ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE

POLSKIE TOWARZYSTWO PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

VII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA

ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE

18-19 października 2016 r., Wisła

Materiały konferencyjne zostały przygotowane na podstawie

składów komputerowych dostarczonych przez Autorów

Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej

ul. Wołyńska 22, 60-637 Poznań tel. +48 61 846-02-00, fax +48 61 846-02-09 www.ptpiree.pl e-mail: [email protected]

VII KONFERENCJA NAUKOWO-TECHNICZNA ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE

ORGANIZATOR POLSKIE TOWARZYSTWO PRZESYŁU I ROZDZIAŁU ENERGII ELEKTRYCZNEJ UL. WOŁYŃSKA 22, 60-637 POZNAŃ, TEL. +48 61 846-02-00, FAX +48 61 846-02-09

MIEJSCE HOTEL GOŁĘBIEWSKI, AL. KS. BP. BURSCHE 3, 43-460 WISŁA

TERMIN 18-19 PAŹDZIERNIKA 2016 R.

KOMITET ORGANIZACYJNY - JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI PTPIREE - KAROLINA NOWIŃSKA PTPIREE - SEBASTIAN BRZOZOWSKI PTPIREE

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 1/2. Zmiany w projektowaniu linii napowietrznych najwyższych napięć

po wprowadzeniu normy PN-EN 50341-2-22:2016 - aspekty elektryczne Halina Argasińska (Energoprojekt-Kraków SA) .................................................. 7

1/3. Zmiany w projektowaniu linii napowietrznych najwyższych napięć

po wprowadzeniu normy PN-EN 50341-2-22:2016-04 - aspekty konstrukcyjne Dominik Brudniak, Danuta Dymek (Energoprojekt-Kraków SA) ......................... 27

3/1. Przebudowa linii gołych SN na linie w systemie PAS.

Efekty eksploatacyjne i ocena wpływu na poprawę współczynników SAIDI i SAIFI Stanisław Ciupak (PGE Dystrybucja S.A. Oddział Zamość) ............................... 35

3/2. Elektroenergetyczne linie tymczasowe

Stanisław Serwatka (PGE Dystrybucja S.A. Oddział Rzeszów) ......................... 49 2/2. Optymalizacja typów słupów i konstrukcji wsporczych

linii napowietrznych średniego napięcia. Badania konstrukcji wsporczych linii napowietrznych średniego napięcia Mirosław Schwann (KENTIA Firma Konsultingowa) ........................................... 55

5/2. System linii SN z przewodami w osłonie (system PAS).

Rozwój osprzętu – historia, teraźniejszość i przyszłość Petteri Pulkinen (Ensto Finland Oy), Piotr Grodecki (Ensto Pol Sp. z o.o.) ........ 69

6/2. Zalety budowy i eksploatacji linii napowietrznych w technologii PAS

Marek Ozorowski (Ensto Pol Sp. z o.o.) ............................................................. 75 2/1. Nowelizacja albumu linii napowietrznych średniego napięcia 15-20 kV

z przewodami w osłonie o przekrojach 50-120 mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych LSNi 50-120 Rafał Nowicki, Andrzej Kubiak (Energolinia Sp. z o.o.) ...................................... 81

4/1. Wymagania w zakresie bezpieczeństwa dla prac wykonywanych

w strefie ograniczonej rozłącznikami o obudowie zamkniętej na liniach napowietrznych średniego napięcia Mirosław Schwann (KENTIA Firma Konsultingowa) ........................................... 99

4/2. Zaciski przebijające izolację do linii PAS – wymagania i badania

Wojciech Zientalak (SICAME Polska Sp. z o.o.) ................................................ 113 5/1. System z przewodami w osłonie

Jan Blad (Amokabel AB Szwecja), Piotr Grodecki (Ensto Pol Sp. z o.o.) .......... 131

1/4. Projektowanie linii średniego napięcia zgodnie z normą PN -EN 50341-1:2013 oraz załącznikiem krajowym Rafał Nowicki (Energolinia Sp. z o.o.) ................................................................ 139

6/1. Doświadczenia eksploatacyjne linii w systemie PAS

na terenie Enea Operator Rejon Dystrybucji Sulęcin Mariusz Łukowski (ENEA Operator Sp. z o.o.) ................................................... 155

4/3. Zarys metodyki i przykłady analizy i oceny oddziaływania indukcyjnego

linii napowietrznych 110-400 kV na gazociągi przesyłowe Adam Rynkowski (Politechnika Gdańska) .......................................................... 159


ZMIANY W PROJEKTOWANIU LINII NAPOWIETRZNYCH NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PO ... 7

ZMIANY W PROJEKTOWANIU LINII NAPOWIETRZNYCH NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PO WPROWADZENIU NORMY PN-EN 50341-2-22:2016

- ASPEKTY ELEKTRYCZNE

Halina Argasińska - Energoprojekt-Kraków SA

Zmiany w projektowaniu linii Zmiany w projektowaniu linii napowietrznych najwynapowietrznych najwyżższych szych napinapięćęć po wprowadzeniu normy po wprowadzeniu normy PNPN--EN 50341EN 50341--22--22:2016 22:2016 Aspekty elektryczneAspekty elektryczne

WisWisłła, 18 paa, 18 paźździernika 2016dziernika 2016

Halina Halina ArgasiArgasińńskaskaEnergoprojektEnergoprojekt--KrakKrakóóww SASA

22

Aktualna sytuacja Aktualna sytuacja ––linie nowoprojektowane linie nowoprojektowane 1) Norma europejska PN-EN 50341-1:2013 – linie

napowietrzne powyżej 1kV, część 1, Wymagania ogólne (zastępuje normy PN-EN 50341-1:2005 – linie napowietrzne powyżej 45 kV, Część 1, Wymagania ogólne oraz PN-EN 50423-1:2007 – linie napowietrzne powyżej 1 kV do 45 kV, Część 1. Wymagania ogólne)

2) Norma europejska PN-EN 50341-2-22:2016 – linie napowietrzne powyżej 1 kV, polski Załącznik Krajowy - jużzatwierdzony w wersji angielskiej, wersja polskojęzyczna w czerwcu 2017 roku ( zastąpi normę PN-EN 50341-3-22:2010 – linie napowietrzne powyżej 45 kV )


8 ZMIANY W PROJEKTOWANIU LINII NAPOWIETRZNYCH NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PO ...

33

Aktualna sytuacja Aktualna sytuacja ––linie istniejlinie istniejąące ce 3) Norma polska PN-E-5100-1:1998 – linie napowietrzne

powyżej 1 kV, Projektowanie i budowa

4) Norma polska SEP-E-003 – linie SN z przewodami izolowanymi

5) Norma europejska PN-EN 50341-1:2005 – linie napowietrzne powyżej 45 kV, część 1, Wymagania ogólne

6) Norma europejska PN-EN 50341-3-22:2010 – linie napowietrzne powyżej 45 kV, polski Załącznik Krajowy

44

Zakres normyZakres normyPNPN--EN 50341EN 50341--22--22:2016 (NNA)22:2016 (NNA)NNA określa wymagania, które powinny być spełnione przy

projektowaniu i budowie nowych linii napowietrznych o znamionowym napięciu przemiennym powyżej 1 kV.

Zakres stosowania NNA do linii tymczasowych należy określić w Specyfikacji Projektowej.

Przy modernizacjach, przebudowach i remontach istniejących linii, zakres i wymóg stosowania normy PN-EN-50341-1 wraz z NNA powinna określać Specyfikacja Projektowa.



55

Obszar zastosowania normyObszar zastosowania normyPNPN--EN 50341EN 50341--22--22:201622:2016

1. Linie z przewodami izolowanymiNNA ma zastosowanie do linii napowietrznych z przewodami

w osłonie i zespołów napowietrznych przewodów izolowanych o znamionowym napięciu przemiennym od 1 kV do 45 kV. Określono dodatkowe wymagania i uproszczenia, które majązastosowanie wyłącznie dla tego zakresu napięć.

W NNA nie są zawarte wymagania dotyczące projektowania i budowy linii napowietrznych powyżej 45 kV z przewodami izolowanymi, których wewnętrzne i zewnętrzne odstępy izolacyjne mogą być mniejsze niż określone w NNA.

66

Obszar zastosowania normyObszar zastosowania normyPNPN--EN 50341EN 50341--22--22:201622:20162. Przewody skojarzone ze światłowodemNNA dotyczy również przewodów fazowych (OPCON) i

przewodów odgromowych (OPGW), zawierających światłowodowe włókna telekomunikacyjne, zawieszonych na konstrukcjach wsporczych linii napowietrznych.

3. Samonośne kable dielektryczne (ADSS)NNA dotyczy kabli dielektrycznych (ADSS) tylko w zakresie ich

oddziaływania na obciążenia konstrukcji słupa oraz wymaganych odstępów izolacyjnych.



77

Obszar zastosowania normyObszar zastosowania normyPNPN--EN 50341EN 50341--22--22:201622:2016

4. Wyposażenie słupów w osprzęt telekomunikacyjnyNNA dotyczy wyposażenia nowobudowanych słupów w osprzęt

telekomunikacyjny, jeżeli będzie on zainstalowany na słupach, których zasadniczą funkcją konstrukcyjną jest funkcja słupów linii elektroenergetycznej.

88

WymaganiaWymaganiaWymagania podstawowe

Elektroenergetyczną linię napowietrzną należy zaprojektowaći zbudować w taki sposób, aby w przewidywanym okresie użytkowania:

spełniała swoją funkcję dla określonego zbioru warunków, z akceptowalnymi poziomami niezawodności i w ekonomicznysposób. Odnosi się to do wymagań niezawodności,

nie była narażona na katastrofę postępującą (zjawiskokaskadowe),w przypadku wystąpienia uszkodzenia w określonympodzespole. Odnosi się to do wymagań pewności,

nie dopuszczała do narażania ludzi na obrażenia lub utratę życiapodczas budowy i utrzymania. Odnosi się to do wymagańbezpieczeństwa.



99

OddziaOddziałływaniaywania

Oddziaływania stałe (G), tj. ciężar własny słupów wraz z fundamentami, osprzętem i przymocowanym wyposażeniem.

Oddziaływania zmienne (Q), tj. oddziaływania wiatru, oblodzenia albo inne obciążenia wymuszone.

Obciążenia wiatrem i obciążenie oblodzeniem, jak również obciążenia spowodowane temperaturą są związane z warunkami klimatycznymi.

Oddziaływania wyjątkowe (A), tj. obciążenia uwzględniające awarie, lawiny itp., które odnoszą się do pewności całej linii.

1010

Wymagania elektryczneWymagania elektryczne

Wymagania elektryczne omawianej normy to zbiór wskazówek dotyczących obliczania odstępów izolacyjnych między fazami i miedzy fazą a ziemią, tak aby linie napowietrzne wytrzymywały naprężenia elektryczne.

WewnWewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjne powinny zapewnipy izolacyjne powinny zapewnićć utrzymanie utrzymanie na akceptowalnie niskim poziomie prawdopodobiena akceptowalnie niskim poziomie prawdopodobieńństwa stwa przeskokprzeskokóów u gw u góóry konstrukcji wsporczej i w ry konstrukcji wsporczej i w śśrodku przrodku przęęssłła.a.

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjne od obiektpy izolacyjne od obiektóów krzyw krzyżżujująących sicych sięęz liniz liniąą lub z nilub z niąą ssąąsiadujsiadująących powinny zapewnicych powinny zapewniććbezpieczebezpieczeńństwo ludzi.stwo ludzi.



1111

PrPrąądydyZalecana temperatura projektowa przewoduZalecana temperatura projektowa przewoduDla linii o napiDla linii o napięęciu powyciu powyżżej 1ej 1 kV zaleca sikV zaleca sięę przyjmowanie przyjmowanie projektowej temperatury przewodprojektowej temperatury przewodóów fazowych nie niw fazowych nie niżższej niszej niżż+80+80ooC. Specyfikacja Projektowa moC. Specyfikacja Projektowa możże okree okreśślilićć inne wymagania. inne wymagania.

Maksymalna temperatura projektowa przewoduMaksymalna temperatura projektowa przewoduOkreOkreśślenie wartolenie wartośści maksymalnej temperatury projektowej ci maksymalnej temperatury projektowej przewodprzewodóów w –– zalezależżnej od przewidywanych przepnej od przewidywanych przepłływywóów mocy w w mocy w stanach normalnych i awaryjnych, sposobu prowadzenia ruchu stanach normalnych i awaryjnych, sposobu prowadzenia ruchu linii oraz aspektlinii oraz aspektóów ekonomicznych w ekonomicznych –– nalenależży do wy do włłaaśściciela linii ciciela linii elektroenergetycznej.elektroenergetycznej.PrPrąąd roboczy liniid roboczy liniiPrPrąąd roboczy linii naled roboczy linii należży obliczay obliczaćć na podstawie bilansu na podstawie bilansu cieplnego przewodu dla cieplnego przewodu dla śściciśśle okrele okreśślonych warunklonych warunkóów w atmosferycznych i maksymalnej temperatury przewodu.atmosferycznych i maksymalnej temperatury przewodu.

1212

WewnWewnęętrzne i zewntrzne i zewnęętrzne trzne odstodstęępy izolacyjnepy izolacyjne

Odstępy wewnętrzne powinny zapewnić utrzymanie naakceptowalnym poziomie prawdopodobieństwo przeskokówna głowicy słupa i w środku przęsła.

Odstępy zewnętrzne mają natomiast na celu zapewnieniebezpieczeństwa publicznego poprzez uniemożliwienie przeskoków do osób postronnych i obiektów krzyżowanych.

Wewnętrzne i zewnętrzne odstępy izolacyjne należy skoordynować tak, aby przeskoki występowały w obrębie linii, a nie docierały do osób ani obiektów w pobliżu linii.

Odstępy podane w normie nie mają zastosowania do osób wykonujących prace pod napięciem, dla których należy zastosować specjalne reguły.



1313

OdstOdstęępy izolacyjne wg NNA 2016 py izolacyjne wg NNA 2016

Najwyższe napięcie sieci [kV]

D 50Hz_p_e

Kg=1,45 [m]

D50Hz_p_p

Kg=1,60 [m]

123 0,25 0,40

245 0,45 0,70

420 0,75 1,20

Minimalne odstępy w powietrzu zapewniające wytrzymałość na napięcia o częstotliwości sieciowej dla linii o napięciu powyżej 110 kVpodano w Tablicy 5.5/PL.1.Dal linii o napięciu poniżej 45 kV wartości D 50Hz_p_e , D50Hz_p_p przyjmować odpowiednio jak wartości Del i Dpp

Tablica 5.5/PL.1 – Minimalne odstępy w powietrzu zapewniające wytrzymałość na napięcia o częstotliwości sieciowej (w ekstremalnych warunkach wiatrowych)

1414

OdstOdstęępy izolacyjne wg NNA 2016py izolacyjne wg NNA 2016

Najwyższe napięcie sieci [kV] Del [m] Dpp [m]

7,2 0,09 0,10

12 0,12 0,15

17,5 0,16 0,20

24 0,22 0,25

36 0,35 0,40

123 0,85 0,96

245 1,70 2,00

420 2,80 3,20

Odstępy izolacyjne Del i Dpp podano w Tablicy 5.6/PL.1. Dopuszcza się również obliczanie tych wielkości zgodnie z Załącznikiem E (Cz.1 normy) dla linii powyżej 45 kV.

Tablica 5.6/PL.1 – Minimalne odstępy w powietrzu Del i Dpp



1515

WewnWewnęętrzne i zewntrzne i zewnęętrzne trzne odstodstęępy izolacyjnepy izolacyjneW przypadku krzyżowania obiektów należy sprawdzić czy określone odległości do obiektu krzyżowanego są większe niż110 % asom (dla linii 110kV) i 105% asom (dla linii 220 i 400kV). Sprawdzenia należy dokonać dla trzech słupów przed i trzech za skrzyżowaniem.

Minimalne odległości wewnętrzne pomiędzy częściami pod napięciem a uziemioną konstrukcją (przy bezwietrznej pogodzie) powinny wynosić:

110% asom - dla linii 110 kV

105% asom - dla linii 220 i 400 kV

gdzie: asom – minimalna odległość między rożkami w łańcuchu izolatorów zastosowanym na danym słupie o ile w Specyfikacji Projektowej nie określono inaczej.

1616

Obostrzenia Obostrzenia

W zależności od ważności obiektu, z którym elektroenergetyczna linia napowietrzna krzyżuje się, w odcinkach linii na skrzyżowaniach stosuje się podwyższone wymagania dla elementów linii, określane jako obostrzenia.

Przyjęto trzy poziomy obostrzeń oznaczone I, II i III, przy czym poziom III jest najostrzejszy.

Wymagany poziom obostrzenia podano w Tablicy 5.8/PL.2 nowego Załącznika Krajowego.



1717


L.p. Obiekt Poziom obostrzenia linii

elektroenergetycznej o napięciu powyżej 1 kV na skrzyżowaniach

1 Autostrada, droga ekspresowa III 2 Droga krajowa, wojewódzka II 3 Droga powiatowa, gminna ,drogi dojazdowe I 4 Dworce autobusowe

IIIw przypadku linii o napięciu 400 kV

zabrania się 5 Szlaki żeglarskie turystyczne, stawy rybne I 6 Woda żeglowna dostępna dla statków pasażerskich holowników,

pchaczy barek oraz ośrodki sportów wodnych i baseny kąpielowe III

7 Linie kolejowe magistralne i pierwszorzędne , kolej linowa III

8 Linie kolejowe drugorzędne i znaczenia miejscowego II

9 Budynki gospodarcze, szklarnie, garaże, podwórka I 10 Budynki mieszkalne, budynki użyteczności publicznej II 1) 11 Ogrody publiczne, place targowe, ogródki działkowe, boiska, tereny

rekreacyjne, cmentarze, budynki przemysłowe, zagospodarowane tereny przemysłowe (tereny pracy), tereny koszar

II

12 Parkingi oznakowane II 2)

Tablica 5.8 /PL.2 − Poziom obostrzenia elektroenergetycznych linii napowietrznych na skrzyżowaniach z obiektami.

1818

Obostrzenia Obostrzenia –– c.dc.d13 a) Ustalona strefa działania dźwignic lub urządzeń

przeładunkowych III

odległość wg Tablicy 5.13/PL.5

b) Nieustalona strefa działania dźwignic lub urządzeń przeładunkowych zabrania się

14 Budynki, magazyny, urządzenia technologiczne i stałe

składowiska – zawierające materiały wybuchowe lub ze strefami zagrożonymi wybuchem, stacje paliw

Zabrania się skrzyżowania; przejście w pobliżu oraz wyjątkowe możliwości

skrzyżowań według wymagań podanych w 5.9.3/PL.3

15 Przewody trakcji elektrycznej (jezdne, nośne, wzmacniające, zasilające), linie tramwajowe II

16 Linie elektroenergetyczne wszystkich napięć i linie telekomunikacyjne I

17 Rurociąg naziemny z materiałami niebezpiecznymi pożarowo w tym także gazociąg II

Znaki kwalifikacyjne: I – stosuje się I poziom obostrzenia, II – stosuje się II poziom obostrzenia, III – stosuje się III poziom obostrzenia. 1) Zabrania się krzyżować liniami napowietrznymi 400 kV i nowobudowanymi liniami 220 kV.Nie zaleca się krzyżować liniami 110kV. 2) Dopuszcza się krzyżowanie liniami o napięciu 400kV pod warunkiem wykonania uziemionego zadaszenia parkingu. Minimalna odległość pozioma od skrajnego przewodu do parkingu powinna wynosić 20 m.



1919

ObostrzeniaObostrzeniaPrzy obostrzeniu linii dodatkowe wymagania dotyczą przewodów i łańcuchów izolatorów.Wykonanie obostrzeń polega na:I poziom obostrzenia:

naciąg w przewodach - podstawowy, według przypadków opisanych w Załączniku Krajowymzwiększenie pewności mechanicznej łańcuchów izolatorów wiszących i zawieszeń przewodów mocowanych przelotowo na izolatorach stojących lub poprzeczników izolatorowych na słupach ograniczających skrzyżowanie

II poziom obostrzenia:naciąg w przewodach - podstawowy, według przypadków opisanych w

Załączniku Krajowymzwiększenie pewności mechanicznej łańcuchów izolatorów wiszących i zawieszeń przewodów mocowanych przelotowo na izolatorach stojących lub poprzeczników izolatorowych na słupach w całej sekcji, w której zachodzi skrzyżowanie linii z obiektami

UWAGA: W przypadku linii z przewodami wiązkowymi wykonanie II poziomu obostrzenia wykonuje się jak dla poziomu I.

2020

III poziom obostrzenia:naciąg w przewodach – zmniejszony, według przypadków opisanych w Załączniku Krajowym

zwiększenie pewności mechanicznej łańcuchów izolatorów wiszących i zawieszeń przewodów mocowanych przelotowo na izolatorach stojących lub poprzeczników izolatorowych na słupach w całej sekcji w której zachodzi skrzyżowanie

Zwiększenie pewności mechanicznej łańcuchów izolatorów uzyskuje sięprzez dodanie jednego rzędu izolatorów więcej niż wynika to z obciążenia mechanicznego. W przypadku łańcuchów wielorzędowych nie jest wymagane zwiększenie ilości rzędów chyba, że wymaganie takie określi Specyfikacja Projektowa.

Zwiększenie pewności mechanicznej poprzeczników izolatorowychsztywnych polega na dodaniu górnego pasa poprzecznika. W przypadku poprzeczników wahliwych zwiększenie pewności mechanicznej dotyczy górnego pasa poprzecznika i wykonuje się go według zasad przyjętych dla łańcuchów izolatorów.




2121

WewnWewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjne

Przypadki odstępów: w przęśle i na głowicy słupa

w przęśle na głowicy słupa

Przypadek układu obciążeń

Przewód fazowy – przewód

fazowy

Przewód fazowy – przewód

odgromowy

Pomiędzy fazami i/lub

torami

Pomiędzyprzewodami fazowymi a uziemionymi

częściami

Uwagi

Dla temperatury przewodu równej 400C

b1 1) b2

1) Dpp według

5.8 PL.2

Warunki obciążenia przy

bezwietrznej pogodzie

Ekstremalne obciążenie oblodzeniem

według 5.8 PL. 11

według 5.8 PL. 11 Dpp

według 5.8 PL.2

Warunki obciążenia przy

bezwietrznej pogodzie

Obciążenie wiatrem wg 5.6.3.2 PL.1

— — kpp Dpp kel Del kpp i kel

według 5.8 PL.7


— — D50 Hz_p_p D50 Hz_p_e zgodnie z Tablicą 5.5/PL.1

1) wartość b1 i b2 obliczyć według 5.8 PL.10 .

Tablica 5.8 /PL.1 – Minimalne wewnętrzne odstępy izolacyjne w przęśle i na głowicy słupa (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45 kV)

2222

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjne


Odległość od powierzchni ziemi[m]

Odległość od drzew[m]

Normalny profil gruntu (patrz UWAGA 1)

Skały lub strome zbocza

Drzewa pod linią

Drzewa obok linii (odległość

pozioma)

Maksymalna temperatura przewodu

5,0 + Del

2,0 + Delale nie mniej niż

3,02,5 + Del 2,5 + Del


5,0 + Del

2,0 + Delale nie mniej niż

3,0Del 2,5 + Del

Uwaga 1 Odstępy te uwzględniają wysokość pojazdu równą 5 m.Uwaga 2 Odległości te należy powiększyć, co najmniej o 1 m w uzasadnionych okolicznościach, np. w przypadku przewodów w pobliżu drzew owocowych lub ozdobnych, podlegających przycinaniu, strzyżeniu itp.; należy uwzględnić długość narzędzi ogrodniczych.

Tablica 5.10/PL.1 – Minimalne zewnętrzne odstępy izolacyjne od powierzchni ziemi na obszarach oddalonych od budynków, dróg, linii kolejowych i żeglownych dróg wodnych (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45 kV)



2323

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjne

Budynki mieszkalne i inneBudynki mieszkalne i inne

Zabrania siZabrania sięę krzykrzyżżowania budynkowania budynkóów mieszkalnych, szkw mieszkalnych, szkóółł, , budynkbudynkóów uw użżytecznoytecznośści publicznej, w ktci publicznej, w któórych stale przebywajrych stale przebywająąludzie, liniami o napiludzie, liniami o napięęciu 400 i 220 ciu 400 i 220 kVkV. . Nie zaleca siNie zaleca sięękrzykrzyżżowania liniami 110 owania liniami 110 kVkV..

Przy skrzyżowaniach i zbliżeniach linii elektroenergetycznych do budynków mieszkalnych, szkół, internatów, szpitali, sanatoriów itp. gdzie stale przebywają ludzie, natężenie pola elektrycznego i magnetycznego oraz natężenie hałasu od linii nie może przekraczaćwartości dopuszczalnych

Poziom obostrzenia linii elektroenergetycznej w przypadku skrzyżowania z budynkami należy przyjmować według Tablicy 5.8/PL.2 .

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjne py izolacyjne

2424

Tablica 5.11/PL.1 – Minimalne odstępy izolacyjne od budynków mieszkalnych i innych (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45kV)



2525

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjne py izolacyjne

Przypadki odstępów: Skrzyżowania linii z drogami, liniami kolejowymi i żeglownymi drogami wodnymi [m]


Od powierzchni drogi lub główki szyny linii kolejowej (przy braku trakcji elektrycznej)

Od elementów trakcji elektrycznej: kolei, linii trolejbusowej lub kolei linowych

Od lin napędo-wych kolei linowych

Od najwyższego znanego poziomu wody

Od stałych punktów kolei linowych lub zamoco-wanych elementów kolejowej trakcji elektrycznej

Od słupów lub lin napędo-wych i nośnych kolei linowych

Od instalacji kolei linowej w przypadku, gdy linia napowietrzna jest poniżej


7,0 + Del 2,0 + Del 1)

2,5 + Del 2) 2,0 + Del 5,0 + Del

(1 2,0 + Del 5,0 + Del 2,0 + Del (2


7,0 + Del 2,0 + Del 1)

2,5 + Del 2)) 2,0 + Del 5,0 + Del

(1 2,0 + Del 5,0 + Del 2,0+Del (3


7,0 + Del 2,0 + Del 1)

2,5 + Del 2) 2,0 + Del 5,0 + Del

(1 2,0 + Del 5,0 + Del 2,0 + Del

Uwagi

1) linie o napięciu od 1 kV do 110 kV 2) linie o napięciu powyżej 110 kV

― (1 Odległość pozioma

Odległość pozioma ―

(1 Dla śródlądowych dróg wodnych sklasyfikowanych w Załączniku nr 2 Rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 7 maja 2002r. obowiązują odległości podane w Załączniku nr 3 wymienionego Rozporządzenia.

(2 Obliczyć dla minimalnej temperatury przewodu -35°C (3 Należy sprawdzić odległość przy podskoku przewodów linii wg.5.8 PL.11

Tablica 5.12 /PL.1 – Minimalne odstępy izolacyjne w przypadku skrzyżowania linii z drogami, liniami kolejowymi i żeglownymi drogami wodnymi (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45 kV)

2626

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjneTablica 5.13 /PL.3 – Minimalne odległości pionowe od rurociągu naziemnego i konstrukcji wsporczych rurociągu (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45 kV)

Przypadki układu obciążeń

Odległość pionowa przewodów od rurociągu [m]

z materiałem niepalnym z materiałem niebezpiecznym pożarowo

Maksymalna temperatura przewodu 4,0 + Del 10,0 + Del

Ekstremalne obciążenie oblodzeniem 4,0 + Del 10,0 + Del



2727

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjneTablica 5.13/PL.5 – Minimalne odległości poziome i pionowe od ustalonych stref działania dźwignic i urządzeń przeładunkowych, takich jak urządzenia dźwigowo-transportowe, maszyny i urządzenia do robót ziemnych itp.

Napięcie znamionowe linii elektroenergetycznej

[kV]

Odległość przewodów od ustalonych stref działania [m]

Odległość pozioma przewodu skrajnego,

fazowego linii od ustalonej strefy

działania dźwignic lub urządzeń

przeładunkowych

Odległość pionowa przewodów linii napowietrznej od ustalonej strefy działania dźwignic lub urządzeń przeładunkowych

z przekładniami linowymi bez przekładni linowych

Wyższe niż 1, do 15 5,0 6,6 3,6

Wyższe niż 15, do 45 10,0 6,6 3,6

Wyższe niż 45, do 110 15,0 6,0 + Del 3,0 + Del

Wyższe niż 110, do 400 30,0 8,0 + Del 4,0 + Del Uwaga: Podane odległości powinny być spełnione dla maksymalnego zwisuprzewodu w przęśle, w którym występuje skrzyżowanie.

2828

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjneTablica 5.15/PL.1 – Minimalne odstępy izolacyjne od terenów rekreacyjnych (dla linii o znamionowym napięciu sieci > 45 kV)

Linia prowadzona powyżej [m]

Linia w bliskim sąsiedztwie [m]


Od terenów sportowych ogólnego przeznaczenia 1)

Od najwyższego poziomu basenów pływackich

Od uzgodnionej wysokości sprzętu pływającego

Do zainstalowanych na stałe urządzeń sportowych, takich jak bramki startowe i końcowe, instalacje kempingowe, jak również konstrukcje, które mogą być podnoszone do pionu lub na które można się wspiąć

Odległość pozioma od wszystkich instalacji rekreacyjnych


7,0 + Del 8,0 + Del 2,0 + Del 3,0 + Del 3,0 + Del



Obciążenie wiatrem według 5.6.3.2/PL.1


Uwagi

1) W przypadku boisk sportowych i placów zabaw podaną odległość należy powiększyć do wartości 10,0+Del



2929

ZewnZewnęętrzne odsttrzne odstęępy izolacyjnepy izolacyjneSkrzySkrzyżżowanie linii elektroenergetycznych z obszarami owanie linii elektroenergetycznych z obszarami upraw rolnych upraw rolnych

W przypadku uW przypadku użżytkowania deszczowni naleytkowania deszczowni należży spey spełłniniććnastnastęępujpująące wymagania:ce wymagania:

odlegodległłoośćść elementelementóów konstrukcyjnych deszczowni od w konstrukcyjnych deszczowni od przewodprzewodóów nie mow nie możże bye byćć mniejsza nimniejsza niżż 5,0 + 5,0 + DDelel,,

odlegodległłoośćść najwynajwyżższej czszej częśęści strumienia wody od przewodci strumienia wody od przewodóów w linii nie molinii nie możże bye byćć mniejsza nimniejsza niżż DDelel..

W przypadku uW przypadku użżytkowania specjalnych maszyn rolniczych ytkowania specjalnych maszyn rolniczych odlegodległłoośćść przewodprzewodóów linii od najwyw linii od najwyżższej czszej częśęści maszyny ci maszyny (wysi(wysięęgniki, anteny, itp.) nie mogniki, anteny, itp.) nie możże bye byćć mniejsza nimniejsza niżż 1+D1+Del el

3030

UkUkłładyady uziemiajuziemiająąceceKryteria wymiarowania ukKryteria wymiarowania ukłładadóów uziemiajw uziemiająącychcych

Projekt ukProjekt ukłładu uziemiajadu uziemiająącego powinien specego powinien spełłnianiaćć co najmniej co najmniej trzy nasttrzy nastęępujpująące wymagania:ce wymagania:zapewnizapewnićć wytrzymawytrzymałłoośćść mechanicznmechanicznąą i odpornoi odpornośćść na korozjna korozjęęwytrzymawytrzymaćć pod wzglpod wzglęędem termicznym najwidem termicznym najwięększy obliczony kszy obliczony

prprąąd zwarciowy d zwarciowy zapewnizapewnićć bezpieczebezpieczeńństwo publiczne w odniesieniu do stwo publiczne w odniesieniu do

napinapięęcia krokowego cia krokowego rarażżeniowegoeniowego i napii napięęcia dotykowego cia dotykowego rarażżeniowegoeniowego, wyst, wystęępujpująących podczas zwarcia doziemnego cych podczas zwarcia doziemnego

Do zwymiarowania ukDo zwymiarowania ukłładu uziemiajadu uziemiająącego niezbcego niezbęędna jest dna jest znajomoznajomośćść nastnastęępujpująących parametrcych parametróów:w:

wartowartośćść i czas trwania pri czas trwania prąądu zwarciowegodu zwarciowego

charakterystyka rezystywnocharakterystyka rezystywnośści gruntuci gruntu



3131

UkUkłładyady uziemiajuziemiająącece

Kryteria wymiarowania układów uziemiającychDla przewodzących konstrukcji wsporczych linii o napięciu 110kV i wyższym należy zawsze wykonać układ uziemiający

Wykonanie uziemienia słupów wykonanych z materiałów nieprzewodzących jest konieczne, jeżeli na słupach tych zamontowany jest przewód odgromowy lub ograniczniki przepięć.

Przewody uziemiające i wyrównawcze

Nie dopuszcza się stosowania aluminium i stopów aluminium w prętach uziemiających oraz przewodach uziemiających i wyrównawczych.

3232

UkUkłładyady uziemiajuziemiająąceceSSłłupy w miejscach czupy w miejscach częęsto uczsto uczęęszczanychszczanych

Sprawdzeniu pod wzglSprawdzeniu pod wzglęędem niebezpieczedem niebezpieczeńństwa wyststwa wystąąpienia pienia zbyt wysokich napizbyt wysokich napięćęć dotykowych dotykowych rarażżeniowycheniowych, podlegaj, podlegająąssłłupy znajdujupy znajdująące sice sięę na terenach podwna terenach podwóórzy, stadionrzy, stadionóów i boisk w i boisk sportowych, ksportowych, kąąpielisk, plapielisk, plażż, kemping, kempingóów i innych terenw i innych terenóów w rekreacyjnych, biwakrekreacyjnych, biwakóów, zakw, zakłładadóów przemysw przemysłłowych, placowych, placóów w miejskich, ogrmiejskich, ogróódkdkóów dziaw działłkowych i parkkowych i parkóów, parkingw, parkingóów, terenw, terenóów w przeznaczonych do ruchu pieszego lub w pobliprzeznaczonych do ruchu pieszego lub w pobliżżu budynku budynkóów, w, drdróóg publicznych i ulic, tj. na terenach, na ktg publicznych i ulic, tj. na terenach, na któórych wystrych wystęępuje puje dudużże prawdopodobiee prawdopodobieńństwo czstwo częęstego przebywania ludzi i stego przebywania ludzi i znajdujznajdująące sice sięę w odlegw odległłoośści mniejszej nici mniejszej niżż 2020 m od obrysu m od obrysu ssłłupa.upa.



3333

Przewody fazowe i odgromowePrzewody fazowe i odgromowePrzewody fazowe i przewody odgromowe powinny byćzaprojektowane, dobrane i badane tak, aby spełniały wymagania elektryczne, mechaniczne i telekomunikacyjne (dot. OPGW), wynikające z parametrów projektowych linii.

Należy przeanalizować konieczność zastosowania środków czynnej ochrony przeciwdrganiowej, zapobiegających uszkodzeniom zmęczeniowym przewodu i elementów osprzętu, w zależności od naciągu w przewodzie, ciężaru i średnicy przewodu, długości przęsła i kategorii terenu.

3434

Przewody fazowe i odgromowePrzewody fazowe i odgromoweWymagania mechaniczneWymagania mechaniczneMaksymalny dopuszczalny naciąg przewodów dla odcinków linii bez obostrzeń oraz z I i II poziomem obostrzenia (wykonanych na bazie aluminium i stali)

Tablica 9.2.4/PL.1 Współczynniki częściowe dla przewodów na bazie aluminium i stali

I i II poziom obostrzenia

Lp Temperatura przewodu Opis przypadku oddziaływania

Współczynnik częściowy

γM

% RTS

1 10 Oddziaływanie wiatru ekstremalnego 1,25 80%

2a -5 Oddziaływanie ekstremalnego oblodzenia równomiernego we wszystkich przęsłach 1,82 55%

3a -5

Kombinacja wiatru z oblodzeniem: ekstremalne obciążenie oblodzeniem z bardzo prawdopodobnym obciążeniem wiatrem (p.4.6.6.1/PL.1)

1,25 80%

3b -5

Kombinacja wiatru z oblodzeniem: obciążenie nominalnym oblodzeniem z mało prawdopodobnym obciążeniem wiatrem (p.4.6.6.2/PL.1)

1,25 80%

4 -25 Minimalna temperatura bez wiatru i oblodzenia 2,5 40%



3535

Przewody fazowe i odgromowePrzewody fazowe i odgromoweWymagania mechaniczneWymagania mechaniczneMaksymalny dopuszczalny naciąg przewodów dla odcinków linii z III poziomem obostrzenia (wykonanych na bazie aluminium i stali)Tablica 9.2.4/PL.2 Współczynniki częściowe dla przewodów na bazie aluminium i stali

III poziom obostrzenia

Lp Temperatura przewodu Układ obciążeń

Współczynnik częściowy

γM

% RTS

1 10 Oddziaływanie wiatru ekstremalnego 1,67 60%

2a -5 Oddziaływanie ekstremalnego oblodzenia równomiernego we wszystkich przęsłach

2,17 46%

3a -5

Kombinacja wiatru z oblodzeniem: ekstremalne obciążenie oblodzeniem z bardzo prawdopodobnym obciążeniem wiatrem (p.4.6.6.1/PL.1)

1,67 60%

3b -5

Kombinacja wiatru z oblodzeniem: obciążenie nominalnym oblodzeniem z mało prawdopodobnym obciążeniem wiatrem (p.4.6.6.2/PL.1)

1,67 60%

4 -25 Minimalna temperatura bez wiatru i oblodzenia 3,57 28%

3636

IzolatoryIzolatory

Izolatory powinny być zaprojektowane, dobrane i przebadane w taki sposób, aby spełniały wymagania elektryczne i mechaniczne wynikające z parametrów projektowych linii napowietrznej.

Obliczeniowy okres ich użytkowania może być przedmiotem umowy pomiędzy dostawcą a nabywcą.

Izolatory powinny być odporne na oddziaływanie wszystkich zewnętrznych warunków klimatycznych, łącznie z promieniowaniem słonecznym.

Powinny być odporne na zanieczyszczenia powietrza i zdolne do zadowalającej pracy w warunkach zabrudzeniowych, określonych w Specyfikacji Projektowej.



3737

Izolatory Izolatory Wymagania mechaniczneZnamionowa wytrzymałość mechaniczna izolatorów powinna byćzgodna z wymaganiami normy PN-IEC 383-1 (dla izolatorów szklanych lub ceramicznych) oraz normy PN-IEC 61109 (dla izolatorów kompozytowych).

Izolatory wiszące i izolatory wsporcze liniowe wchodzące w skład łańcuchów izolatorów oraz poprzeczników izolatorowych powinny przenosić obciążenia obliczeniowe wynikające z działających na nie układów obciążeń określonych w Załączniku Krajowym, uwzględniając materiałowe współczynniki częściowe .

Wymagana wartość materiałowego współczynnika częściowegodla izolatorów w stosunku do ich znamionowej wytrzymałości mechanicznej wynosi:

γM = 1,8

3838

OsprzOsprzęęt t

OsprzOsprzęęt do linii napowietrznych wysokiego napit do linii napowietrznych wysokiego napięęcia ma bycia ma byććtak skonstruowany, aby jego udziatak skonstruowany, aby jego udziałł w oddziaw oddziałływaniu linii na ywaniu linii na śśrodowisko w zakresie zakrodowisko w zakresie zakłłóóceceńń radioelektrycznych nie radioelektrycznych nie przekraczaprzekraczałł wymagawymagańń okreokreśślonych dla izolatorlonych dla izolatoróów.w.

OsprzOsprzęęt nalet należży projektoway projektowaćć tak, aby bytak, aby byłł zgodny z okrezgodny z okreśślonymi lonymi wymaganiami elektrycznymi dla danej linii napowietrznej. wymaganiami elektrycznymi dla danej linii napowietrznej. Zwykle nie projektuje siZwykle nie projektuje sięę elementelementóów ochrony w ochrony przeciwprzeciwłłukowejukowejw celu obniw celu obniżżenia natenia natężężenia pola elektrycznego po stronie enia pola elektrycznego po stronie napinapięęciowej w liniach napowietrznych o znamionowym ciowej w liniach napowietrznych o znamionowym napinapięęciu przemiennym sieci poniciu przemiennym sieci poniżżej 45 ej 45 kVkV..



3939

OsprzOsprzęęt t

WytrzymaWytrzymałłoośćść mechaniczna osprzmechaniczna osprzęętutu

Przy doborze wytrzymaPrzy doborze wytrzymałłoośści mechanicznej osprzci mechanicznej osprzęętu naletu należży uwzgly uwzglęędnidniććmaksymalne obcimaksymalne obciążążenia projektowe oraz czenia projektowe oraz częśęściowy wspciowy wspóółłczynnik czynnik materiamateriałłowy owy

γγM M = 1,8 = 1,8

WyWyżższa wartosza wartośćść momożże bye byćć okreokreśślona w Specyfikacji Projektowejlona w Specyfikacji Projektowej

Koordynacja noKoordynacja nośśnonośścici

WartoWartośćść wytrzymawytrzymałłoośści mechanicznej osprzci mechanicznej osprzęętu przenosztu przenosząącego pecego pełłny ny nacinaciąąg przewodu, pojedynczego lub skg przewodu, pojedynczego lub skłładowego wiadowego wiąązki, nie mozki, nie możże bye byććmniejsza nimniejsza niżż 1,10xRTS (wytrzyma1,10xRTS (wytrzymałłoośćść na zerwanie) przewodu.na zerwanie) przewodu.

Wymagania mechaniczne

4040

Podsumowanie Podsumowanie Podstawowe różnice pomiędzy Załącznikiem Krajowym 2016 a Załącznikiem 2010 to:

1)Zmiana zakresu napięć , było powyżej 45 kV, jest powyżej 1 kV(połączenie norm PN-EN 50341 i PN-EN 50423)

2)Zmiana podejścia z empirycznego na ogólne

3)Przyjęcie 2 poziomu niezawodności dla ogółu linii powyżej 1 kV

4)Zmiana sposobu obliczeń obciążeń linii, obecnie współczynniki częściowe stosuje się do wartości charakterystycznych oddziaływań a nie, jak poprzednio, do efektów ich oddziaływania

5)Zmiana wartości współczynników częściowych

6)Zwiększenie charakterystycznego obciążenia oblodzeniem w strefie S1 oraz zmiana zasięgu stref S2 i S3 na mapie sadziowej Polski

7)Uwzględnienie w normie słupów drewnianych i przewodów w osłonie lub izolowanych (zakres średnich napięć)



ZMIANY W PROJEKTOWANIU LINII NAPOWIETRZNYCH NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ PO WPROWADZENIU NORMY PN-EN 50341-2-22:2016-04

- ASPEKTY KONSTRUKCYJNE

Dominik Brudniak - Energoprojekt-Kraków SA Danuta Dymek - Energoprojekt-Kraków SA

1. Wstęp

W roku 2005 ukazała się zharmonizowana norma europejska PN-EN 50341-1:2005 [1], zastępując stosowaną przez wiele lat normę PN-E-05100 [2]. Od roku 2010 wraz z załącznikiem krajowym PN-EN 50341-3-22:2010 [3] stanowiła ona podstawę projektowania nowych linii elektroenergetycznych o napięciu powyżej 45 kV. Dla linii o napięciu powyżej 1 kV do 45 kV włącznie odrębne przepisy zostały zawarte w normie PN-EN 50423 [4], w praktyce nie stosowanej w Polsce z uwagi na brak załącznika krajowego. W tym zakresie napięć projektowanie słupów nadal opierało się na normie [2]. W marcu 2013 roku ukazała się druga edycja normy [1]. Nowa wersja (PN-EN 50341-1:2013-03 [5]) wprowadziła wspólne wymagania ogólne dla linii wszystkich napięć powyżej 1 kV, unifikując podstawy projektowania dla krajów objętych standaryzacją europejską oraz wprowadzając Eurokody do projektowania słupów energetycznych. Do normy [5] opracowany został załącznik krajowy PN-EN 50341-2-22 [6], zatwierdzony przez CENELEC i opublikowany w języku angielskim w kwietniu tego roku. W artykule przedstawiono podstawowe zmiany dotyczące projektowania linii napowietrznych najwyższych napięć z uwagi na aspekty mechaniczne.

W tekście, dla przejrzystości, użyto oznaczeń: NNA2010 dla [3] oraz NNA2016 dla [6]. 2. Wybór poziomu niezawodności linii elektroenergetycznej

Zgodnie z normą [5] oczekiwaną niezawodność linii uzyskuje się poprzez dobór odpowiedniego poziomu niezawodności, co nie było konieczne w dotychczasowej praktyce projektowej w naszym kraju. Norma [5] definiuje 3 poziomy niezawodności odpowiadające podanym teoretycznym okresom powrotu oddziaływań klimatycznych (Tabela 1), dla każdego poziomu określono współczynniki częściowe dla oddziaływań (Tabela 2). Zgodnie z dotychczasowym doświadczeniem projektowym i eksploatacyjnym, podczas prac nad NNA2016 założono, że przyjęte zapisy powinny zapewniać niezawodność linii możliwie zbliżoną do osiąganej przy projektowaniu wg NNA2010. Ponieważ załącznik krajowy musi poruszać się w przestrzeni ograniczonej zapisami normy podstawowej, pełne zrealizowanie postawionego celu okazało się niemożliwe na skutek zmiany sposobu stosowania współczynników częściowych dla oddziaływań. Zdecydowano zatem przyjąć za punkt odniesienia wartości obliczeniowe obciążenia wiatrem oraz naciągów w warunkach pełnego oblodzenia przewodów. Zadowalające efekty uzyskano dla 2 poziomu niezawodności (przy dodatkowym zwiększeniu wartości charakterystycznego oblodzenia przewodów w strefie obciążenia oblodzeniem S1) i ten właśnie poziom przyjęto dla wszystkich linii za wyjątkiem linii tymczasowych i specjalnych, dla których przyjęto odpowiednio poziom 1 i 3 (Tabela 1).



Tabela 1. Poziomy niezawodności

Poziom niezawodności Okres powrotu Dotyczy 1 50 lat Linie tymczasowe

2 150 lat Linie inne niż tymczasowe oraz specjalne

3 500 lat Linie specjalne zgodnie ze Specyfikacją Projektową

3. Stosowanie współczynników częściowych dla oddziaływań

Istotną zmianą wprowadzoną w normie [9] jest dopuszczenie tylko jednego sposobu wyznaczania wartości obliczeniowych oddziaływań klimatycznych, znanego z poprzedniej wersji normy jako podejście ogólne. Tym samym norma [9] nie daje możliwości zastosowania podejścia empirycznego przyjętego w NNA2010. W konsekwencji wszystkie współczynniki za wyjątkiem współczynnika γP (dla przypadków układu obciążeń związanych z bezpieczeństwem) należy stosować do wartości charakterystycznych oddziaływań, a nie jak w dotychczasowej praktyce krajowej do ich efektów (Tabela 2).

Tabela 2. Porównanie zasady wyznaczenia wartości obliczeniowych naciągu (Nd)

empiryczne Nd=γC . N(G, W, Ik ) Podejście

ogólne Nd=N(γG G, γW W, γI Ik) Oznaczenia: N – wartość charakterystyczna naciągu od ciężaru przewodu (G), oddziaływania

wiatru (W) i oblodzenia(Ik) γC – współczynnik dla naciągu wg NNA2010 γG , γW, γI – współczynniki częściowe dla oddziaływania ciężaru, wiatru i

oblodzenia wg NNA2016

Zmiana ta jest bardzo istotna w przypadku obciążania elementów cięgnowych, jakimi są przewody, na skutek braku liniowej zależności między oddziaływaniem a jego efektem. Należy również podkreślić, że współczynniki przypisane kolejnym poziomom niezawodności odpowiadają jedynie za obliczeniowe przejście z wartości charakterystycznych oddziaływań określonych dla 50-letniego okresu powrotu na wartości odpowiadające okresowi powrotu przypisanemu danemu poziomowi niezawodności. Jest to niespójność z podaną w normie definicją tych współczynników, a także z PN-EN 1990 [7]. Norma [5] nie uwzględnia zdefiniowanego w [7] współczynnika γSd odpowiadającego za niepewność modelu i efektów oddziaływań.

W Tabeli 3 porównano współczynniki przyjmowane w NNA2010, NNA2016, a także w PN-EN 1993-3-1 [8], przy czym należy pamiętać o niejednakowych metodach ich stosowania.



Tabela 3. Porównanie wartości współczynników częściowych dla oddziaływań

NNA2016 PN-EN 1993-3-1 [8]

Poziom niezawodności Klasa niezawodności Oddziaływanie NNA2010

1 2 3 1 2 3 Stałe 1.1 1.0 1.0 1.1 1.2 Zmienne:

Wiatr 1.0 1.2 1.4

Oblodzenie 1.3

1.0 1.25 1.5 1.2 1.4 1.6

Wyjątkowe 1.0 Związane z bezpieczeństwem 1.5 1.5

Naciąg przewodów 1.3 nie występuje 4. Procedura wyznaczania wartości oddziaływania wiatru

Norma [5] wprowadza procedurę wyznaczania wartości oddziaływania wiatru zgodną z Eurokodem PN-EN 1991-1-4 [9], niestety nie zachowuje przy tym używanych w [9] symboli i określeń. Procedura ta skutkuje jednak znacznie mniejszymi wartościami oddziaływania wiatru na przewody niż dotychczas przyjmowane wg NNA2010. Wynika to z zastosowanej metody wyznaczenia współczynnika konstrukcyjnego dla przewodu, zwanego też współczynnikiem przęsła (Gc). W NNA2016, chcąc zachować obciążenie na dotychczasowym poziomie, zrobiono odstępstwo od normy [5] przyjmując metodę wyznaczenia Gc zgodną z NNA2010. Dodatkowo w NNA2016 jednoznacznie zdefiniowano sposób wyznaczenia oddziaływania wiatru na konstrukcję oraz wysokość przewodu przyjmowaną do wyznaczenia prędkości oddziaływującego na niego wiatru. Przyjęty w NNA2016 podział kraju na strefy obciążenia wiatrem i wartości prędkości bazowej są zgodne z załącznikiem krajowym do [9] (Rys. 1).

Oznaczenia stref przy jednakowym ich zasięgu: W1, W2, W3 - wg NNA2016 I, II, III - wg NNA2010 1,2,3 - wg PN-EN 1991-1-4

Rys. 1. Strefy obciążenia wiatrem wg NNA2010, NNA2016 i PN-EN 1991-1-4



5. Zmiany w zakresie oddziaływania oblodzenia

NNA2016 wprowadza dwie zasadnicze zmiany w zakresie oddziaływania oblodzenia - modyfikację zasięgu stref oblodzenia (Rys. 2) oraz zmianę wartości charakterystycznego obciążenia oblodzeniem przewodów w strefie S1 (Tabela 4). NNA2010 NNA2016

Rys. 2. Porównanie stref obciążenia oblodzeniem wg NNA2010 i NNA2016

W obecnej postaci mapa obciążenia oblodzeniem dla linii jest bardzo zbliżona

do mapy z normy PN-87/B-02013 [10] (Rys.3). Różnica dotyczy województw podkarpackiego, lubelskiego i podlaskiego, na obszarze których w NNA2016 rozszerzono zasięg strefy S2 oraz terenu Jury Krakowsko – Częstochowskiego, na którego części wprowadzono strefę S3. Zmiany zasięgu stref dokonano w oparciu o uzyskane od operatorów i dystrybutorów sieci informacje o występujących na terenie ich działalności awariach linii energetycznych. Niestety, w naszym kraju nie funkcjonuje system, który umożliwiłby badanie wpływu warunków atmosferycznych na występujące awarie. Nie dysponujemy więc rzetelnymi danymi określającymi przyczyny awaryjności linii w szczególności linii średnich napięć. Wyjątek stanowi obszar Jury, gdzie awaria z roku 2010 została dobrze udokumentowana [11]. NNA2016 PN-B-02013:1987

Rys. 3. Porównanie stref obciążenia oblodzeniem wg NNA2016 i PN-B-02013:1987



Zmiana wartości obciążenia charakterystycznego oblodzenia przewodów w strefie S1 skutkuje wzrostem obciążenia przewodów oblodzeniem o ok.34% (Tabela 4).

Tabela 4. Porównanie obciążenia oblodzeniem na jednostkę długości przewodu o średnicy d [mm]

Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem IK [N/m] Strefa obciążenia

oblodzeniem wg NNA2010 wg NNa2016 S1 4,1 + 0,41 d 5,5 + 0,55 d S2 8,2 + 0,82 d S3 16,4 + 0,82 d

S spec

wyłącznie według danych meteorologicznych dla terenu, przez który przebiega linia lub według Specyfikacji Projektowej

6. Przypadki obciążeniowe słupów

NNA2016 rozszerza dotychczasowe przypadki obciążeniowe słupów o przypadek ich pracy temperaturze minimalnej -25° (bez oblodzenia i wiatru). Dodatkowo przypadki nierównomiernego oblodzenia przewodów zostały potraktowane jako sytuacje normalne, a nie jak dotychczas, jako wyjątkowe. Zachowany został, uwzględniany w naszym kraju dla słupów mocnych, przypadek niepełnego jednostronnego naciągu przewodów przy pełnym oblodzeniu. Jednak w celu uzyskania efektu równoważnego z NNA2010 konieczna była zmiana przyjmowanej wartości z 2/3 na 75%. Jest to kolejny skutek odejścia od dotychczasowego sposobu stosowania współczynników częściowych do oddziaływań. 7. Projektowanie słupów stalowych i ich fundamentów

Zgodnie z zapisami NNA2016 przy projektowaniu słupów stalowych należy posługiwać się odpowiednimi częściami Eurokodu 3, choć jednocześnie zdecydowano o wprowadzeniu szeregu odstępstw, mających na celu uwzględnienie specyfiki tego typu konstrukcji. Takim odstępstwem jest np. przyjęcie zwiększonych wartości współczynników materiałowych, przyjęta metoda wyznaczenia nośności na rozciąganie kątownika połączonego jednym ramieniem, zwiększenie smukłości granicznej prętów zakratowania. Wartości współczynników częściowych dla właściwości materiałów γM W NNA2016 uwzględniono szeroko postulowane w środowisku krajowym zwiększenie wartości współczynników materiałowych dla właściwości stali przyjmując:

dla stali o fy<275 MPa γM0 = 1,10; γM1 = 1,10 dla stali o fy 275 MPa γM0 = 1,15, γM1 = 1,15

Nośność na rozciąganie kątowników łączonych jednym ramieniem Wobec znacznych różnic w wyznaczonych wartościach nośności w zależności od wyboru normy wg której obliczenia są przeprowadzane (Rys 4), w NNA2016 jako punkt odniesienia przyjęto nośność wyznaczoną wg normy PN-B-03200:1990 [12], mając na uwadze jej wieloletnie potwierdzenie w praktyce. W celu uzyskania wyników zbliżonych do [12] wybrano metodę wg Załącznika J normy [5], wprowadzając jednocześnie współczynnik redukcyjny równy 0,85.



Rys. 4. Porównanie nośności na rozciąganie kątowników łączonych jednym ramieniem

wg różnych norm na przykładzie L80x6 Wartości graniczne smukłości Pomimo zalecanego przez [5] ograniczenia smukłości prętów zakratowania głównego do 180, w NNA2016 przyjęto wartość graniczną równą 200. Z doświadczenia uzyskanego podczas licznych badań wytrzymałościowych prototypów słupów w skali 1:1 nie wydaje się uzasadnione tak drastyczne ograniczenie smukłości, skutkujące w praktyce jedynie wzrostem masy słupów. Dopuszczalne ugięcia NNA2016 ujednolica wartości dopuszczalnych ugięć dla słupów kratowych i pełnościennych przyjmując dla słupów przelotowych poziom 4%, dla słupów mocnych 2%. Fundamenty Norma [5] zasadniczo wprowadza wymóg stosowania Eurokodu 7 do projektowania fundamentów słupów. Jednak, z uwagi na brak w nim jasnych reguł dotyczących określania nośności fundamentu na wyciąganie (przypadek najczęściej wymiarujący) oraz niedostateczne krajowe doświadczenia z jego stosowania, wykorzystując zapisy



normy [5], dopuszczono w NNA2016 do projektowania tradycyjnie stosowane normy polskie (szczególnie [13]). 8. Uwagi do załącznika krajowego NNA2016

Dotychczasowe doświadczenia ze stosowania załącznika krajowego NNA2016 wskazują, że założony przez autorów załącznika cel zostanie osiągnięty. Uzyskana niezawodność linii będzie odpowiadać niezawodności osiąganej przy projektowaniu wg NNA2010.

W zakresie zagadnień konstrukcyjnych wydaje się koniecznym uzupełnienie zapisów NNA2016 o treści dotyczące zagadnień dotychczas nim nieobjętych. Dotyczy to np. formalnego dopuszczenia do stosowania w słupach kratowych zwiększonego asortymentu profili kątowników, znacznie rozszerzającego asortyment podany w normie PN-EN 10056-1:1998 [14]. Koniecznym jest również uzupełnienie NNA2016 o zapisy dotyczące wymagań wykonawczych – szczególnie dopuszczalnych odchyłek na etapie montażu słupów i ich fundamentów. Brak takich zapisów powoduje, iż formalnie obowiązujące stają się wymagania normy PN-EN 1090-2 [15], niekiedy znacznie bardziej restrykcyjne od wymagań dotychczas obowiązujących określonych w normie PN-B-03205:1996 [16].

Ponieważ w praktyce wprowadzenie poprawek do NNA2016 będzie procesem jak można się spodziewać długotrwałym, słusznym wydaje się wprowadzenie dodatkowych zapisów do standardów technicznych opracowanych przez poszczególnych operatorów. 9. Podsumowanie

W artykule przedstawiono jedynie zasadnicze zmiany wprowadzone przez nową normę, każda z nich pociąga za sobą wiele kolejnych modyfikacji procesu projektowego. Autorzy załącznika krajowego starali się ograniczyć ich skutki na ostateczny kształt projektowanych słupów dla linii o napięciu 110kV i wyższym w stosunku do obecnej praktyki, zapewniającej zadowalający poziom niezawodności linii. W przypadku linii o niższym napięciu wprowadzone zapisy zwiększą ich niezawodność, choćby z uwagi na po raz pierwszy uwzględniane dla tych linii kombinacje oddziaływania wiatru i oblodzenia, należy jednak liczyć się ze wzrostem kosztów inwestycji. Literatura [1] PN-EN 50341-1:2005. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu

przemiennego powyżej 45kV. Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.

[2] PN-E-5100-1:1998. Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowania i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami roboczymi gołymi.

[3] PN-EN 50341-3-22:2010. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45kV. Część 3: Zbiór normatywnych warunków krajowych. Polska wersja EN 50341-3-22:2001.

[4] PN-EN 50423-1:2007. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV do 45kV włącznie. Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.



[5] PN-EN 50341-1:2013-03. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV. Część: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne.

[6] PN-EN 50341-2-22:2016-04. Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV. Część 2: Zbiór normatywnych warunków krajowych (NNA).

[7] PN-EN 1990. Eurokod. Podstawy projektowania konstrukcji. [8] PN-EN 1993-3-1:2008. Eurokod 3: Projektowanie konstrukcji stalowych. Część 3-

1: Wieże, maszty i kominy. Wieże i maszty. [9] PN-EN 1991-1-4. Eurokod 1. Oddziaływania na konstrukcje. Część 1-4:

Oddziaływania ogólne. Oddziaływania wiatru. [10] PN-B-02013:1987. Obciążenia budowli. Obciążenia zmienne środowiskowe.

Obciążenie oblodzeniem. [11] D.Dymek, E.Jastrzębska, W.Kurbiel: Awarie linii elektroenergetycznych

wywołane oblodzeniem, Materiały konferencyjne „Awarie Budowlane 2013”. [12] PN-B-03200:1990 Konstrukcje stalowe. Obliczenia statyczne i projektowanie. [13] PN-B-03322:1980. Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Fundamenty

konstrukcji wsporczych. Obliczenia statyczne i projektowanie. [14] PN-EN 10056-2:1998. Kątowniki równoramienna i nierównoramienne ze stali

konstrukcyjnej – Tolerancje kształtu i wymiarów. [15] PN-EN 1090-2:2009. Wykonanie konstrukcji stalowych i aluminiowych Część 2:

Wymagania techniczne dotyczące konstrukcji stalowych. [16] PN-B-03205:1996 Konstrukcje stalowe. Podpory linii elektroenergetycznych.

Projektowanie i wykonanie.


PRZEBUDOWA LINII GOŁYCH SN NA LINIE W SYSTEMIE PAS. EFEKTY EKSPLOATACYJNE I ... 35

PRZEBUDOWA LINII GOŁYCH SN NA LINIE W SYSTEMIE PAS. EFEKTY EKSPLOATACYJNE I OCENA WPŁYWU

NA POPRAWĘ WSPÓŁCZYNNIKÓW SAIDI I SAIFI

Stanisław Ciupak - PGE Dystrybucja S.A. Oddział Zamość

WisWisłła, 18 a, 18 ‐‐ 19.10.201619.10.2016

VII Konferencja Naukowo – Techniczna. Elektroenergetyczne linie napowietrzne.

„Przebudowa linii gołych SN na linie w systemie PAS. Efekty eksploatacyjne i ocena wpływu na poprawęwspółczynników SAIDI i SAIFI”

Stanisław Ciupak

PGE Dystrybucja SA, Oddział Zamość

2

Plan prezentacji:1) Oczekiwania stawiane technologii linii SN w systemie PAS.

2) Przegląd stosowanych rozwiązań z podziałem na

przebudowę/modernizację linii istniejących z przewodami gołymi

i budowę linii nowych.

3) Przykłady zachowania się w warunkach ekstremalnych

(sadź, upadek konara, drzewa).

4) Omówienie aspektów eksploatacyjnych.

5) Linie PAS a linie napowietrzne wykonane kablami uniwersalnymi

(EXCEL, AXCES).


36 PRZEBUDOWA LINII GOŁYCH SN NA LINIE W SYSTEMIE PAS. EFEKTY EKSPLOATACYJNE I ...

GENEZA PROBLEMUAwarie sieci napowietrznej SN odpowiadają za około 80% wskaźnika SAIDI.Potrzeba opracowania systemu izolowanych linii napowietrznych SN wynikła z konieczności poprawy wskaźników ciągłości zasilania odbiorców. W momencie ich wprowadzania do stosowania kable SN w głębi sieci terenowej (szczególnie w Polsce) były bardzo rzadko i niechętnie stosowane przez operatorów, głównie ze względu na cenę, ale nie tylko. Trzeba pamiętać, że w latach 90 – tych XX wieku w sieciach miejskich dominowały kable olejowe, natomiast kable o izolacji z polietylenu termoplastycznego już zaczynały dawać znać szybko zwiększającą się awaryjnością. Skutkiem tego kable olejowe zaczęły wchodzić w okres renesansu. Oprócz aspektu cenowego dochodził jeszcze jeden istotny‐ ich duża pojemność jednostkowa, a co za tym idzie generowanie prądów pojemnościowych o dużych wartościach wykluczały przyjęcie kabli jako alternatywy dla rozległych sieci napowietrznych.

STRUKTURA ILOŚCIOWA SIECI SN



5

PAS jako odpowiedź na oczekiwania operatorów.

System PAS można uznać za rozwiązanie kompromisowe pomiędzy kablem a siecią napowietrzną gołą. Izolacja przewodów w systemie PAS wykonywana była z usieciowanego polietylenu XLPE. Materiał ten zapewnia ochronę linii przed zakłóceniami spowodowanymi zetknięciem się przewodów lub zwarciami spowodowanymi spadającymi gałęziami (obfity śnieg, oblodzenie). Zastąpienie linii gołych liniami PAS niemal całkowicie eliminuje tego typu awarie. Leżące na przewodzie gałęzie, drzewa, śnieg i sadź nie powodują trwałych uszkodzeń w okresie nawet kilku miesięcy. Dzięki temu usuwanie uszkodzeń można odłożyć do czasu bardziej dogodnego dla służb eksploatacyjnych Rejonów Energetycznych. Pierwsze linie PAS powstały w 1976 roku w Finlandii, w Polsce natomiast był to rok 1993.

PRZEGLĄD STOSOWANYCH ROZWIĄZAŃ.

1. Linie dwunapięciowe (PAS – ASXSn)2. Linie dwutorowe .3. Linie gołe przebudowane na PAS z wykorzystaniem

istniejących słupów.4. Linie nowoprojektowane PAS, w tym dwunapięciowe

(30kV i 15 kV)5. Linie wykonane kablem uniwersalnym AXCES 70 mm²6. Linie jednonapięciowe i dwunapięciowe EXCEL/ASXSn



LINIA DWUNAPIĘCIOWA PAS/ASXSN ROK BUDOWY 1995

Odgałęzienie do stacji trafo 15/0,4 kV. Wykonanie z użyciem „zwykłych”izolatorów odciągowych.

Ochrona przeciwłukowarożkowa

LINIA DWUNAPIĘCIOWA PAS/ASXSN ROK 1995 C. D.

Słup przelotowy Odłącznik przedstacyjnyPodejście do stacji trafo



LINIA DWUTOROWA PAS 70 MM² ROK BUDOWY 2002.

Słup przelotowy Odłącznik przedtacyjn

UKŁADY OCHRONY PRZECIWŁUKOWEJ

Słup przelotowy Odłącznik przedtacyjnUkład mieszany , rożkowo – iskiernikowy Układ rożkowy



LINIA PAS NA ISTNIEJĄCYCH SŁUPACH, PRZEWÓD BLXT 70 mm²

Słup przelotowy Odłącznik pzedaynUkład mieszany , rożkowo – iskiernikowy

Tego typu rozwiązania stosowano w przypadkach problemów z uzyskaniem dokumentacji techniczno – prawnej na budowęnowej linii a zachodziła konieczności szybkiego wykonania modernizacji. Oczywiście należało sprawdzić , czy zostaną zachowane odległości odziemi, ponieważ dla przewodu BLX‐T sądopuszczane mniejsze naprężenia. W niektórychwypadkach część słupów podlegała wymianie na wyższe, ale zlokalizowane w tych samych miejscach.

LINIA PAS NA NOWYCH SŁUPACH, PRZEWÓD BLXT 70 mm²

Słup przelotowyUkład mieszany , rożkowo – iskiernikowy

Fragment kompleksowo przebudowanej linii 15 kV według nowego projektu, łącznie z wymianąstanowisk słupowych.

Fragment kompleksowo przebudowanej linii 15 kV według nowego projektu, łącznie z wymianąstanowisk słupowych.



LINIA PAS DWUNAPIĘCIOWA, 30 KV I 15 KV

Słup przelotowyUkład mieszany , rożkowo – iskiernikowy ll

Linia dwutorowa, dwunapięciowa ,wybudowana w miejsce dwóch linii przebiegających na części trasy równolegle, w odstępie około 50 metrów

Odejście L – 15 kV na

„swoją trasę”

Odejście L – 15 kV na

„swoją trasę”

LINIA DWUNAPIĘCIOWA, 15 KV I 0,4 KV


Kabel uniwersalny EXCEL 3x10 mm²jako linia do stacji 15/0,4 k

Obwód nN oraz oświetlenia drogowego

Głowica kablowa, zasilanie.

Kabel uniwersalny EXCEL 3x10 mm²

Głowica kablowa,

Zejście kabla ze słupa, dalej – EXCEL ułożony w ziemi.

Zejście kabla ze słupa, dalej – EXCEL ułożony w ziemi.

Obwód nN oraz oświetlenia drogowego



LINIA DWUNAPIĘCIOWA, 15 KV I 0,4 KV


Kabel uniwersalny EXCEL 3x10 mm²ko linia do stacji 15/0,4 k

Obwód oświetlenia drogowego

Głowica kablowa, zasilanie.

Obwód

KabelEXCEL 3x10 mm²Zasilanie stacji

KabelEXCEL 3x10 mm²Zasilanie stacji

Zastosowanie kabla uniwersalnego SN umożliwiło wykonanie modernizacji sieci nN w tej miejscowości. Prace projektowe zmierzające do pozyskania drogi koniecznej dla klasycznego odgałęzienia do stacji SN/nN trwały kilka lat. Wskutek oporu jednego z właścicieli brak było perspektyw na pozytywne zakończenie. Dopiero pojawienie się tej technologii dało możliwość zasilenia nowej stacji SN/nN i rozwiązania problemów napięciowych odbiorców zasilanych z sieci nN.

KABEL UNIWERSALNY AXCESS 3X70, SŁUPY PROD. FIŃSKIEJ

Słup przelotowy Odłącznik pzedynUkład mieszany , rożkowo – iskiernikowy

Mechaniczny bezpiecznik chroniący przed uszkodzeniem słupa lub kabla. Po upadku drzewa bezpiecznik powinien sięwyprostować i wypiąć.

Mechaniczny bezpiecznik chroniący przed uszkodzeniem słupa lub kabla. Po upadku drzewa bezpiecznik powinien sięwyprostować i wypiąć.

W odróżnieniu od linii PAS AXCES jest wykonany w

pełnej izolacji. Potrzebuje węższego pasa terenu, w

razie potrzeby można pewien odcinek ułożyć

w ziemi.

W odróżnieniu od linii PAS AXCES jest wykonany w

pełnej izolacji. Potrzebuje węższego pasa terenu, w

razie potrzeby można pewien odcinek ułożyć

w ziemi.



PRZYKŁADY ZACHOWANIA W WARUNKACH EKSTREMALNYCH

Pomimo sadzi, leżących gałęzi i drzew, linia pracowała . Po tego typu zjawiskach należy przeprowadzić oględziny, usunąć

drzewa i gałęzie, bo linia w takim stanie jednak długo pracowaćnie będzie.

Pomimo sadzi, leżących gałęzi i drzew, linia pracowała . Po tego typu zjawiskach należy przeprowadzić oględziny, usunąć

drzewa i gałęzie, bo linia w takim stanie jednak długo pracowaćnie będzie.

PRZYKŁADY ZACHOWANIA W WARUNKACH EKSTREMALNYCH

…Ta linia (AXCES) równieżpracowała i po zdjęciu drzewa

nie wymagała naprawy…

…Ta linia (AXCES) równieżpracowała i po zdjęciu drzewa

nie wymagała naprawy…

….W tym przypadku zbyt późno został zauważono leżący konar

i doszło do uszkodzenia przewodów PAS.

Konieczna była naprawa.

….W tym przypadku zbyt późno został zauważono leżący konar

i doszło do uszkodzenia przewodów PAS.

Konieczna była naprawa.



JAK TO SIĘ PRZEKŁADA NA SAIDI, SAIFI?

Wykres przedstawia przebieg udziału w latach 2013 ‐ 2016 14 linii SN o łącznej długości 646,5 km (gdzie przebudowano awaryjne odcinki na PAS) we wskaźniku SAIDI OSD. Jak widać jest to tendencja malejąca. Podobnie jest ze wskaźnikiem SAIFI, ponieważ w wyniku takich działań maleje liczba awarii.

PROBLEMY EKSPLOATACYJNE…

Po przebudowie znacznego fragmentu

ciągu głównego na izolowany w systemie

PAS gwałtownie wzrosła ilość SPZ‐tów powodowanych przez ptaki na iskiernikach.

Po przebudowie znacznego fragmentu

ciągu głównego na izolowany w systemie

PAS gwałtownie wzrosła ilość SPZ‐tów powodowanych przez ptaki na iskiernikach.

Wymiany iskierników dokonaliśmy w pierwszej połowie lipca 2016 r. a wyniki potwierdzają trafnośćdiagnozy oraz skuteczność takiego właśnie rozwiązania.

Wymiany iskierników dokonaliśmy w pierwszej połowie lipca 2016 r. a wyniki potwierdzają trafnośćdiagnozy oraz skuteczność takiego właśnie rozwiązania.

Zadziałania w cyklu WZ 06 07 08

2015r 12 42 552016r 27 23 5



….PROBLEMY EKSPLOATACYJNE…

Podobne problemy eksploatacyjne występują również dla układu

poziomego. Jako środek zaradczy można zastosować iskiernik

z przekonstruowaną dolną elektrodą(podobnie jak dla układu pionowego

zawieszenia przewodów). Alternatywnym rozwiązaniem jest

demontaż dolnej elektrody iskiernika i zastosowanie OGRANICZNIKA PRZEPIĘĆ.

Ptak powodujący zwarcie

…PROBLEMY EKSPLOATACYJNE.

Duża ilość SPZ‐tów, szczególnie w okresie letnim, była jednym z pierwszych negatywnych zjawisk eksploatacyjnych. Jak zostało to pokazane na poprzednich slajdach, problem występuje w przypadku ochrony przeciwłukowej typu iskiernikowego, i to zarówno przy izolatorach stojących jak i odciągowych. Odległość między elektrodami 9 cm dla 15 kV, sprawia, że nawet niewielkich rozmiarów ptak powoduje zwarcie.Kolejnym, bardzo istotnym problemem eksploatacyjnym jest koniecznośćczęstego dokonywania oględzin. Dotyczy to w szczególności linii w terenach zalesionych, gdzie w zasadzie po każdej większej wichurze należy dokonać obchodu, pomimo że nie było w tym terenie awaryjnych wyłączeń. Pozostawienie leżącego na przewodach konara lub drzewa na długi czas spowoduje przetarcie izolacji przewodu i w konsekwencjiawarię.



PERSPEKTYWY

Napowietrzna sieć SN generuje prawie 80% wskaźnika SAIDI dla OSD.Wzrastające wymagania stawiane OSD przez taryfę jakościową determinująrównież modyfikację podejścia do wyboru technologii budowy sieci. Obecnie zaczyna przeważać pogląd, żeby w terenach trudnych, zalesionych stosowaćkable ułożone w ziemi. Planuje się umieszczenie w wewnętrznych uregulowaniach OSD całkowitego zakazu budowy nowych linii gołych. Wynika z tego, że system PAS będzie alternatywą dla sieci gołej w terenach niezalesionych. Można zadawać sobie pytanie, czy jest sens takiego podejścia. Otóż na kolejnym slajdzie sąpokazane przypadki zakłóceń występujących może niezbyt często, ale dokuczliwych i trudnych do zlokalizowania.

… PERSPEKTYWY

I „takie coś” spowodowało w dniu 27.12.2015 awariętrwająca ponad 11 godzin! (od 22:04 – 09:41). W nocy trudne do zauważenia.

I „takie coś” spowodowało w dniu 27.12.2015 awariętrwająca ponad 11 godzin! (od 22:04 – 09:41). W nocy trudne do zauważenia.

Również słoma po kombajnie zarzucona przez

wiatr jest przyczyną trudnych do lokalizacji zakłóceń.

Również słoma po kombajnie zarzucona przez

wiatr jest przyczyną trudnych do lokalizacji zakłóceń.

Zastosowanie linii PAS w terenach otwartych wyeliminuje tego typu zakłócenia. Nawet długie

pozostawanie na przewodzie małej gałązki lub słomy nie spowoduje jego uszkodzenia.

Zastosowanie linii PAS w terenach otwartych wyeliminuje tego typu zakłócenia. Nawet długie

pozostawanie na przewodzie małej gałązki lub słomy nie spowoduje jego uszkodzenia.



LINIE PAS A KABLE UNIWERSALNE

Obecny udział kabli uniwersalnych , wynoszący około 16% w długości napowietrznych sieci SN izolowanych najprawdopodobniej znacząco nie wzrośnie. Ich stosowanie bowiem związane jest z pewnymi ograniczeniami. W przypadku kabla EXCEL jest to mały przekrój (10 mm² Cu), co sprawia że nadaje się on do budowy odgałęzień do jednej bądź kilku stacji SN/nN i to w miejscach oddalonych od GPZ ze względu na moc zwarciową. W pewnych szczególnych przypadkach bywa nieoceniony (np. prowadzenie wspólnie z linią nN, część odcinka ułożona w ziemi).Kable typu AXCES – też raczej do szczególnych zastosowań, np. brak odpowiedniej szerokości pasa technologicznego, potrzeba wykorzystania istniejących słupów, zbliżenia, potrzeba częściowego ułożenia w ziemi, bądź trudne warunki terenowe do ułożenia kabla w ziemi (skaliste podłoże).Stosowanie kabla uniwersalnego jako masowej alternatywy do linii napowietrznych gołych nie wydaje się celowe – lepiej stosować kable ułożone w ziemi, bądź PAS.Ponadto wykonanie naprawy kabla uniwersalnego jest znacznie trudniejsze niż PAS‐a.

26

DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘDZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ




ELEKTROENERGETYCZNE LINIE TYMCZASOWE 49

ELEKTROENERGETYCZNE LINIE TYMCZASOWE

Stanisław Serwatka - PGE Dystrybucja S.A. Oddział Rzeszów

Wisła, dn. 18‐19.10.2016

ElektroenergetyczneLinie Tymczasowe

Aspekty prawne budowy linii tymczasowych

2

Tymczasowe linie energetyczne jako obiekty nie wymagają pozwolenia na budowę.Wymagają dokonania zgłoszenia jeżeli czas ich użytkowania nie przekracza 120 dniod dnia rozpoczęcia budowy (art. 29 ust. 1 pkt 12 ustawy prawa budowlanego).

Zgodnie z art. 30 ust. 2 ustawy prawo budowlane do zgłoszenia należy dołączyć:komplet dokumentacji (szkice, przebiegi, obliczenia) opracowane przez uprawnioną osobę,uzgodnienia administracyjne (ZUDP, zarządcy, użytkownicy),oświadczenia o prawie do dysponowania terenem na cele inwestycyjne.

Zastosowanie elektroenergetycznych linii tymczasowych

Możliwości stosowania linii tymczasowych

Stany awaryjne elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej, zastąpienie uszkodzonych elementów linii np. przewrócone słupy.Bocznikowanie linii energetycznych będących w modernizacji lub montażu dodatkowych łączników.Przebudowy sieci energetycznej związanej z budową dróg i autostrad.Tymczasowe zasilanie placów budów.Dostarczenie energii elektrycznej na imprezy kulturalno-sportowe.


50 ELEKTROENERGETYCZNE LINIE TYMCZASOWE

Przykładowe zastosowania

3

Zakres stosowania elektroenergetycznych linii tymczasowych

Rozwiązania techniczne, stosowane materiały

4

Przelotowe stanowiska słupowe – słupy kompozytowe




5

Figurowe stanowiska słupowe – słupy kompozytowe


6

Kable uniwersalne

Kabel na bębnie posiada zamontowane

na jego końcach głowice napowietrzne

lub konektorowe.

Warunki:EXCEL

Prąd obciążenia[A]

Kabel całkowicie rozwinięty z bębna– ułożony na ziemi

90

Kabel całkowicie rozwinięty z bębna– linia samonośna

56

Kabel częściowo nierozwinięty z bębna(3 i więcej warstw na bębnie)– obciążenie długotrwałe

15

Kabel częściowo nierozwinięty z bębna(3 i więcej warstw na bębnie)– obciążenie max 5‐6 godzin (bezwcześniejszego obciążania)

25




7

Sposoby połączeń kabli uniwersalnych

Kable łączone ze sobą

głowicami konektorowymi

prostymi lub kątowymi.

Środki techniczne do budowy

8

Przyczepa specjalistyczna

Standardowe wyposażenie przyczepy:słupy kompozytowe – 10 sztukpodstawy do słupów – 10 sztukbęben z kablem na zwijarce – 300 mbdrobne elementy montażowe (uchwyty, haki, zaciski itd.)

Na plac budowy należy dodatkowo dostarczyć belki ustojowe U-80 oraz dodatkowe bębny z kablem.



Koszty zakupu na podstawie danych z 2015 roku

9


Koszty budowy na podstawie danych z 2015 roku

lp. materiał cena jednostkowa netto j.m. ilość wartość netto

1. przyczepa 160 800,00 zł szt. 1 160 800,00 zł

kabel FXCEL 3x16/10 ‐ 100 mb na bębnie 12 518,00 zł szt. 1 12 518,00 zł



3. Skrzynka z zestawem głowic 4 618,04 zł kpl. 3 9 236,08 zł

4. s łup z belkami ustojowymi + odciągi 6 932,44 zł kpl. 10 69 324,40 zł

5. uchwyty + śruby hakowe + opończe 815,63 zł kpl. 10 8 156,30 zł

6. 15 metrowe odcinki kabla + głowice 12 450,00 zł kpl. 2 24 900,00 zł

332 211,02 zł

2.

Razem

1. Koszty budowy serwisowych linii tymczasowych (dane wg kosztorysu inwestorskiego) a) odcinek 0,6 km

• przygotowanie materiałów do zgłoszenia (opracowanie projektu wykonawczego, uzgodnienia, pozyskanie prawa do terenu) 5 500 zł • budowa serwisowej linii tymczasowej 16 000 zł • demontaż serwisowej linii tymczasowej 12 000 zł

Całkowity koszt budowy odcinka 0,6 km to kwota ok. 33 500 zł b) odcinek o długości 0,2 km 21 000 zł c) odcinek o długości 1 km 41 500 zł

2. Średnie koszty budowy linii w Oddziale Rzeszów (dane z 2015 roku) a) koszt budowy 1 km linii napowietrznej izolowanej wykonanej przewodem PASS 3x70mm2 wraz z opracowaniem dokumentacji technicznej 130 000 zł b) koszt budowy 1 km linii kablowej wykonanej kablem XRUHAKxs 3x1x120mm2 wraz z opracowaniem dokumentacji projektowej 143 000 zł

Wnioski

10


Decyzje o budowie serwisowych linii tymczasowych ze względu na wysokie koszty budowy (ok. 30% nowej inwestycji) oraz konieczność dokonywania zgłoszenia należy każdorazowo podejmować o dogłębną analizę opłacalności. 1. Zastosowanie serwisowych linii tymczasowych dla nowych inwestycji.

• Praktycznie nie ma żadnego uzasadnienia ekonomicznego wykorzystywanie serwisowych linii tymczasowych dla inwestycji dla których czas przerwy dla odbiorców nie przekracza 12 godzin (obejścia, bocznikowanie łączników, mufy głowice przy liniach kablowych itp).

• Ze względu na koszty realizacji również nieuzasadnionym jest stosowanie serwisowych linii tymczasowych do bocznikowania długich modernizowanych odcinków ze względu na proces przygotowania materiałów do zgłoszenia oraz wysokie koszty budowy serwisowych linii tymczasowych (w porównaniu do całej inwestycji ok. 30%).

• Uzasadnionym jednak jest stosowanie serwisowych linii tymczasowych do wykonywania nowych powiązań w szczególności kiedy jest modernizowany długi odcinek sieci, wykonanie zasilania drugostronnego znacznie ograniczy przerwy dla odbiorców, umożliwia szybszą realizację inwestycji oraz w tym czasie poprawi pewność zasilania odbiorców.

• Uzasadnionym jest również stosowanie linii serwisowych do zasilania tymczasowego np. placu budowy, imprez masowych itp. 2. Zastosowanie serwisowych linii tymczasowych dla usuwania awarii w szczególności awarii masowych.

• Serwisowe linie tymczasowe mogą spełniać bardzo ważną rolę w szybkim przywróceniu zasilania dla odbiorców np. podczas awarii masowych gdzie połamane są słupy i powalone linie na długich odcinkach. Odbudowa tych odcinków lub budowa nowych powiązań za pomocą serwisowych linii tymczasowych których budowa trwa stosunkowo nie długi czas pozwala szybko przywrócić zasilanie odbiorcom (w tych przypadkach nie uzyskujemy zgłoszenia).

• Serwisowe linie tymczasowe w stanach awaryjnych „H” przy tymczasowej odbudowie zasilania zastępują niejednokrotnie pracę wielu agregatów, których stosowanie dla zasilania odbiorców jest bardzo kosztowne (praktycznie zasilają jedną stację transformatorową, nie mówiąc o koszcie wyprodukowanej energii) i trudne organizacyjnie (angażowanie dodatkowych środków technicznych do transportu, dowożenia paliwa) oraz wyłączenia z procesu usuwania awarii elektromonterów dla obsługi tych agregatów.



Wnioski

11


Reasumując jedyną skuteczną formą ograniczenia czasu przerw dla odbiorców zarówno dla prac planowychjak i awaryjnych jest budowa nowych oraz przebudowa istniejących linii napowietrznych SN na linie kablowe.Przy przebudowie przerwy w zasilaniu odbiorców dla prac planowych zostają skrócone do minimum(czas podpięcia głowic na słupach linii).Linie kablowe charakteryzują się również kilkakrotnie niższym wskaźnikiem awaryjności na 100 km sieci.

DZIĘKUJĘ ZA UWAGĘ


OPTYMALIZACJA TYPÓW SŁUPÓW I KONSTRUKCJI WSPORCZYCH LINII NAPOWIETRZNYCH ... 55

OPTYMALIZACJA TYPÓW SŁUPÓW I KONSTRUKCJI WSPORCZYCH LINII NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA.

BADANIA KONSTRUKCJI WSPORCZYCH LINII NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

Mirosław Schwann - KENTIA Firma Konsultingowa


56 OPTYMALIZACJA TYPÓW SŁUPÓW I KONSTRUKCJI WSPORCZYCH LINII NAPOWIETRZNYCH ...


























SYSTEM LINII SN Z PRZEWODAMI W OSŁONIE (SYSTEM PAS). ROZWÓJ OSPRZĘTU – HISTORIA ... 69

SYSTEM LINII SN Z PRZEWODAMI W OSŁONIE (SYSTEM PAS). ROZWÓJ OSPRZĘTU – HISTORIA, TERAŹNIEJSZOŚĆ I PRZYSZŁOŚĆ

Petteri Pulkinen - Ensto Finland Oy

Streszczenie Tekst opisuje rozwój osprzętu do przewodów w osłonie (CC-covered conductor) do sieci napowietrznej SN w okresie ostatnich czterech dziesięcioleci.

Wstęp

Rozwój sieci opartej na przewodach w osłonie izolacyjnej w Finlandii rozpoczął się już we wczesnych latach 70-tych XX wieku. Główną przyczyną rozwoju była możliwość poprawy niezawodności i bezpieczeństwa nieizolowanych linii napowietrznych poprzez zastosowanie cienkiej warstwy izolującej na gołym przewodzie.

Ostatecznie system przewodów w osłonie izolacyjnej wyewoluował do formy w jakiej znajduje się dzisiaj w wielu europejskich krajach takich jak Polska, kraje skandynawskie, Wlk. Brytania, kraje bałtyckie, Rosja [1].

W pierwszych systemach tego typu wprowadzonych w Finlandii w roku 1976 wszystkie zastosowane akcesoria były identyczne z tymi, które stosowano w budowie tradycyjnych gołych linii napowietrznych, tj. zaciski dwustronne, uchwyty odciągowe, uchwyty przelotowe oraz wiązałki z drutu Al do łączenia przewodów do szyjki lub główki izolatorów stojących. Poprzeczniki posiadały już zmniejszoną odległość pomiędzy fazami.

Bardzo szybko po pierwszych kilku instalacjach testowych stało się jasne, że osprzęt montażowy należało przeprojektować.

W latach 80-tych, bazując na opiniach i doświadczeniach z instalacji, firma Ensto wprowadziła na fiński rynek asortyment produktów dedykowanych dla linii SN z przewodami w osłonie (system PAS). Ewolucja ochrony przeciwłukowej

Układy ochrony przeciwłukowej stosowane są w celu ochrony przewodu oraz innych podzespołów przed uszkodzeniem na skutek wyładowań atmosferycznych w linię lub w pobliżu linii. Etapy rozwoju ochrony przeciwłukowej

Brak (odizolowany przewód) → Elektrody kulowe → Zaciski z rożkami → Układy ochrony przeciwłukowej typu iskiernikowego → Ograniczniki przepięć z dodatkową przerwą iskrową.

Stosowanie pierwszych układów ochrony przeciwłukowej (elektrody kulowe ) wymagało zdjęcia osłony izolacyjnej XLPE z przewodu.


70 SYSTEM LINII SN Z PRZEWODAMI W OSŁONIE (SYSTEM PAS). ROZWÓJ OSPRZĘTU – HISTORIA ...

Elektrody kulowe instalowane były na końcach odizolowanego przewodu.

Kolejnym etapem rozwoju układów ochrony przeciwłukowej było zastosowanie

rożka łukowego, który ograniczał występowanie łuku do kontrolowanego miejsca. W celu ułatwienia instalacji rożek montowano w zacisku przebijającym izolację. Badania laboratoryjne wykazały, że prąd zwarcia musi być wystarczająco duży (> 2 kA), a rożki umieszczone po stronie poprzecznika w kierunku odbioru lub po obu stronach poprzecznika, jeśli linia może być zasilana z drugiej strony.

Bliżej końców linii prąd zwarciowy może być mniejszy niż 2 kA, te fragmenty linii napowietrznej wyposażonej zaciski z rożkami mogą nie działać niezawodnie.

Wprowadzono zatem układy ochrony przeciwłukowej typu iskiernikowego.

Dodatkowa elektroda umożliwia skrócenie drogi przeskoku w porównaniu z ochroną rożkową. Dzięki temu można układy ochrony przeciwłukowej typu iskiernikowego lokalizować z dowolnej strony poprzecznika niezależnie od kierunku przepływu prądu.

Wady układów ochrony przeciwłukowej • Generują zwarcia • Spadki napięcia w sąsiednich liniach • Krótka przerwa zasilania u odbiorców • Zadziałnie SPZ-ów

Ograniczniki przepięć to najnowocześniejszy sposób ochrony linii PAS. Stale rosnące wymagania dotyczące jakości energii elektrycznej wymusiły stosowanie ograniczników przepięć. Oryginalne rozwiązanie Ensto to ograniczniki przepięć z dodatkową przerwą iskrową. Posiadają one takie same zalety jak układy ochrony przeciwłukowej, a dodatkowo: − Nie generują zwarć − Brak spadków napięcia − Brak zakłóceń − Brak działania SPZ

Obecnie, z powodu spadku cen ograniczników przepięć, zamiast ograniczników przepięć z dodatkową przerwą iskrową coraz częściej stosuje się ograniczniki na pełne napięcie sieci.



Zaciski przebijające izolację

Opracowana w latach 80-tych technologia przebijania izolacji w znacznym stopniu ułatwia i skraca montaż w porównaniu z montażem z wykorzystaniem zacisków odgałęźnych z linii gołych. Chroni to także przewód przed uszkodzeniami w czasie zdejmowania izolacji. Następnym krokiem było zastosowanie nasadek z łbem zrywalnym do śrub zacisków w celu zapewnienia odpowiedniego momentu dokręcania w każdych warunkach.

Zacisk odgałęźny z linii gołych Zacisk przebijający izolację Zacisk odgałęźny z

nasadką z łbem zrywalnym Ochrona przyrody

Konieczność ochrony dzikich zwierząt przed porażeniem (szczególnie ptactwa) stale wzrasta. Dziś praktycznie wszystkie element osprzętu linii PAS dostępne są z osłonami. Aspekty środowiskowe to istotna część procesu projektowania linii. Lepsze zakrycie osprzętu i części pod napięciem to główne obszary rozwoju w najbliższej przyszłości.

Osłona uchwytu odciągowego

Osłona uchwytu odciągowego Osłona zacisku

Grzebień przeciw ptakom w układach ochrony przeciwłukowej Uchwyty przelotowe

Rozwój uchwytów przebiegał tą samą drogą, co rozwój pozostałych elementów osprzętu – od technologii i osprzętu do linii gołych do specjalnie opracowanych rozwiązań do systemu PAS. Mocowanie przelotowe odizolowanego przewodu PAS



tradycyjną wiązałką Al zastąpiono uchwytami oplotowo-skrętnymi chwytającymi przez izolację. Szczególnie dobrym przykładem jest opracowanie uchwytu do zwieszenia przelotowo-narożnego SO181.6 z rolką oraz zaciskiem przebijającym izolację dla połączenia z ochrony przeciwłukowej. Opracowano również specjalne izolatory (SDI37) o kształcie główki znakomicie ułatwiającym rozwieszanie przewodów PAS. Uchwyty odciągowe

Montaż zaprojektowanych specjalnie dla systemów PAS uchwytów odciągowych jest bardzo prosty, w porównaniu do używanych wcześniej uchwytów dla gołych linii. Nie występuje potrzeba zdejmowania izolacji z przewodu. Zacisk przebijający izolację utrzymuje ten sam potencjał elementów uchwytu oraz zapobiega wyładowaniom niezupełnym i zakłóceniom radiowym. Zacisk przebijający izolację umożliwia również dołączenie do uchwytu układu ochrony przeciwłukowej.

Normalizacja

Początkowo budowa i konstrukcja linii PAS bazowała na normach opracowanych dla gołych linii. W latach 90-tych opracowano w Finlandii następujące normy:

• SFS5790, Linie napowietrzne 12/20 kV systemu PAS. Norma ta określała wymagania dla systemów napowietrznych PAS do 24 kV. [2]

• SFS5792, Linie napowietrzne 12/20 kV; konstrukcje i urządzenia przeciwłukowe dla linii PAS pokrytych XLPE. Norma ta znajduje zastosowanie do konstrukcji wsporczych oraz urządzeń przeciwłukowych dla przewodów w liniach napowietrznych budowanych z wykorzystaniem przewodów pokrytych XLPE (PAS) o maksymalnym napięciu nominalnym 20 kV. [3]

Norma EN50397-2 opublikowana w 2009 zawiera wymagania testowe dla osprzętu używanego używanego do budowy linii z przewodami w osłonie zgodnymi z normą EN50397-1. [4] Wnioski

Głównym czynnikiem rozwoju osprzętu dla linii PAS było stale rosnące zapotrzebowanie na bardziej niezawodne rozwiązania, które gwarantują pewną dostawę energii elektrycznej do klienta. Dodatkowo należy wziąć pod uwagę łatwość i prostotę montażu linii PAS w terenie. Koszt osprzętu wysokiej jakości, zawiera nakłady na rozwój produktu zapewniając tym samym jego długi cykl życia.



Niezawodność linii z przewodami w osłonie (PAS) bazuje na czterech warunkach wysokiej jakości: projektantach linii, instalatorach linii, przewodach oraz osprzęcie. Zdarzało się, że któregoś z przedstawionych powyżej elementów brakowało, co prowadziło do tworzenia zawodnych sieci lub nawet do niepowodzenia całej inwestycji. Bibliografia [1] Heine, P., Pitkänen, J., Lehtonen, M., Voltage Sag Characterization of Covered

Conductor Feeders, 38th International Universities Power Engineering Conference, UPEC 2003, Thessaloniki, Greece, September 1-3, 2003, 4 str.

[2] SFS5790, 12/20 kV Overhead line; the PAS-System. SFS, Finnish Electrotecnical association SESKO, Helsinki, 1995, 12 str.

[3] SFS5792, 12/20 kV Overhead line; the constructions and light arc protection devices for XLPE-covered overhead PAS. SFS, Finnish Electrotecnical association SESKO, Helsinki, 1996, 16 str.

[4] EN50397-2, Covered Conductors for overhead lines and the related accessories for rated voltage above 1 kV AC and not exceeding 36 kV AC – Part 2: Accessories for Covered Conductors – Tests and acceptance criteria. CENELEC, 2009, 43 str.




ZALETY BUDOWY I EKSPLOATACJI LINII NAPOWIETRZNYCH W TECHNOLOGII PAS 75

ZALETY BUDOWY I EKSPLOATACJI LINII NAPOWIETRZNYCH W TECHNOLOGII PAS

Marek Ozorowski - Ensto Pol Sp. z o.o.

Pierwsze napowietrzne linie SN z przewodami w osłonie pojawiły się w latach 50-tych ubiegłego wieku USA, a w latach 70-tych w Japonii. W Europie pierwsze linie wybudowano w Finlandii 40 lat temu, gdzie nadano mu nazwę system PAS (akronim fińskiego określenia linii izolowanej SN „Päällystetty Avojohto Suurjänitteelle”). System PAS został zrealizowany w oparciu o następujące założenia: 1. Zastosowanie przewodu w osłonie izolacyjnej odpornej na wielokrotny dotyk

przewodów fazowych i długotrwały kontakt z gałęziami drzew. 2. Zmniejszenie odległości między przewodami fazowymi do 1/3 odległości

analogicznej linii gołej. 3. Izolacja podstawowa oparta na izolatorach takich samych jak dla linii gołej.

Opracowanie w latach 80-tych w Finlandii osprzętu dedykowanego specjalnie do linii PAS (zaciski przebijające izolacje, układy ochrony przeciwłukowej, uchwyty oplotowo-skrętne) doprowadziło do powstania kompletnego sytemu o dużej niezawodności eksploatacyjnej. Pierwsze instalacje w Polsce, testowanie systemu

Pierwszą linię PAS wybudowano w Polsce w 1993 roku w całości w oparciu o technologię fińską i osprzęt Ensto. Pozytywne efekty eksploatacji pierwszych linii budowanych w latach 90-tych, przede wszystkim w terenach leśnych, spowodowały wzrost zainteresowania systemem PAS i budowę kolejnych linii.

Pojawiły się w tym czasie projekty, w których próbowano przenieść zasady budowy i osprzęt linii gołych do systemu PAS, na ogół z miernym skutkiem. Linie budowane wg tych projektów charakteryzowały się dużą awaryjnością, szczególnie w sytuacjach, gdy nałożyły się na to błędy wykonawcze (przeprężenie przewodów, nacięcia poprzeczne przewodu przy zdejmowaniu izolacji). Problemy te zostały szczegółowo omówione w opracowaniu [L. 3]. Na szczęście większość linii PAS w tym czasie budowana była w oparciu o sprawdzone rozwiązania fińskie i linie te pracują bezawaryjnie do dzisiaj.

Dane statystyczne krajów skandynawskich z lat 1976 do 1996 wskazują na blisko 5-krotnie mniejszą ilości awarii linii PAS (na km linii na rok) w porównaniu do linii gołych (rys.1). Należy tu zwrócić uwagę, że statystyka ta obejmuje pionierskie lata rozwoju systemu PAS w Finlandii gdzie w pierwsze linie PAS budowano również z użyciem osprzętu do linii gołych i linie te nie były tak niezawodne jak obecnie budowane. Dostępne polskie statystyki z końca lat 90-tych podają jeszcze lepsze współczynniki - 6,5-krotnie mniejsza awaryjność linii PAS w stosunku do linii gołej [L. 1].


76 ZALETY BUDOWY I EKSPLOATACJI LINII NAPOWIETRZNYCH W TECHNOLOGII PAS

Rys. 1. Statystyka awaryjności linii napowietrznych SN (kraje skandynawskie lata 1976-1996)

System PAS, od nowinki technicznej do standardu budowy napowietrznej linii SN

Wraz ze wzrostem ilości linii budowanych w systemie PAS dał się odczuć brak unormowań krajowych dotyczących budowy linii PAS. Linie projektowano i budowano na podstawie albumów rozwiązań typowych, opracowanych przez PTPiREE na bazie wytycznych Ensto i norm krajów skandynawskich. Powołano zespół redakcyjny do przygotowania arkusza 2 do normy PN-E 5100:1998 obejmującego linie z przewodami izolowanymi. Prace zespołu zakończyły się w roku 2003, ale norma została opublikowana, jako norma N SEP-E-003 [L. 4].

Pod koniec roku 2003 zostały opracowane przez PTPiREE nowe albumy rozwiązań typowych linii PAS (opracowania Energolinii i Elprojektu) uwzględniające wymagania tej normy oraz zastosowanie najnowszego osprzętu ENSTO zwiększającego niezawodność eksploatacyjną linii PAS. Nowości osprzętowe dotyczyły przede wszystkim zastosowania uchwytów odciągowych chwytających przewód PAS przez izolację oraz układów ochrony typu iskiernikowego (zamiast ochrony rożkowej). Albumy te wprowadziły również istotną zmianę w wykonaniu obostrzenia 2 i 3˚ na izolacji stojącej.

Tradycyjne wykonanie obostrzenia 2 i 3˚ z podwójnym stojącym izolatorem porcelanowym i mostkiem łączonym za pomocą uchwytów śrubowo-kabłąkowych znane z linii gołych (rys. 2) powodowało powstanie na trasie linii miejsca szczególnie narażonego na upalenie się przewodu PAS, ze względu na wiele miejsc rozizolowanych i możliwość zapalenia się tam łuku podczas burz. Ponadto występowało dodatkowe zagrożenie zerwania przewodu na skutek nacięć żyły przy zdejmowaniu izolacji. Rozwiązanie takie zamiast zwiększyć pewność zawieszenia przewodów praktycznie ją zmniejszało. Nowe rozwiązanie zaproponowane w albumach stworzyło możliwość realizacji obostrzenia 2˚ na pojedynczym izolatorze kompozytowym lub na dwóch izolatorach porcelanowych usytuowanych szeregowo, a w przypadku obostrzenia 3˚ rozwiązanie z izolatorami usytuowanymi szeregowo (rys. 3). Eliminuje to całkowicie zagrożenia wymienione powyżej, przyczyniając się do wzrostu niezawodności eksploatacyjnej linii.



Rys. 2. Obostrzenie 2 i 3°, wersja niepoprawna Rys. 3. Obostrzenie 2 i 3°, wersja poprawna

Albumy te praktycznie zachowały swoją aktualność do dzisiaj i stanowiły

podstawę do prawidłowego projektowania i budowy linii PAS. Na podstawie albumu PTPiREE, Ensto opracowało w 2008 katalog do projektowania linii PAS w układzie płaskim na żerdziach wirowanych, a rok później katalog linii PAS na żerdziach drewnianych. Masowe rozpowszechnienie katalogów oraz szkolenia dla projektantów i wykonawców prowadzone przez Ensto zaowocowały dobrą praktyką projektową i wykonawczą (przynajmniej w wyszkolonych firmach). System PAS stał się standardem w budowie linii na terenach leśnych, a także coraz częściej na terenach otwartych. Przewody PAS o izolacji trójwarstwowej

W latach 2003 - 2007 pojawiły się problemy z jakością izolacji przewodów PAS. Dotyk gałęzi drzew do przewodów stosunkowo nowych linii PAS (budowanych po roku 2001) powodował w niedługim czasie (kilka tygodni) degradację izolacji na skutek wyładowań ślizgowych (rys. 4) i w następstwie tego prowadził do zwarć i upalenia przewodów w przęśle. Tego typu przypadki praktycznie nie zdarzały się na liniach PAS budowanych w latach 90-tych ubiegłego wieku.

Rys. 4. Degradacja izolacji przewodu PAS na skutek wyładowań ślizgowych

Analiza tego zjawiska [L. 2] wykazała jednoznacznie, że przy dużej

nierównomierności rozkładu pola elektrycznego na izolacji przewodów PAS o tradycyjnej jednowarstowej izolacji, nawet niewielkie pogorszenie własności osłony izolacyjnej skutkuje podatnością na wyładowania ślizgowe. Rozwiązaniem problemu okazało się wprowadzenie przez Ensto na rynek polski przewodów o trzywarstwowej izolacji (z warstwą półprzewodzącą na żyle) typu BLL-T i BLX-T całkowicie odpornych na wyładowania ślizgowe (rys. 5).



Rys. 5. Przekrój poprzeczny przewodu typu BLL-T

Przewody te bardzo szybko znalazły uznanie inwestorów i w ciągu kilku lat stały

się stały się standardem w projektowaniu i budowie linii PAS w Polsce. Spowodowało to reakcję producentów krajowych, którzy opracowali przewody o zbliżonej konstrukcji (izolacja trójwarstwowa), choć technologicznie nie tak zaawansowane. Należy się spodziewać, że w najbliższej przyszłości tradycyjne przewody PAS z izolacją jednowarstwową zostaną całkowicie wyparte przez przewody o izolacji trójwarstwowej. Udoskonalanie rozwiązań technicznych i dalszy rozwój systemu PAS

Wprowadzona w roku 2006 norma europejska dotycząca przewodów linii - PAS EN 50397-1:2006, a w roku 2009 norma dotycząca osprzętu do linii PAS - EN 50397-2:2009, jednoznacznie uporządkowały i zdefiniowały zakres wymagań dla systemu PAS do tej pory rozproszonych w normach krajowych lub specyfikacjach producentów przewodów i osprzętu.

Nie zamyka to możliwości rozwoju konstrukcji przewodów czy osprzętu, podnoszących niezawodność podczas budowy i eksploatacji linii PAS. Takimi nowymi rozwiązaniami wprowadzonymi ostatnio przez Ensto są: 1. Zaciski przebijające izolację do odgałęziania przewodów i montażu układów

ochrony przeciwłukowej wyposażone w śruby z łbem zrywalnym. 2. Układy ochrony przeciwłukowej dla układu przewodów płaskiego i pionowego

wyposażone w grzebień z tworzywa uniemożliwiający przysiadanie ptaków (rys. 6). Rozwiązanie to skutecznie wyeliminowało przypadki porażeń ptaków (szczególnie szpaków w sezonie owocowania drzew w sadach).

3. Osłony izolacyjne na uchwyty odciągowe i przelotowo-narożne, dzięki czemu wszystkie elementy linii PAS są osłonięte. Jedynie rożki układów ochrony przeciwłukowej i rożki do zakładania uziemień z konieczności są odsłonięte, ale znajdują się one pod linią.



Rys. 6. Nowa wersja układu ochrony przeciwłukowej z grzebieniem przeciw ptakom.

W ostatnich latach niektóre spółki dystrybucyjne zaleciły stosowanie

ograniczników przepięć zamiast układów ochrony przeciwłukowej. Jest to rozwiązanie znane, ale wcześniej stosowane sporadycznie ze względy na koszty związane z konicznością uziemienia słupów. Zaletą tego rozwiązania jest eliminacja SPZ-ów powodowanych przez działanie układów ochrony przeciwłukowej i wyeliminowanie nieosłoniętych miejsc linii PAS. Zastosowanie ograniczników przepięć powoduje skuteczne rozładowanie fali przepięciowej i zmniejsza prawdopodobieństwo wystąpienia zapłonu łuku w innym miejscu linii. Wydaje się celowe przeprowadzenie naukowej analizy miejsc instalacji ograniczników przepięć zamiast układów ochrony przeciwłukowej, w zakresie, jaki stawia norma N-SEP 003. W efekcie można się spodziewać zmniejszenia ilości miejsc w linii, w których będzie wymagane stosowanie ograniczników przepięć.

Światowe tendencje rozwojowe systemu PAS związane ze zwiększeniem przekroju przewodów w osłonie (do 240 mm2) i ze wzrostem poziomu napięć znamionowych (52 kV i więcej) na razie nie są przedmiotem zainteresowania polskich spółek dystrybucyjnych.

Wprowadzenie nowej normy dot. projektowania i budowy linii napowietrznych PN-EN 50341-1:2013 oraz załącznika krajowego PN-EN 50341-2-22:2016-04 powoduje konieczność aktualizacji dotychczasowych albumów do projektowania linii PAS w zakresie dostosowania ich do wymagań nowej normy. Pociągnie to za sobą zmiany związane ze wzmocnieniem słupów i konstrukcji poprzeczników, natomiast nie ma to wpływu na stosowany osprzęt czy przewody. Aktualizacja albumów jest już przedmiotem działania PTPiREE i wkrótce należy się spodziewać ich edycji. Wnioski • Można przyjąć, że system PAS jest już od lat w pełni dojrzałym, niezawodnym

systemem budowy linii napowietrznych SN. Potwierdzeniem tej tezy są dane statystyczne z energetyki fińskiej z roku 2007, gdzie wskaźnik ilości awarii na 100 km linii na rok, dla linii PAS, wyniósł 0,3 i był piętnastokrotnie niższy niż w liniach gołych i co ciekawe, dwukrotnie niższy niż w liniach kablowych (rys. 7).



Rys. 7. Statystyka awaryjności linii SN (Finlandia rok 2007)

• Linie PAS w warunkach polskich, prawidłowo zaprojektowane i zbudowane,

z użyciem sprawdzonego, wysokiej jakości osprzętu Ensto, wykazały znakomite właściwości eksploatacyjne i bardzo niską awaryjność.

• Wg danych z roku 2014 w Polsce zbudowano ponad 8 200 km linii PAS (linie nowe i modernizowane), co stanowi zaledwie ok. 3,5% długości linii napowietrznych SN. Należy się spodziewać dalszych intensywnych prac modernizacyjnych polegających na przebudowie gołych linii SN na linie PAS, szczególnie w terenach leśnych.

LITERATURA: [1] Beszterda C, Linie izolowane doświadczenia eksploatacyjne. Materiały

seminarium szkoleniowego Projektowanie, budowa i eksploatacja izolowanych linii napowietrznych, Okoniówek, 20-21 luty 2004.

[2] Janiszewski S., Spadek rezystywności powierzchniowej a zjawisko śladów pełznych na powierzchni osłony przewodów napowietrznych wykonanych w technologii PAS. Materiały VII Sympozjum Inżynieria wysokich napięć – IW 2004, Poznań-Będlewo, 26-28 maja 2004.

[3] Ozorowski M., Problemy eksploatacyjne napowietrznych linii SN z przewodami w osłonie izolacyjnej w systemie PAS. Elektrosystemy 11.2007

[4] N SEP-E-003:2003 Elektroenergetyczne linie napowietrzne. Projektowanie i budowa. Linie prądu przemiennego z przewodami pełnoizolowanymi oraz z przewodami niepełnoizolowanymi


NOWELIZACJA ALBUMU LINII NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA 15-20 KV Z PRZEWODAMI ... 81

NOWELIZACJA ALBUMU LINII NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA 15-20 KV Z PRZEWODAMI W OSŁONIE O PRZEKROJACH 50-120 MM2 W UKŁADZIE PŁASKIM

NA ŻERDZIACH WIROWANYCH LSNI 50-120

Rafał Nowicki - Energolinia Sp. z o.o. Andrzej Kubiak - Energolinia Sp. z o.o.

WSTĘP

Z uwagi na to jak ważną rolę podczas prac projektowych oraz w procesie inwestycyjnym odgrywa Typizacja rozwiązań elementów linii napowietrznych średniego napięcia, opracowania typizacyjne powinny być na bieżąco aktualizowane, nowelizowane, rozszerzane i dostosowywane do aktualnych potrzeb, co podyktowane jest zmieniającymi się warunkami projektowania i budowy sieci napowietrznej, w wyniku coraz większych wymagań stawianych tym elementom z punktu widzenia prawidłowej ich eksploatacji oraz zapewnienia wysokiej jakości i pewności dostaw energii elektrycznej, a także ujednolicenia norm i przepisów w ramach Unii Europejskiej.

Przedmiotem niniejszego artykułu jest nowelizacja wydanego w 2003r. przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, albumu linii napowietrznych średniego napięcia 15÷20kV z przewodami w osłonie o przekroju 50÷120mm2 w układzie płaskim. Nowelizacja opracowania spowodowana jest głównie potrzebą dostosowania zawartych w nim rozwiązań do wymagań nowych norm PN-EN 50341-1, PN-EN 50341-2-22 oraz wdrożenia nowych wyrobów. Zakres nowelizacji albumu LSNi będzie obejmował: 1. Dostosowanie rozwiązań słupów do wymagań norm PN-EN 50341-1, PN-EN 50341-2-22. 2. Rozwiązania słupów głównie na pojedynczych żerdziach wirowanych (6 ÷ 35kN).

Słupy podwójne, wariantowo dla przypadków przekroczenia zakresu wytrzymałości

żerdzi pojedynczych lub potrzeby zaprojektowania np. słupa wielorozłącznikowego

z głowicami kablowymi, ze zdalnym sterowaniem radiowym. 3. Zastosowanie przewodów w osłonie typu BLLT, BLXT. oraz typu

GREENPAS CCSTWK i EKOPAS CCST spełniających wymagania normy PN EN 50397-1:2007 dla przewodów w osłonie, istotnie zwiększającej

wymagania dotyczące jakości tych przewodów.

4. W związku z wprowadzeniem nowych typów przewodów, podanie nowych zasad stosowania ochrony przeciwdrganiowej.

5. Dla ułatwienia doboru słupów, ograniczenie asortymentu rozwiązań podstawowych pod względem wytrzymałościowym i funkcji, np. wyeliminowanie żerdzi 2,5 i 4,3kN oraz słupów skrzyżowaniowych, których nie przewiduje nowa norma. Wszystkie rozwiązania słupów - w układzie płaskim. Konstrukcje stalowe dostosowane do poszerzonego zakresu średnic żerdzi wirowanych, zaprojektowane zgodnie z wymaganiami eurokodów konstrukcyjnych i nowych norm liniowych - PN-EN 50341-1 i PN-EN 50341-2-22.

6. Znowelizowanie fundamentów prefabrykowanych.


82 NOWELIZACJA ALBUMU LINII NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA 15-20 KV Z PRZEWODAMI ...

7. Uaktualnienie oraz wprowadzenie nowego asortymentu: żerdzi wirowanych, prefabrykatów betonowych, aparatury i osprzętu różnych producentów.

8. Wprowadzenie aktualnych wymagań dotyczących ochrony przeciwporażeniowej. 9. Uaktualnienie przepisów dotyczących ochrony od przepięć, w tym również

wprowadzenie aktualnych rozwiązań ochrony przeciwłukowej (wyeliminowanie ochrony przeciwłukowej realizowanej przez montowanie rożków na przewodach, co wymagało zachowania określonych odległości między rożkami i montażu po właściwej stronie słupa w zależności od kier. zasilania. W związku z powyższym podanie zasad stosowania nowych rozwiązań układów ochrony przeciwłukowej.

10. Zaprojektowanie posadowień słupów zgodnie z PN-EN 1997-1 Eurokod 7. 11. Podanie nowych szczegółowych zasad ustalania geotechnicznych warunków

posadowienia zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Transportu, Budownictwa i Gospodarki Morskiej z dnia 25 kwietnia 2012 r.

12. Wprowadzenie wymagań wynikających z Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady(UE) nr 305/2011 z dnia 9 marca 2011 r. ustanawiających zharmonizowane warunki wprowadzania do obrotu wyrobów budowlanych.

13. Aparatura łączeniowa: odłączniki, rozłączniki typu otwartego z biegunami ruchomymi wyposażonymi w elementy elastyczne ze względu na sztywność przewodów w osłonie (głównie dla przekroju 120mm2) lub rozłączniki typu zamkniętego o izolacji gazowej SF6.

Opracowanie LSNi 50÷120 obejmujące linie napowietrzne średniego napięcia z

przewodami w osłonie 50÷120mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych, będzie składać się z następujących tomów: Tom I - Album linii napowietrznych średniego napięcia 15 ÷ 20 kV

z przewodami w osłonie o przekrojach 50÷120 mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych LSNi 50÷120.

Tom II - Album słupów z odłącznikami i rozłącznikami dla linii napowietrznych średniego napięcia 15÷20 kV z przewodami w osłonie o przekrojach 50÷120 mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych LSNi-o 50÷120.

Tom III - Album słupów z głowicami kablowymi, odłącznikami i rozłącznikami dla linii napowietrznych średniego napięcia 15÷20kV z przewodami w osłonie o przekrojach 50÷120 mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych LSNi-g 50÷120.

Tom IV - Album linii napowietrznych średniego napięcia 15÷20 kV przewodami w osłonie o przekrojach 50÷120 mm2 w układzie płaskim na żerdziach wirowanych LSNi 50÷120. LSNi-o 50÷120 LSNi-g 50÷120 Konstrukcje stalowe do tomów I, II i III

Podstawowe dane techniczne przewidywanych rozwiązań w znowelizowanym albumie LSNi Napięcia znamionowe: − linii: 15 kV i 20 kV, − izolacji: 24 kV

Przewody robocze linii głównej i odgałęźnej: przewody ze stopu aluminium w osłonie z polietylenu usieciowanego lub termoplastycznego o przekrojach 50, 70 i 120 mm2.



Układ przewodów: płaski. Żerdzie: typu E i EM o długościach: 12; 13,5; 15; 16,5 i 18 m i wytrzymałości: 6; 10; 12; 15; 17,5; 20; 25; 35 kN. Izolacja: − izolatory stojące: – porcelanowe

– kompozytowe − izolatory wiszące: – porcelanowe

– kompozytowe Minimalny kąt załomu dla słupów narożnych: 120°. Poziomy obostrzenia: I, II, III, Strefy klimatyczne: W 1, W 2, W3 - obciążenia wiatrem,

S1, S2, S3 - obciążenia oblodzeniem, Strefy zabrudzeniowe: I, II, III, Zakres temperatur pracy (obliczeniowy): -25°C do +80°C Zakres temperatur montażu: -10°C do +40°C

lub wg zaleceń producentów Wysokość nad poziomem morza: do 1000m Rodzaj gruntu: o dużej, średniej i małej nośności. strefy klimatyczne i wys. H n.p.m.: - S1, W1; H≤300m, - S1, W3, H≤300m, - S2, W1, H≤300m, - S2, W2, H≤300m, - S3, W1; H≤300m, - S3, W3, H≤300m, - S3, W1; S3, W3, H≤600m, - S3, W1; S3, W3, H≤600m, - S3, W3, H≤1000m, Rodzaje słupów: Rodzaje i oznaczenia słupów ze względu na funkcje jakie mają do spełnienia w linii: P - przelotowy, N - narożny, O - odporowy, ON - odporowo - narożny, K - krańcowy, RPK - rozgałęźny przelotowo - krańcowy, RNK - rozgałęźny narożno - krańcowy, KK - krańcowo-krańcowy, ROK - rozgałęźny odporowo - krańcowy, RONK - rozgałęźny odporowo - narożno - krańcowy. Na kartach albumowych przedstawione będą poszczególne rozwiązania słupów z określeniem parametrów zawieszenia przewodów i głębokości posadowienia w gruncie o dużej, średniej lub małej nośności, w zależności od typu przyjętego ustoju i dopuszczalnego obciążenia słupa. Dla słupów narożnych i mocnych podany będzie zakres ich stosowania w zależności od typu zaprojektowanej linii. W zestawieniach materiałów uzbrojenia słupów określony będzie rodzaj i ilość potrzebnego osprzętu oraz konstrukcji w zależności od przyjętego wariantu izolacji lub obostrzenia linii. Uwzględniony będzie również dobór konstrukcji w zależności od średnicy wierzchołkowej żerdzi.



SYLWETKA SŁUPA ODPOROWEGO O



SŁUP ODPOROWY O

Typy fundamentów, głębokości posadowienia i wysokości zawieszenia przewodów

Grunt o dużej

i średniej nośności Grunt o małej

nośności Ilość żerdzi

Dopuszcz. obciąż.

Długość żerdzi L t hp t hp

Typ słupa Typ żerdzi

szt. daN m

Typ fundamentu

m m m m Uos2 2,9 8,9 - - SFP 111 2,7 9,1 2,8 9,0 SFP 122 - - 2,5 9,3 UP17 2,3 9,5 2,6 9,2 UP18 - - 2,5 9,3

12

Us10 - - 2,7 9,1 SFP 111 2,7 10,6 2,9 10,4 SFP 122 - - 2,7 10,6 SFP 133 - - 2,7 10,6 UP17 2,4 10,9 2,7 10,6 UP18 - - 2,6 10,7

13,5

Us11 - - 3,0 10,3 SFP 111 2,7 12,1 3,0 11,8 SFP 122 - - 2,7 12,0 SFP 133 - - 2,7 12,1 UP17 2,5 12,3 2,8 11,9 UP18 2,4 12,4 2,7 12,0

15

Us11 - - 3,0 11,7 SFP111/623 2,7 13,6 3,1 13,2 SFP122/623 - - 2,8 13,5 SFP133/623 - - 2,7 13,6 UP17 2,6 13,7 2,9 13,4 UP18 2,5 13,8 2,8 13,5

16,5

Us11 - - 2,9 13,4 SFP111/623 2,7 15,1 3,2 14,6 SFP122/623 - - 2,9 14,9 SFP133/623 - - 2,7 15,1 UP17 2,7 15,8 3,0 14,8 UP18 2,6 15,9 2,9 14,9

O2- /17,5 E/17,5 1 1750

18

Us11 - - 3,0 14,8



UZBROJENIE SŁUPA O



ZESTAWIENIE MATERIAŁÓW SŁUPA O Uwaga: Śruby do mocowania poprzeczników poz. 21 ujęto w konstrukcji poprzecznika.

PK-15/E rys. 4-766-13 szt. 23,1 DW=420 21 Poprzecznik krańcowy

(uwaga) PK-9/E rys. 4-766-12 szt. 19,1 1 żerdzie

DW=263

KONSTRUKCJE

11 Tablice oznaczenia faz TF str. .... kpl. 1

10 Tablice ostrzegawcze, identyfikacyjne i informacyjne str. .... kpl. 1

9 Ustój - fundament str. .... kpl. 1

8 Ochrona przed gałęziami str. .... kpl.

Ograniczniki przepięć str. .... 7

Układ ochrony przeciwłukowej str. .... kpl. 1

6 Połączenie uziemienia str. .... kpl.

5 Uziom str. .... kpl.

4 Połączenie mostka str. .... kpl. 0,9 1 Zawieszenie przelotowe mostka ZM str. ....

ZPi/2 3 Zawieszenie przelotowe

ZPi/1 str.....

kpl. 1

Wymiar poprzecznika do określenia długości trzonu izolatora – 80 mm

2 ŁO2i/1 ŁO2i/2 str. .... 3 (6) Poziom obostrzenia

I, II, III

1

Łańcuch odciągowy (wieszaki 41111A) ŁOi/1

ŁOi/2 str. .... kpl.

3 (6) Dla linii bez obostrzeń

APARATURA I OSPRZĘT

Lp. Wyszczególnienie

Producent nr katalogowy, normy, strony,

rysunku

Jedn.Masa jedn. [kg]

Ilość Uwagi



RODZAJE PRZEWODÓW

W albumie zastosowane będą przewody, których parametry techniczne zestawiono w tablicy.

Średnica przewodu z

izolacjąbez

izolacji

Masa przewodu

Rezystancjaprzy t=20°C

Obciążalność długotrwała 1)

Minimalna siła

zrywająca

α×10-6

β ×10-6 Typ

przewodu

Przekrój znamionowy

mm2

Przekrój rzeczywisty

mm2 mm mm kg/km Ω/km A kN 1/°C 1/MPa

50 54,2 13,4 8,2 223 0,720 175/205 14,2 23 16 70 77,3 15,1 9,9 292 0,493 250/295 20,6 23 16 EKOPAS

CCST, 20kV 120 128 18,2 13,0 454 0,288 345/405 35,2 23 16 50 54,2 13,9 9,1 227 0,720 165/191 14,2 23 16 70 77,3 15,3 10,5 295 0,493 248/283 20,6 23 16

GREENPAS CCSTWK,

24kV 120 128 18,2 13,4 452 0,288 404/461 35,2 23 17,5 50 52,15 15,2 9,2 221 0,633 190/220 13,9 23 14,9 70 70,07 16,7 10,7 279 0,434 285/325 18,6 23 14,9 BLX-T,

24kV 120 119,90 19,8 13,6 447 0,254 465/530 29,4 23 14,9 50 52,15 15,2 9,2 221 0,633 165/191 13,9 23 14,9 70 70,07 16,7 10,7 279 0,434 248/283 18,6 23 14,9 BLL-T,

24kV 120 119,90 19,8 13,6 447 0,254 404/461 29,4 23 14,9

1) Obciążalność podano dla dwóch okresów: kwiecień-październik / listopad-marzec IZOLACJA I ZAWIESZENIA PRZEWODÓW

W albumie przewiduje się zastosowanie zawieszeń przewodów z wykorzystaniem izolatorów stojących i wiszących - porcelanowych i kompozytowych. Do zawieszenia przelotowego przewodów na izolatorach stojących, zastosowano przeznaczone dla przewodów w osłonie uchwyty oplotowo-skrętne.



IZOLACJA STOJĄCA

ZPi/1- zawieszenie na jednym izolatorze porcelanowym,

dla linii bez obostrzeń

ZPi/2- zawieszenie na jednym izolatorze kompozytowym,

dla linii bez obostrzeń lub dla poziomu obostrzenia I, II i III

ZP2i/1- zawieszenie na dwóch izolatorach porcelanowych,

poziom obostrzenia I, II i III

ZP2i/2 zawieszenie na dwóch izolatorach kompozytowych,

poziom obostrzenia I, II i III



IZOLACJA WISZĄCA



POSADOWIENIE SŁUPÓW

Dla ułatwienia podziału gruntu na grunt o dużej, średniej i małej nośności, w albumie zostaną przedstawione podstawowe właściwości gruntów. Ustoje słupów będą zaprojektowane dla gruntu o dużej, średniej i małej nośności na podstawie obliczeń geotechnicznych przeprowadzonych zgodnie z normą PN-EN 1997-1 Eurokod 7: Projektowanie geotechniczne-Część 1: Zasady ogólne.

W przypadku wystąpienia gruntów bardzo słabych posadowienie słupów należy zaprojektować indywidualnie.

FUNDAMENT PREFABRYKOWANY SFP



UZIEMIENIA SŁUPÓW

Ochrona przeciwporażeniowa przedmiotowych linii elektroenergetycznych SN zrealizowana będzie przez zastosowanie uziemień ochronnych, pracujących we wszystkich spotykanych w kraju układach sieci SN tzn.:

- w sieciach z izolowanym punktem neutralnym, - w sieciach z kompensacją prądu pojemnościowego, - w sieciach z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor.

Przewiduje się ujęcie układów uziomowych dla rezystywności gruntu 100, 300, 500 i 1000 Ω⋅m jako wyłączenie poziome taśmowe (T) oraz z elementami pionowymi (TP), wykonane z taśm i prętów uziomowych.

Uziemienie ochronne SN zabezpiecza przed pojawieniem się na dostępnych częściach przewodzących słupów napięcia rażeniowego dotykowego o wartości wyższej od dopuszczalnej.

W albumie przedstawione będą również rozwiązania uziomów odgromowych.

UZIOM OCHRONNY TP 1 + 4 x 6, TP 2 + 4 x 6

rezystywność gruntu 300 Ωm

UZIOM ODGROMOWY TP 1 + 2 x 10, TP 2 + 2 x 10 rezystywność gruntu 300 Ωm



SŁUPY FUNKCYJNE

W albumach słupów funkcyjnych ujęte będą rozwiązania słupów z łącznikami instalowanymi na następujących rodzajach słupów:

- odporowych i odporowo-narożnych nad przewodami linii (wariant I) i pod przewodami linii (wariant II),

- rozgałęźnych przelotowo-krańcowych, narożno-krańcowych i krańcowo-krańcowych pod przewodami linii (wariant II).

W przypadku głowic kablowych przewidziano słupy przelotowe, narożne, odporowe, odporowo-narożne i krańcowe z zainstalowanymi wariantowo:

- głowicami kablowymi i ogranicznikami przepięć, - głowicami kablowymi, łącznikami i ogranicznikami przepięć.

W albumach przewidziano stosowanie szerokiej gamy łączników różnych producentów, przystosowanych do montażu zarówno w pozycji poziomej jak i pionowej typu otwartego z biegunami ruchomymi. Całkowicie nowym rozwiązaniem będzie zastosowanie rozłączników typu zamkniętego w izolacji gazowej SF6. Ponadto poszerzony będzie asortyment ograniczników przepięć i głowic kablowych, ujęte będą głowice zimno- i termokurczliwe oraz głowice konektorowe do łączników w izolacji SF6.



SŁUP ODPOROWY Oo, Z ODŁĄCZNIKIEM ON, OUN

LUB ROZŁĄCZNIKIEM RN, RUN TYPU OTWARTEGO W POZYCJI POZIOMEJ WARIANT I



SŁUP ODPOROWY Oo, Z ODŁĄCZNIKIEM ON, OUN

LUB ROZŁĄCZNIKIEM RN, RUN TYPU OTWARTEGO W POZYCJI POZIOMEJ WARIANT II



SŁUP ODPOROWY Ogo, Z GŁOWICAMI KABLOWYMI I ODŁĄCZNIKIEM ON, OUN

LUB ROZŁĄCZNIKIEM RN, RUN TYPU OTWARTEGO W POZYCJI PIONOWEJ WARIANT II



SŁUP ODPOROWY Oo, Z ROZŁĄCZNIKIEM TYPU ZAMKNIĘTEGO

W IZOLACJI GAZOWEJ SF6




WYMAGANIA W ZAKRESIE BEZPIECZEŃSTWA DLA PRAC WYKONYWANYCH W STREFIE ... 99

WYMAGANIA W ZAKRESIE BEZPIECZEŃSTWA DLA PRAC WYKONYWANYCH W STREFIE OGRANICZONEJ ROZŁĄCZNIKAMI O OBUDOWIE ZAMKNIĘTEJ

NA LINIACH NAPOWIETRZNYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA

Mirosław Schwann - KENTIA Firma Konsultingowa


100 WYMAGANIA W ZAKRESIE BEZPIECZEŃSTWA DLA PRAC WYKONYWANYCH W STREFIE ...


























ZACISKI PRZEBIJAJĄCE IZOLACJĘ DO LINII PAS – WYMAGANIA I BADANIA 113

ZACISKI PRZEBIJAJĄCE IZOLACJĘ DO LINII PAS – WYMAGANIA I BADANIA

Wojciech Zientalak - SICAME Polska Sp. z o.o.


114 ZACISKI PRZEBIJAJĄCE IZOLACJĘ DO LINII PAS – WYMAGANIA I BADANIA


































SYSTEM Z PRZEWODAMI W OSŁONIE 131

SYSTEM Z PRZEWODAMI W OSŁONIE

Jan Blad - Amokabel AB Szwecja Piotr Grodecki - Ensto Pol Sp. z o.o.

System z przewodami w osłonie

By Jan Blad, amo kraftkabel AB, Sweden. 2016-09-20 1

Historia

Linie napowietrzne z przewodami gołymi transportują większość energii elektrycznej, począwszy od początków elektryfikacji ponad sto lat temu.

Jednym z głównych powodów zmiany przewodów gołych na przewody w osłonie w sieci dystrybucyjnej było bezpieczeństwo pracowników energetyki oraz osób postronnych. Innym powodem było zwiększenie pewności zasilania. Zmiana systemu linii z przewodami gołymi na system z przewodami w osłonie zaowocowała potwierdzoną redukcją o 95% awarii zasilania i wypadków w sieci dystrybucyjnej.


Historia

W roku 1952, przewody w osłonie zastosowano w USA. System nazwano Spacer system.

• 5 kV do 69 kV

• 69 kV miał grubość izolacji 12,8mm (jak kabel)

• Warstwa półprzewodząca od napięcia > 15kV

• Podwójna warstwa izolacji nie sieciowana

Japonia rozpocząła stosowanie przewodów w osłonie w całej sieci dystrybucyjnej począwszy od roku 1970.

• 1 kV do 22 kV

• Izolacja z PVC dla systemów poniżej 6,6 kV.

• XLPE dla > 6,6kV

• Pojedyncza warstwa izolacji



132 SYSTEM Z PRZEWODAMI W OSŁONIE


Historia

Finlandia była pierwszym krajem skandynawskim, który zbudował linie z przewodami w osłonie w 1976 roku pod nazwą system PAS.

• 10 kV do 24 kV

• Żyła kompaktowana

• Bariera przeciwwilgociowa – taśma puchnąca

• Izolacja jednowarstwowa, XLPE

Australia zaczęła używac przewody w osłonie ok. roku 1983.

• 11 kV do 33 kV

• CCT do 33kV podobny do Spacer, grubość izolacji 8mm

• CC do 11kV, grubość izolacji 2mm

• Dwie warstwy izolacji, jedna HDPE.



Historia

Szwecja i Norwegia rozpoczęły wdrażanie systemu PAS we wczesnych latach 80-tych. Obydwa kraje w roku1984, zmieniły konstrukcję przewodu. Zastosowano żyłę z drutów nie sprasowanych (nie kompaktowana) i smar jako uszczelnienie wzdłużne.

• 10 kV do 24 kV

• Żyła nie kompaktowana

• Uszczelnienie wzdłużne - smar

• Jedna warstwa izolacji XLPE

W późnych latach 80-tych pojawiło się wiele problemów z przebiciem izolacji. Taka konstrukcja przewodu nie wytrzymywała próby napięciowej 24 kV. Przebicie następowało przy 15 kV.

AMO kraft, Szwecja opracował wersję przewodu na 24 kV w roku 1995.

• 10 kV do 24 kV


• Uszczelnienie wzdłużne - tworzywo

• Dwie warstwy, XLPE

• Na żyle warstwa półprzewodząca





AMO kraft, Szwecja opracował wersję przewodu na 36 kV w roku 1997.

• 10 kV do 36 kV



• Trzy warstwy, XLPE


Historia

Wielka Brytania wielka przebudowa sieci na południu kraju. Konstrukcja oparta o system PAS. Po kilku latach pojawiły się problemy z przebiciem izolacji i z drganiami eolskimi.

• 20 kV do 36 kV

• Żyła kompaktowana

• Jedna warstwa XLPE, grubość izolacji 3 mm



Historia

Izrael całkowite przestawienie na system z przewodami w osłonie począwszy od roku 1999.

• 20 kV do 36 kV


• Trzy warstwy, XLPE, grubość izolacji 3mm


AMO kraft, Szwecja opracował wersję przewodu o izolacji termoplastycznej na 36 kV w roku 1999.

• 10 kV do 36 kV



• Trzy warstwy, LDPR-HDPE






Historia

W latach 2000 do 2016 wiele krajów przebudowuje swoją sieć z wykorzystując system z przewodami w osłonie.

Polska, Oman, Rosja, Indie, Ghana, i inne.

W Indiach zastosowano system z przewodami w osłonie na napięcie 66 kV grid.

BLX 145 kV.

Ten system został dostarczony do Norwegii i przetestowany przez SINTEF. Napięcie przebicia 170 kV.



Wymagania konstrukcyjne

Coraz więcej firm dystrybucyjnych na świecie wprowadza systemy z przewodami w osłonie. Stawiają przewodom następujące wymagania:

Doskonałe właściwości elektryczne

Duży zakres temperatur pracy

Wytrzymałość mechaniczna

Niewielkie pełzanie

Bariera przeciwwilgociowa (minimalizacja korozji)

Odporność na wyładowania pełzne

Odporność na UV

Low cost





Norma EN 50397-1

CzCzłłonkowie grupy roboczejonkowie grupy roboczej CENELEC TF COHLCENELEC TF COHLCENELEC = Comité Européen de Normalisation Electrotechnique,

(P=Producent U=Użytkownik)CzCzłłonkowieonkowie::ATAT KominekKominek Schweachter kabelverkSchweachter kabelverk PPATAT SchSchööngrunderngrunder MosdorferMosdorfer PPESES NovellasNovellas General CableGeneral Cable PPFIFI MMääkinenkinen Pirelli CablePirelli Cable PPFIFI AntikainenAntikainen ENSTOENSTO PPFRFR MainerMainer AMPAMP PPFRFR PinetPinet EDFEDF UUGBGB RobertssonRobertsson National GridNational Grid UUITIT GrimaldiGrimaldi ENELENEL UUNONO EngerEnger Draka KabelDraka Kabel PPSESE BladBlad AMO KraftAMO Kraft PPSESE HjortHjort VattenfallVattenfall UU



Normy krajowe

Przed rokiem 2005, większość krajów miał swoje krajowe normy dla przewodów w osłonie.

Typowym przykładem różnic w normach była próba napięciowa:

PrPróóba napiba napięęciowa w wodzie ciowa w wodzie UKUK 5 min5 min 12kV12kV

NONO 48h48h 14kV14kV

ESES 30 min30 min 20kV20kV

FIFI 1 min1 min 24kV24kV

FRFR 1h1h 24kV24kV

SESE 48h48h 24kV24kV





- dla przewodów z ekranem na żyle or CC:Napiecie próby (a.c.) 1 ULiczba próbek 1Długość próbki (minimum) 5 mCzas zanurzenia w wodzie (minimum) 1 hTemperatura wody (20 ± 5) °CCzas trwania testu 4 h S

48 h TS – sample test (próba kontrolno odbiorcza)T – type test (próba typu)

Norma Norma EN 50397EN 50397--1 1 definiuje prdefiniuje próóbbęę napinapięęciowciowąą w wodzie:w wodzie:



Poziom napięcia zależy do wyładowań niezupełnych i rozkładu pola.

• Smar tworzy mikropęcherzyki i powoduje wyładowania niezupełne.

• Wewnętrzna warstwa półprzewodząca zapewnia promieniowy rozkład pola.

Test przy 24kV w wodzie wykonany przez EA Technology.

20 min. dla przewodu kompaktowanego z jedną warstwą 2,3 mm

2 godz. dla przewodu kompaktowanego z jedną warstwą 3,5 mm

300 godzin dla AMO BLL, 3 warstwy 2,3mm (test przerwany)

PrPróóba napiba napięęciowa ciowa





Wyładowania pełzne na powierzchni izolacji zależą od zawartości sadzy w izolacji i jej równomiernego rozłożenia. Największe zagrożenia występują u wybrzeży morskich. Wyładowania pełzne powoli erodują powierzchnię izolacji i ją wykruszają.

• Rozwiązanie: wykonać ochronę przed UV bez stosowania sadzy lub używając specjalną odmianę sadzy.

Test wykonany przez EA Technology.

Komora klimatyczna (UV i mgła solna) 500 godzin:

przewód PAS, jedna warstwa izolacji, sadza > 2,5%.

- Osłona izolacyjna całkowicie zdegradowana, nie można wykonać próby napięciowej,.

AMO BLL-T bez żadnych oznaczeń.

- przeszedł próbę napięciową 24kV.

PrPróóba odpornoba odpornośści na wyci na wyłładowania peadowania pełłznezne



TestTest odpornoodpornośści na drgania eolskieci na drgania eolskie

Drgania są powodowane przez wiatr.

• Przewód kompaktowany zachowuje się jak jednorodny

• Przewód wielodrutowy, nie kompaktowany naturalnie tłumi drgania

Test przeprowadzony przez EA Technology.

Test w Szkocji (w warunkach rzeczywistych) – przewód BLL-T dwukrotnie dłuższy czas do wystąpienia awarii w porównaniu do przewodu kompaktowanego.Test w laboratorium wykonany przez SAPREM (Hiszpania)

20 tys. cykli dla przewodu kompaktowanego

100 tys. cykli dla przewodu AMO BLL-T





Trendy rozwojowe:

Jednym z podstawowych trendów jest używanie przewodów w osłonie do coraz wyższych poziomów napięć.

W Indiach zrealizowano instalacje na 110 kV.

Pytanie: Jak długi kontakt miedzy przewodami fazowymi jest akceptowany?

Inny trend dotyczy budowy linii o dłuższych przęsłach, co znaczy bardziej wytrzymały przewód (specjalny ACSR).



PROJEKTOWANIE LINII ŚREDNIEGO NAPIĘCIA ZGODNIE Z NORMĄ PN -EN 50341-1:2013 ORAZ ... 139

PROJEKTOWANIE LINII ŚREDNIEGO NAPIĘCIA ZGODNIE Z NORMĄ PN -EN 50341-1:2013 ORAZ ZAŁĄCZNIKIEM KRAJOWYM

Rafał Nowicki - Energolinia Sp. z o.o.


140 PROJEKTOWANIE LINII ŚREDNIEGO NAPIĘCIA ZGODNIE Z NORMĄ PN -EN 50341-1:2013 ORAZ ...






























DOŚWIADCZENIA EKSPLOATACYJNE LINII W SYSTEMIE PAS NA TERENIE ENEA OPERATOR ... 155

DOŚWIADCZENIA EKSPLOATACYJNE LINII W SYSTEMIE PAS NA TERENIE ENEA OPERATOR REJON DYSTRYBUCJI SULĘCIN

Mariusz Łukowski - ENEA Operator Sp. z o.o. Oddział Dystrybucji Gorzów Wielkopolski

Linie SN w osłonie izolacyjnej PAS budowane są na terenie Rejonu Dystrybucji Enea Operator od 2002 roku. Powstało w tym czasie i jest eksploatowanych ponad 35 km linii w tym systemie. Linie te powstały głównie w ramach modernizacji linii napowietrznych wykonanych przewodami gołymi typu AFL. W tym czasie potwierdziły one swoją niezawodność i pozytywne doświadczenia z ich eksploatacji doprowadziły do wprowadzenia tego rozwiązania, jako standardu do budowy sieci SN na terenie ENEA Operator. Obecnie ta technologia jest powszechna i nie stanowi już tzw. nowinki technicznej. Bardzo ważnym aspektem zarówno przy budowie jak i eksploatacji tych linii jest prawidłowe przeszkolenie projektantów oraz pracowników wykonujących prace na liniach w osłonie izolacyjnej.

Poniżej przedstawiono kilka spostrzeżeń wynikających z doświadczeń z budowy i eksploatacji linii budowanych w systemie PAS. 1. Przebudowa linii SN w m-ci Słońsk L-551 na długości 2,75 km w roku 2013. Prace

projektowe i wykonawcze wykonane zostały przez pracowników RD Sulęcin. Prace poprzedzone zostały szkoleniem pracowników, uczestniczących w tym projekcie, przez firmę ENSTO. Ze względów terenowych (linia przebiega przez teren leśny oraz częściowo zalewowy) zdecydowano o rozwiązaniu budowy linii przy zastosowaniu żerdzi drewnianych produkcji skandynawskiej. Początkowo projekt wykonany był przy zastosowaniu typowych ustojów betonowych. Jednak przy budowie fragmentu linii w terenie zalewowym stwierdzono bardzo duże problemy z ustawieniem słupów, brak możliwości wykopania odpowiedniego wykopu, a po wstawieniu części słupów stwierdzono ich niestabilność i odchylenie od pionu. Zdecydowano wówczas o zastosowaniu stalowych fundamentów rozstawnych (rys. 1) i przyjęciu technologii wciskania żerdzi w niestabilny grunt przy pomocy koparki. Takie rozwiązanie umożliwiło wybudowanie linii bez potrzeby budowy kosztownej drogi technologicznej. Zastosowane rozwiązanie sprawdziło się i do chwili obecnej linia stoi stabilnie i nie stwierdzono odchyleń od pionu.

Rys. 1.


156 DOŚWIADCZENIA EKSPLOATACYJNE LINII W SYSTEMIE PAS NA TERENIE ENEA OPERATOR ...

W linii zastosowano naprężenia 60 MPa, co pozwoliło linii przetrwać dwukrotnie powalone drzewa na linii. Podczas masowych awarii na terenie RD Sulęcin spowodowanych huraganem na linię powaliło się kilkanaście drzew i mimo tego linia pracowała poprawnie i została wyłączona jedynie w celu usunięcia drzew. Żaden słup nie został uszkodzony. Jedynie niektóre konstrukcje wymagały naprawy. Takie zachowanie linii możliwe było dzięki zastosowaniu żerdzi drewnianych oraz zmniejszonego naprężenia podstawowego. Również zastosowane fundamenty sprawdziły się mimo bardzo trudnego terenu. Doświadczenia eksploatacyjne potwierdziły słuszność zastosowanej technologii.

2. LSN Kostrzyn Warniki L-218 – linia dwutorowa 2x120 wybudowana w roku 2013 na słupach wirowanych wzdłuż drogi z zastosowaniem układów ochrony przeciwłukowej typu iskiernikowego. Po wprowadzeniu linii do eksploatacji i upływie około 1 roku zauważono znaczny wzrost ilości SPZ na tym ciągu liniowym. Tylko część ciągu wybudowana została w systemie PAS pozostała, część pozostała goła oraz kablowa. Początkowo szukano przyczyny wzrostu SPZ w linii gołej. Jednak po dokładnej analizie stwierdzono, że zarówno projektant jak również wykonawca dobrał długość przerwy iskrowej na układach ochrony przeciwłukowej ok. 6-8 cm (rys. 2). Zastosowanie tak małej długości przerwy iskrowej powodowało przy wiatrach i zawilgoceniu powietrza bardzo częste SPZ (GPZ Kostrzyn pracuje z punktem zerowym uziemionym przez rezystor). Również drgania konstrukcji iskierników powodowały zmniejszenia długości przerwy iskrowej.

Rys. 2.

Wtedy zdecydowano o zwiększeniu długości przerwy iskrowej do wartości dobranej do napięcia znamionowego linii tj. 24 kV i zwiększono ją do ok. 15 cm. Od stwierdzonych przed zmianą ilości kilkudziesięciu SPZ w ciągu pół roku, po przebudowie, tj. przez okres półtora roku, nie stwierdzono przypadku SPZ. Dlatego bardzo ważnym aspektem staje się prawidłowa ochrona od przepięć, a w przypadku pracy z rezystorem do jak najbardziej skutecznego wyizolowania linii. Takie doświadczenia skłoniły nas do stosowania ochrony przeciwłukowej w liniach PAS przy zastosowaniu ograniczników przepięć z zaciskami osłoniętymi osłonami izolacyjnymi. Takie rozwiązanie zostało zaakceptowane i wprowadzone, jako standard w ENEA Operator.


DOŚWIADCZENIA EKSPLOATACYJNE LINII W SYSTEMIE PAS NA TERENIE ENEA OPERATOR ... 157

3. Linia SN L-511 RD Sulęcin Międzyrzecz – Bledzew odgałęzienie Chycina 1,7 km rok budowy 2014. Linia wybudowana w systemie PAS z przewodami BLL-T 50 na słupach betonowych wirowanych w układzie płaskim z izolacją porcelanową, zarówno stojącą jak i odciągową. Linię wybudowano w miejsce linii gołej, awaryjnej ze względu na stan techniczny i wiek linii – ponad 70 lat. Linia przebiega w większości po terenie leśnym lub wzdłuż ściany lasu. Podczas wichury na linię (na słup odporowy) spadł konar i spowodował zwarcie między fazowe na uchwytach odciągowych i izolatorze odciągowym, niestety nie zostało to udokumentowane zdjęciami, ale na zdjęciu (rys. 3) widać skutki zwarcia międzyfazowego na izolatorze odciągowym.

Ze względu na to, że linia PAS była jedynie tylko fragmentem sieci, dyspozytor RDR wykluczył początkowo możliwość zwarcia na odgałęzieniu izolowanym. Dopiero po telefonie jednego z mieszkańców, który zauważył łuk elektryczny z kilkukrotnym dopalaniem podczas kolejnych prób załączenia udało się zlokalizować miejsce uszkodzenia. Dlatego, w celu wyeliminowania w przyszłości takich przypadków, odgałęzienie zostało przeizolowane tj. izolacja odciągowa została wymieniona na izolację kompozytową i zostały zabudowane uchwyty odciągowe z osłonami (rys.4).

Rys. 4.

Wnioski

Należy projektować i budować linie w osłonie izolacyjnej maksymalnie zaizolowaną. Miejsca pod napięciem powinny być osłanianie przynajmniej w miejscach zagrożeń. W związku z tym wprowadzono w standardach Enea Operator stosowanie osłon na uchwytach odciągowych, ogranicznikach przepięć i zabudowę łączników poniżej przewodów linii. Osłony na osprzęt tylko w nieznacznym stopniu podrażają


158 DOŚWIADCZENIA EKSPLOATACYJNE LINII W SYSTEMIE PAS NA TERENIE ENEA OPERATOR ...

inwestycję, a minimalizują możliwości wystąpienia zakłócenia. Osłony również zmniejszają ryzyko porażenia prądem elektrycznym ptaków, zwłaszcza dużych drapieżników, które w naszym kraju są pod ochroną. W związku z powyższym rekomendujemy rozwiązania dostarczania uchwytów odciągowych łącznie z osłonami.


ZARYS METODYKI I PRZYKŁADY ANALIZY I OCENY ODDZIAŁYWANIA INDUKCYJNEGO ... 159

ZARYS METODYKI I PRZYKŁADY ANALIZY I OCENY ODDZIAŁYWANIA INDUKCYJNEGO

LINII NAPOWIETRZNYCH 110-400 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/m2.

W referacie przedstawiono zarys metodyki i przykłady analizy i obliczeń napięć indukowanych oraz napięć i lokalnej gęstości prądu w gazociągach DN125-600 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.

Trasy gazociągów wysokiego ciśnienia są projektowane lub pracują w zbliżeniu do 3-fazowych linii elektroenergetycznych. Budowa nowych linii obu rodzajów wymaga często uzyskania zgody na odstępstwo od obowiązujących przepisów z uwagi na przewidywane skrzyżowania czy zbliżenia. Uzyskanie zgody na odstępstwo zawsze jest uwarunkowane przedstawieniem wyników obliczeń napięć indukowanych w obiektach zagrożonych oraz wyspecyfikowaniem przedsięwziętych środków zapobiegawczych przeciw oddziaływaniom zakłóceniowym i niebezpiecznym. Często wymagane jest również przedstawienia wyników obliczeń rozkładów pola


160 ZARYS METODYKI I PRZYKŁADY ANALIZY I OCENY ODDZIAŁYWANIA INDUKCYJNEGO ...

elektrycznego czy pola magnetycznego i to nie tylko z powodu zagrożenia środowiskowego ale również technicznego. Znajomość szerokości pasa oddziaływania pozwala na optymalne wyznaczenie tras linii elektroenergetycznej (zakłócającej) czy też np. gazowej (zakłócanej).

Dopuszczalne zagrożenia zakłóceniowe dla gazociągów nie zostały sprecyzowane w sposób jednoznaczny. Często stawia się warunek wstępny do obliczeń ograniczający zbliżenie do pasa terenu o szerokości 1000 m (po 500 m), ale dalej dodaje się, że należy określić skutki oddziaływania linii napowietrznej na gazociągi w odniesieniu do bezpiecznych warunków eksploatacji i dozoru. Dotyczy to głównie zbliżenia gazociągów do linii elektroenergetycznej napowietrznej pracującej w układzie z bezpośrednio uziemionym punktem zerowym (neutralnym).

Takie wymaganie odległościowe nie wynika z polskich przepisów ustawowych, normatywnych czy ograniczeń funkcjonalno-użytkowych związanych z budową linii elektroenergetycznych WN czy gazociągów, może stanowić jedynie założenie początkowe do oceny, nie mniej podstawą do oceny są obliczenia napięcia indukowanego w obiekcie zakłócanym (SEM).

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/m2. Dotyczy to nie tylko odcinka gazociągu w obszarze zbliżenia, ale również w trasie gazociągów do najbliższego monobloku czy stacji ochrony katodowej.

Wartość napięcia indukowanego oraz charakter uszkodzenia jaki może ono wywołać w gazociągu zależy przede wszystkim od warunków zbliżenia (skrzyżowania), parametrów elektrycznych i geometrycznych linii elektroenergetycznej oraz rodzaju izolacji (materiału) pokrywającej gazociąg i rezystywności ziemi, która go otacza i jaka charakteryzuje obszar oddziaływania.

Doświadczenia wykazały np., że na izolacji bitumicznej gazociągów mogą pojawiać się rozległe wyładowania powierzchniowe lub przebicia, przy stosunkowo niskich napięciach, bo rzędu 1000-1200 V. W przypadku izolacji polietylenowej, przebicia następują przy wyższych napięciach (kV) i są bardziej zlokalizowane. Przyjmuje się, że wytrzymałość elektryczna powłoki PE gazociągu wynosi około 5-15 kV/mm. Izolacja monobloków nie powinna być narażana napięciem przewyższającym 5 kV wg wymagań Gaz-Systemu.

Uszkodzenie izolacyjnej powłoki może prowadzić do postępującej korozji stalowych rur gazociągów. Zjawisko to, jak wspomniano, może zachodzić nawet w rurociągach zabezpieczonych ochroną katodową. Zakłada się, że prawdopodobieństwo występowania zagrożenia korozyjnego gazociągów jest znikome wtedy, gdy gęstość prądu przemiennego na 1 cm2 odsłoniętej powierzchni rury jest mniejsze od 20-30 A/m2. [Reinisch R., Euromagazyny 4. Warszawa, 2001], [M.Fiedorowicz ,..,” Korozja przemiennoprądowa a ochrona katodowa podziemnych rurociągów, PkwOK SEP 2006].

Gęstość prądu jest uzależniona od wartości SEM indukowanej w rurociągu, czyli indukowanego napięcia przemiennego, co z kolei prowadzi do stwierdzenia, że znajomość wartości napięcia przemiennego indukowanego na gazociągu może być podstawą oceny zagrożenia korozją w dowolnym miejscu jego długości.

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 tz=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 ZC 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.

Dla każdego z przedmiotowych obszarów oblicza i analizuje się wpływ szeregu czynników decydująco wpływających na wartość indukowanych napięć w odniesieniu lokalnym i sumarycznym (szerokość pasa , rezystywność ziemi, wysokość zawieszenia, odległość między torami, gazociągami, zmiana odległości obliczeniowych na skutek krzyżowania tras, odległości redukcyjne, ..). Do dalszych obliczeń bierze się pod uwagę większą sumaryczną wartość napięcia zakłóceniowego. Wartość tego napięcia przelicza się na wartość indukowanego napięcia z uwzględnieniem współczynników redukcyjnych. Oblicza się również wpływ przewodów kompensacyjnych ułożonych w ziemi, 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.

Procedura jest dla każdego obszaru zbliżenia jest podobna. Najpierw ocena zakresu zmian e1,2 i sue1,2 dla wymaganej rezystywności gruntu i wpływu np. wysokości zawieszenia linii na wartości maksymalne lokalnie i sumarycznie, określenie różnic np. dla gazociągów równoległych. Następnie określenie zmian e1,2 i sue1,2 dla pomierzonej rezystywności ziemi oraz rezystywności minimalnej i maksymalnej



występującej w przedmiotowym obszarze zbliżenia. Pod uwagę bierze się rezystywności ziemi na gazociągach przedzielonych monoblokami izolacyjnymi, które dla przebiegów falowych stanowią 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.

Określenie wartości napięć na gazociągach była podstawą do obliczeń gęstości prądu przemiennego dla małych defektów i ocena zagrożenia korozyjnego gazociągów. Ocena zagrożenia korozyjnego poprzedzona była 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 110-400 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= (Zpr · Ipr + Zpo · Ipo + Zm · Io ) · (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 (3Io). Impedancje wzajemne Zzr, Zzp, Zm wynikające ze sprzężenia obwodu ziemnopowrotnego obiektu zakłócanego odpowiednio: z przewodami linii, z obwodami ziemnopowrotnymi przewodów odgromowych i z obwodami ziemnopowrotnymi linii (Io). 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 DN-ziemia). Działanie to może być pomniejszone za pomocą przewodów redukcyjnych.

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. Zakres programowy analizy i obliczeń zagrożeń

Zakres programowy zagadnienia obejmuje np.: 1. Wprowadzenie. 2. Przedmiot oceny zagrożenia, dopuszczalne zakłócenia napięciowe. 3. Zakres analiz i obliczeń. 4. Materiały dokumentacyjne. 5. Budowa i parametry linii elektroenergetycznej. 6. Budowa i parametry gazociągów DN1,DN2,…. 7. Zbliżenie i skrzyżowanie tras linii elektroenergetycznej i gazociągów 8. Parametry elektryczne linii napowietrznej , obwody sieciowe i prądy zwarciowe. 9. Oddziaływania indukcyjne napowietrznych linii elektroenergetycznych 9.1. Pole elektromagnetyczne w otoczeniu linii napowietrznej LN 110-400 kV 9.2. Oddziaływanie zakłóceniowe linii napowietrznej 110-400 kV na gazociągi

w warunkach zwarcia 1-fazowego. 9.3. Oddziaływanie zakłóceniowe linii napowietrznej 110-400 kV na gazociągi

w warunkach pracy długotrwałej. 9.4. Napięcia oraz gęstości prądów w małych defektach wzdłuż trasy gazociągów 10. Podsumowanie.



5. Przykłady wyników obliczeń

Obiekt zakłócający i zakłócany

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

Tabela 1. Przykładowe prądy zwarciowe na początku i na końcu odcinków zbliżenia



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 kolejnośćfaz (h=18,8 m, Idd=2500 A)

Rys. 4. Przykładowe wykresy podstawowych danych i wyników branych pod uwagę podczas obliczeń i analizy wartości napięć indukowanych w gazociągach DN1 i DN2. PS 2 x 1000 m



Rys. 5. Przykładowe wykresy podstawowych danych i wyników branych pod uwagę podczas obliczeń i analizy wartości napięć indukowanych w gazociągach DN1 i DN2. Pas 2 x 500 m

Rys. 6. Wykresy podstawowych danych raz wyników obliczeń napięć indukowanych

w gazociągach w warunkach zwarciowych, z uwzględnieniem wpływu systemu uziemień redukcyjnych. Widoczne przebiegi napięcia na gazociągu. Szerokość pasa oddziaływania

2 x 500 m

Rys. 7. Wykresy podstawowych danych i wyników obliczeń napięć indukowanych

w gazociągach podczas normalnej eksploatacji linii napowietrznej. Widoczne efekty oddziaływania If, Miodg i Ii0



Rys. 8. Wykresy podstawowych danych oraz wyników obliczeń napięć indukowanych

w gazociągach w warunkach pracy długofalowej LN, z uwzględnieniem wpływu systemu uziemień redukcyjnych. Widoczne przebiegi napięcia na gazociągu

oraz gęstości prądu w małych defektach. Szerokość pasa oddziaływania 2 x 500 m 5. Podsumowanie

Wykonane dotychczas obliczenia i analizy pozwalają na stwierdzenie, że linie napowietrzne 110-400 kV pracując w zbliżeniu do gazociągów 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 DN podczas krótkotrwałego przepływu prądu zwarciowego w zakresie 5,4-37,9 kA osiągają wartości rzędu 2,7 kV, 8,5 kV, 2,2 kV 2,5 kV, 1,3 kV i 0,1 kV odpowiednio 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.

Ogólnie można stwierdzić, że napięcia indukowane w gazociągach DN podczas jednofazowego zwarcia z ziemią o czasie zwarcia do 0,6 s, można sprowadzić do wartości mniejszych od wartości dopuszczalnych z punktu widzenia ochrony przed uszkodzeniem izolacji i przed porażeniem elektrycznym. Napięcie SEM jest mniejsze od 170 V, czyli od napięcia rażenia dopuszczalnego dla czasów zwarcia 0,6 s.

Ocena oddziaływania LN400 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/m2. Dopuszczalna wartość napięcia rażeniowego jest określona na 65 V. Indukowane napięcia w przedmiotowych gazociągach, w warunkach znamionowego obciążenia LN np. prądem 2500 A, osiągają wartości sumaryczne SEM w każdym obszarze inne. Napięcia jednostkowe i sumaryczne w obszarach w jednych obszarach osiągają największe wartości rzędu, odpowiednio 0,25 V i 20 V, w innych 0,27 i 88 V, a nawet mniej np. 11 V i 0,04 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 przewodów odgromowych i przekraczają wartości dopuszczalne głównie z powodu korozyjnego.

Napięcia indukowane (SEM) podczas pracy długotrwałej linii LN 110-400 kV można zredukować do takich wartości, dla których potencjały i gęstości prądów



w małych defektach, na zakończeniach odcinków zbliżeń, zostaną ograniczone do wartości bezpiecznych. Napięcia te mogą być w granicach odpowiednio 0,95-0,33 V lub nawet mniej. Konieczność ograniczenia napięć do mniejszych wartości wynika również z wartości rezystywności gruntu otaczającego gazociągi. Wartości napięć na gazociągach oraz gęstości podczas pracy długotrwałej można ograniczyć najczęściej do wartości mniejszych od 2-3 V, a prądy od 2-9,5 A/m2. Otrzymane wartości zależą od wielu, wielu warunków, a ich obliczanie wymaga dużej uwagi i czasu.

Documents

ELEKTROENERGETYCZNE LINIE NAPOWIETRZNE