Podstawowym problemem przy zwiększeniu zdolności przesyłowych istniejących napowietrznych linii elektroenergetycznych jest ograniczona obciążalność prądowa linii.
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.
Część elektryczna |
Część konstrukcyjna |
PN-EN 101 (1948 r.) PN-E-05100 (1958, 1962, 1967, 1975 r.) Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Ogólne przepisy budowy |
PN-B-03200 (1951, 1956, 1962, 1976 r.) Konstrukcje stalowe |
Według powyższych norm wybudowano znaczącą ilość linii 220 kV i 400 kV w Polsce. Z tego okresu pochodzi również większość dokumentacji konstrukcji słupów (katalogowych) wykorzystywanych przez wiele następnych lat |
|
|
PN-80/B-03200 Konstrukcje stalowe. Obliczenia statyczne i projektowanie PN-B-03205:1984 Konstrukcje stalowe. Podpory linii elektroenergetycznych… Projektowanie i wykonanie |
Znacząco podwyższono wymagania w projektowaniu konstrukcji słupów stalowych w stosunku do lat 50., 60. i 70. XX w. |
|
PN-E-05100:1998 Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami gołymi |
PN-90/B-03200 PN-B-03205:1996 |
W zakresie wymagań elektrycznych nie nastąpiły istotne zmiany. Znacząco podwyższono wymagania w projektowaniu konstrukcji słupów stalowych w stosunku do PN-80/B-03200 |
|
PN-EN 50341-1:2005 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV. Część 1. Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne |
Normy PN-B |
PN-EN 50341-3-22:2010 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV. Część 3. Zbiór normatywnych warunków krajowych. Polska wersja EN 50341-3-22:2001 |
Eurokody |
Wprowadzenie normy europejskiej PN-EN 50341 oraz Eurokodów zasadniczo zmieniło od 2010 r. projektowanie konstrukcji wsporczych (słupów) oraz dobór osprzętu w liniach elektroenergetycznych. Zwiększono obciążenia klimatyczne (wiatr, sadź), wprowadzono nowe kombinacje obciążeń (zwłaszcza kombinacje obciążeń wiatru i sadzi), zwiększono wymagania konstrukcyjne (np. zmniejszenie dopuszczalnych smukłości elementów, inne nośności połączeń śrubowych) oraz wymagania dotyczące wartości obciążeń działających na osprzęt linii. Skutkowało to m.in. znaczącym wzrostem ciężaru konstrukcji słupów oraz zwiększeniem wytrzymałości osprzętu |
|
W 2014 r. opublikowano w Polsce nową normę europejską PN-EN 50341-1:2013. Obecnie uzgadniany jest załącznik krajowy prPN-EN 50341-2-22 do tej normy |
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].
Fot. 2 Model do badania głowicy słupa [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).
Ze względu na stan istniejących polskich linii wysokiego napięcia wydaje się, że zwiększenie napięcia może nie być korzystne w przyszłości, kiedy wyczerpią się zdolności przesyłowe nowo budowanych linii 110, 220 i 400 kV Oczywiście wiąże się to ze stałym nadzorem nad stanem linii i niedopuszczaniem do degradacji infrastruktury.
Rys. 6 Rysunek przedstawiający, w jaki sposób przewody HTLS pozwalają zwiększyć zdolności przesyłowe istniejących linii [4]
Podsumowanie
Przedstawione informacje nie wyczerpują tematu możliwości zwiększenia zdolności przesyłowych istniejących linii napowietrznych ze względu na ograniczone miejsce przeznaczone na niniejszy artykuł. Należy wspomnieć o konwersji linii napięcia zmiennego na linie napięcia stałego, dzięki czemu można by zwiększyć liczbę torów przesyłowych, np. z dwutorowej linii AC zrobić trzytorową linię DC. Wiąże się to jednak z dużymi nakładami finansowymi, które w tej chwili wydają się niewspółmierne do korzyści. Mimo wszystko w przyszłości może okazać się to niezbędne.
Przy jakiejkolwiek ingerencji w istniejące linie należy pamiętać o normach, które na przestrzeni lat zmieniły się dość znacząco i mają bardzo duży wpływ na zakres wymaganej pracy.
mgr inż. Robert Czyż
mgr inż. Piotr Wojciechowski
inż. Marcin Tuzim
Elbud-Projekt Warszawa Sp. z o.o.
Literatura
1. Z. Maciejewski, Stan krajowego systemu elektroenergetycznego, „Polityka Energetyczna”, tom 14, zeszyt 2, 2011, PL ISSN 1429-6675.
2. Odpowiedź podsekretarza stanu w Ministerstwie Gospodarki na interpelację nr 19742 ws. barier prawnych realizacji inwestycji związanych z budową i rozbudową sieci przesyłowych energii elektrycznej, Warszawa, 20 stycznia 2011 r.
3. Polityka energetyczna Polski do roku 2030, dokument przyjęty przez Radę Ministrów w dniu 10 listopada 2009 r.
4. Overhead Lines. A CIGRE GREEN BOOK, rozdział 8 „Conductors”, Dale Douglas, Mark Lancaster, Koichi Yonezawa, 2014.
5. 3M™ Aluminum Conductor Composite Reinforced (ACCR) High-capacity transmission conductor.
6. Przewody o małych zwisach (ang. HTLS High Temperature Low Sag conductors) oferowane przez Zircon Poland jako alternatywa dla przewodów AFL przy budowie nowych linii średnich, wysokich i najwyższych napięć oraz przy zwiększaniu zdolności przesyłowych istniejących linii, Warszawa, 24.09.2010 r.
7. Conductors for the uprating of overhead lines, CIGRE WG B2.12, TB 244, kwiecień 2004.
8. S. Berlijn, K. Halsan, R.I. Jónsdóttir, J. Lunndqusit, I. Gutman, K. Kupisz, Voltage Upraiting of Statnett's 300 kV Transmission Lines to 420 kV, 2012 r.
9. Norma PN-EN 50341-1:2005 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.
10. Norma PN-EN 50341-3-22:2010 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV Część 3: Zbiór normatywnych warunków krajowych. Polska wersja EN 50341-3-22:2001.
11. Seria norm PN-E-05100-1 Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami roboczymi gołymi.
12. Normy PN-B przywołane w [9], [10], [11].