstawia genezę i przebieg tego procesu. Autorzy artykułu wskazali, że zwiększenie napięcia linii zwiększy jej zdolności przesyłowe o ok. 40%. Sam proces podzielili na etapy: pierwszy etap odnosi się do inspekcji istniejącej linii oraz wykonania jej skaningu laserowego CLiDAR]; drugi polega na opracowaniu założeń przeizolawania linii oraz ziden­tyfikowania problematycznych słupów, a trzeci to opracowanie finalnej wersji łańcuchów izolatorów dla poszczegól­nych typów słupów i przystąpienie do prac. Nawiązując do pierwszego etapu, wydaje się, że w dzisiejszych czasach skaning laserowy połączony z dokładną inspekcją jest świetnym narzędziem pozwalającym zinwentaryzować istnie­jącą linię. Z oblotu dostajemy chmurę punktów wraz z dokumentacją fotogra­ficzną, które wprowadzając do specja­listycznego oprogramowania, pozwala otrzymać swoisty „wykaz montażowy” linii w postaci pliku przestrzennego. Każdy z punktów ze skaningu ma swoje współrzędne XYZ, które zorientowane są w jednym z wybranych układów geo­dezyjnych, dzięki czemu przy odpowied­niej gęstości punktów widzimy dokład­nie wszystkie obiekty krzyżowane oraz całą okolice linii w trzech wymiarach. Głównym problemem przy zmianie na­pięcia pracy linii jest zapewnienie od­powiedniego poziomu bezpieczeństwa zarówno dla osób znajdujących się w po­bliżu linii, jak i dla samej linii. Wymagane poziomy izolacji zwiększają się wraz ze zwiększaniem napięcia. Łańcuchy izolato­rów ulegają wydłużeniu, a co za tym idzie na głowicy słupa może dojść Ci najczęściej dochodzi] do sytuacji takiej, że wymagane odstępy izolacyjne części pod napięciem do części uziemionej (konstrukcja słupa, osprzęt) są za małe i nie spełniają założeń norm elektrycznych. Dla napięcia 420 kV liczba izolatorów kołpakowych szklanych, w porównaniu z napięciem 300 kV, zwięk­sza się z 14 do 18. To pociąga za sobą wydłużenie standardowego łańcucha przelotowego do ok. 3,5-3,6 m. Euro­pejska Norma [9] przy napięciu 420 kV wymaga odległości izolacyjnych na słu­pie na poziomie 2,8 m. Norwescy pro­jektanci wykonali badania i stwierdzili, że wymagana normami sumaryczna długość drogi upływu izolatorów, a tym samym liczba izolatorów kołpakowych może być zredukowana z 18 do 17. Następnie podzielili słupy na dwie kategorie: GO – gdy wszystkie odległości izolacyjne są spełnione i można stosować założony łańcuch, oraz NO GO – gdy trzeba wpro­wadzić zmiany.

Wraz z pracownikami Politechniki w Graz wykonali badania elektryczne (fot. 2) na konkretnych głowicach słupów w skali 1:1.

Dzięki tym badaniom określono minimal­ne odległości części pod napięciem od części uziemionej. W wyniku wszystkich przeprowadzonych operacji badacze do­szli do wniosku, że jedynie na 5% słupów wystąpi konieczność ich przebudowy. Za­prezentowany tu opis jest uproszczonym i skróconym przedstawieniem problemu opisanego w [8].

Podwyższenie napięcia na liniach istniejących

Dużym problemem przy budowie no­wych linii przesyłowych i dystrybu­cyjnych jest wyjątkowo silny opór społeczeństwa i związane z tym pozy­skanie tzw. prawa drogi. Linia 400 kV Kozienice – Ołtarzew jest tego do­skonałym przykładem. Najdziwniejsze jest to, że lokalne społeczności widzą potrzebę zwiększenia niezawodności dostarczania energii do swoich domów oraz chcą zwiększenia bezpieczeństwa państwa. Niestety nowe linie widzieli­by najchętniej co najmniej w sąsiedniej gminie, a najlepiej na drugim końcu kra­ju. Takie postępowanie nazywane jest NIMBY, czyli „nie na moim podwórku” (Not In My Back Yard).