Instrukcja

Badania Zakłóceń W Elektrowniach I Sieciach Elektroenergetycznych

Instrukcję opracowała:

Krystyna Przedmojska

Weryfikacji instrukcji dokonali:

Janusz Jakubowski

Krzysztof Kuciak

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej

Poznań, marzec 2001r.

Copyright © by

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej

Wydawca: Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej

ul. Nowowiejskiego 10, 61-731 Poznań

tel. [phone], fax. [phone]

e-mail: [e-mail]

Karta Aktualizacji Instrukcji

Lp.	Data aktualizacji	Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację	Podpis aktualizującego	Zmiany w instrukcji

Podpisem stwierdzamy, że zapoznaliśmy się z niniejszą instrukcją i zobowiązujemy się do jej przestrzegania:

L.p.	Data potwier- dzenia	Imię i nazwisko zapoznanego z instrukcją	Stanowisko zapoznanego z instrukcją	Podpis zapoznanego z instrukcją
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48

PRZEDMOWA

Badania zakłóceń od lat 60-tych odbywały się zgodnie z „Instrukcją badania zakłóceń w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych” wydaną w roku 1964 przez Zjednoczenie Energetyki. W 1985r. Instrukcja ta została uproszczona i wydrukowano jej wydanie VII zmienione [1]. Instrukcja [1] charakteryzuje się tym, że:

1. Określa organizację komisyjnego badania zakłóceń,

2. Określa metodykę sporządzania rejestracji chronologicznej (tj. arkuszy ewidencyjnych zakłóceń), których zawartość była okresowo przetwarzana w zakładach, okręgach, a następnie w Centrum Informatyki Energetyki,

3. Określa zbiorcze zestawienia zakłóceń dla wybranych urządzeń,

4. Podaje kody wszystkich dawnych jednostek organizacyjnych energetyki (okręgów, elektrowni, zakładów i rejonów energetycznych) umożliwiając drukowanie zestawień statystycznych dla całego kraju w podziale na ww. jednostki organizacyjne.

Ad 1. Mimo upływu lat i uzyskania samodzielności przedsiębiorstwa energetyczne często wykorzystują zawarte w instrukcji zapisy dotyczące komisyjnego badania zakłóceń.

Ad 2. Wiele przedsiębiorstw energetycznych zaprzestało wypełniania arkuszy ewidencyjnych zakłóceń zgodnych z [1], motywując to np. zbyt małymi korzyściami ze stosowania instrukcji w stosunku do pracy wkładanej w przygotowywanie danych zgodnie z instrukcją. Niektóre przedsiębiorstwa energetyczne wprowadziły własne systemy analizy zakłóceń. Przyporządkowywanie zakłóceń obiektom: liniom napowietrznym (od bramki do bramki), kablowym (od głowicy do głowicy) i stacjom (tj. reszcie systemu), utrudnia powiązanie zakłócenia z przerwą w pracy określonego wyłączonego elementu systemu.

Inne wady metodyki sporządzania dokumentacji pozakłóceniowej według [1], to m.in.:

1. rejestrowanie zakłóceń „z wyłączeniem krótkotrwałych przerw w pracy wynikających z działania automatyki oraz uszkodzeń bezpieczników w stacjach transformatorowych SN/nN bez stwierdzonych przyczyn”,

2. jednakowe traktowanie zakłóceń, przy których wypada z pracy tylko jeden element systemu oraz zakłóceń, w których wypada z pracy kilka lub kilkanaście elementów systemu.

W związku z powyższym zaproponowano zmianę części instrukcji dotyczącej wypełniania arkuszy ewidencyjnych zakłóceń. Proponuje się 2 arkusze ewidencyjne:

1. dla zakłóceń,

2. dla wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych.

Ad 3. W dotychczasowej instrukcji było pojęcie zbiorczego zestawienia zakłóceń (stosowane w elektrowniach); można je zastosować do objęcia odczytów z liczników działania układów SPZ oddzielnie dla każdej linii.

Ad 4. Zbiorczych zestawień statystycznych dla różnych przedsiębiorstw energetycznych obecnie nie wykonuje się.

W niniejszej instrukcji, biorąc pod uwagę m.in. doświadczenia europejskie, zaproponowano połączenie wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych na jednym arkuszu ewidencyjnym (kolumny 17-23 tego arkusza, odpowiadające uszkodzeniom, będą puste dla wyłączeń bez uszkodzeń).

Podstawowymi zaletami tej metody są m.in.:

1. możliwość analizowania zakłóceń według przyjętej klasyfikacji, możliwość wpływania na zmniejszenie liczby zakłóceń określonych typów poprzez zarządzenia pozakłóceniowe i badania statystyczne, sprawdzające rzeczywiste skutki zarządzeń w kolejnych latach,

2. możliwość porównywania w kolejnych okresach wskaźników dla podstawowych elementów systemu elektroenergetycznego: częstości wyłączeń zakłóceniowych oraz średniego czasu trwania wyłączenia zakłóceniowego,

3. uwzględnianie w metodzie tylko uszkodzeń urządzeń pierwotnych, a nie wszelkich możliwych uszkodzeń (np. zakłócenia powodowane przez uszkodzenia lub błędy w obwodach wtórnych dostają klasyfikację OW, tj. obwody wtórne i stają się widoczne, co ułatwia walkę z nimi),

4. możliwość dowolnego przeszukiwania stworzonych elektronicznych zbiorów zawierających informacje o zakłóceniach,

5. badanie niezawodności sieci 110 kV pod względem ograniczenia możliwości przesyłu z punktu widzenia rynku energii (na jak długo wypadają awaryjnie z pracy drogi przesyłu).

Każda zastosowana metoda analizy zakłóceń musi mieć swoją realizację elektroniczną. Wydaje się, że stosowane obecnie narzędzia, jakimi są arkusze kalkulacyjne i bazy danych pozwolą Spółkom Dystrybucyjnym na sprawdzenie celowości wprowadzenia wybranych doświadczeń energetyki europejskiej w prowadzonych u siebie analizach zakłóceń.

W załącznikach od 1 do 4 omówiono kolejno cztery dokumenty pozakłóceniowe:

• w załączniku 1 - kartę badania zakłócenia (wzór 1) i zawartość protokółu komisyjnego badania zakłócenia,

• w załączniku 2 - arkusz ewidencyjny zakłócenia (wzór 2) i sposób jego wypełniania,

• w załączniku 3 - arkusz ewidencyjny wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych (wzór 3) i sposób jego wypełniania,

• w załączniku 4 - zestawienie zbiorcze zakłóceń (wzór 4) dla liczników cykli SPZ linii napowietrznych i sposób jego wypełniania.

W załączniku 5 umieszczono przykład 10 zakłóceń, w których wystąpiło 20 wyłączeń zakłóceniowych i tylko 4 uszkodzenia. Pokazano 9 przykładowych zestawień statystycznych: 4 na zbiorze zakłóceń, 2 na zbiorze wyłączeń zakłóceniowych i 3 na zbiorze uszkodzeń. Na końcu przykładu umieszczono te same wyłączenia zapisane zgodnie z instrukcją [1].

Niezależnie od zaplanowanych zestawień statystycznych za zaplanowane okresy, np. kwartały, na każdym z nagranych zbiorów elektronicznych można prowadzić dowolne wyszukiwania, np. wyświetlić lub wydrukować z podaniem nazw wyłączonych lub uszkodzonych elementów systemu:

1. zakłócenia bez wyłączeń zakłóceniowych lub z wyłączonym zakłóceniowo więcej niż jednym podstawowym elementem systemu,

2. zakłócenia z klasyfikacją OW (zakłócenia bez uszkodzeń urządzeń pierwotnych spowodowane wyłącznie przez uszkodzenia lub błędy w urządzeniach lub obwodach wtórnych),

3. przypadki zakłóceń polegające na braku napięcia z sieci przesyłowej (z klasyfikacją BU),

4. przypadki zakłóceń u odbiorcy doprowadzające do wyłączenia elementu sieci przedsiębiorstwa energetycznego (z klasyfikacją IS),

5. wyłączenia zakłóceniowe trwające więcej niż 24 godziny,

6. wyłączenia zakłóceniowe systemów szyn (SS),

7. uszkodzenia wszystkich urządzeń pierwotnych z powodu rosnącego lub upadającego drzewa (04) lub z powodu błędu łączeniowego (13),

i dziesiątki innych, aktualnie potrzebnych zestawień.

W tabeli 1 porównano możliwości zapisania uszkodzeń urządzeń w niniejszej instrukcji i w instrukcji [1]. Zwraca się uwagę, że informacja liczbowa o rodzaju uszkodzenia stosunkowo rzadko jest związana z jednym urządzeniem pierwotnym (np. 01 uszkodzenie uzwojenia stojana, 02 uszkodzenie uzwojenia wirnika - dotyczą tylko generatora), znacznie częściej informacja dotyczy wielu urządzeń pierwotnych (np. 12 zwarcie przemijające, 07 wysunięcie/ przerwanie przewodu roboczego może wystąpić na linii, na szynach, na izolatorach transformatora, itp.).

Tabela 1. Porównanie możliwości zapisania uszkodzeń urządzeń w niniejszej instrukcji i [1]

Lp.	W niniejszej instrukcji	W instrukcji [1]
1	Generator GE: 01 uszkodzenie uzwojenia stojana 02 uszkodzenie w obwodzie wirnika	-
2	Transformator blokowy TB: 03 uszkodzenie uzwojeń transformatora 06 uszkodzenie izolatorów wsporczych / przepustowych	-
3	Linia blokowa LB jak dla LN	-
4	Transformator mocy TR: 03 uszkodzenie uzwojeń transformatora 04 uszkodzenie przełącznika zaczepów 06 uszkodzenie izolatorów wsporczych / przepustowych	33 transformator olejowy 2-uzwojeniowy 34 transformator olejowy 3-uzwojeniowy 35 autotransformator 36 transformator suchy
5	Transformator potrzeb własnych TP jak dla TB	-
6	Transformator uziemiający TU jak dla TB	-
7	System szyn SS 05-10 jak dla LN	28 szyny zbiorcze
8	Łącznik szyn (sprzęgło) SP	-
9	Linia napowietrzna LN: 05 uszkodzenie izolatorów wiszących / odciągowych 06 uszkodzenie izolatorów wsporczych / przepustowych 07 wysunięcie/przerwanie/upalenie przewodu roboczego 08 wysunięcie/przerwanie/upalenie przewodu odgromowego 09 uszkodzenie słupa linii 10 uszkodzenie mechaniczne konstrukcji urządzenia lub rozdzielni 12 zwarcie przemijające, załączono bez napraw	01 słupy 02 przewody robocze 03 przewody odgromowe 04 izolatory 05 złączki, zaciski uchwyty 06 urządzenia telef. nośnej
10	Linia kablowa LK: 14 uszkodzenie zwarciowe kabla na trasie 15 uszkodzenie zwarciowe mufy lub głowicy kabla 21 przerwa w trasie kabla bez zwarcia	07 kabel w trasie 08 głowica kablowa napowietrzna 09 głowica kablowa wnętrzowa 10 mufa kablowa
11	Dławik 3-f kompensujący moc bierną DQ	-
12	Kondensator równoległy KR	27 kondensator (kompensator statyczny)
13	Sprzęgło prądu stałego DC	-
14	Filtr współpracujący ze sprzęgłem prądu stałego FI	-
15	Silnik w elektrowni	-
16	Dławik w. cz. DF	30 dławik zaporowy
17	Dławik 3-fazowy ograniczający moc zwarcia DZ	-
18	Dławik kompensujący prąd przy zwarciu doziemnym DK	29 dławik kompensacyjny
19	Przekładnik napięciowy indukcyjny UI	25 przekładniki napięciowe olejowe 26 przekładniki napięciowe suche
20	Przekładnik napięciowy pojemnościowy UC	-
21	Przekładnik prądowy wolnostojący IW	23 przekładniki prądowe olejowe 24 przekładniki prądowe suche
22	Przekładnik prądowy w przepuście IP	-
23	Wyłącznik W	11 wyłącznik pełnoolejowy 12 wyłącznik małoolejowy 13 wyłącznik ekspansyjny 14 wyłącznik powietrzny 15 wyłącznik z SF6 16 wyłącznik magnetoelektryczny 17 wyłącznik próżniowy 18 wyłącznik inny (stycznik)
24	Rozłącznik RO	19 rozłącznik
25	Bezpiecznik BZ	-
26	Odłącznik O	20 odłącznik
27	Uziemnik UZ	-
28	Ogranicznik przepięć AR	21 odgromniki zaworowe 22 odgromniki wydmuchowe
29	Rezystor włączony trwale RT	-
30	Rezystor włączany chwilowo RC	-
31	Połączenia przewodowe/szynowe wewnątrz pól PP	-
	-	31 zwieracz
	-	32 urządzenia EAZ
	-	37 inne urządzenia
	Wiele rodzajów uszkodzeń, jak np. 11-eksplozja, 12- zwarcie przemijające, 13-zarzutka lub załączenie na uziemienie - może wystąpić na wszystkich elementach systemu i urządzeniach pierwotnych

W tabeli 2 porównano możliwości zapisania uszkodzeń urządzeń w niniejszej instrukcji i w instrukcji [1]. Zwraca się uwagę, że w niniejszej instrukcji przyczyny zakłóceń bezuszkodzeniowych podane są w klasyfikacji (patrz rozdział 6: IT, U>, U<, BU, F<, PS, IS, OW, RP, RO), natomiast liczbami 1 do 17 określane są przyczyny uszkodzeń. Natomiast w instrukcji [1] zestawienie przyczyn dotyczy zakłóceń, a nie przyczyn uszkodzeń.

Tabela 2. Porównanie możliwości zapisania przyczyn uszkodzeń w niniejszej instrukcji i [1]

Lp.	W niniejszej instrukcji	W instrukcji [1]
1	01 burza	03 grupa „działanie żywiołów” 03/1 burza
2	02 wichura	03/2 wichura
3	03 śnieg, sadź, lód, mróz, mgła	03/4 mróz 03/5 sadź, oblodzenie, śnieg 03/6 kra
4	04 rosnące lub upadające drzewo	06 grupa „różne” 06/7 zbliżenia gałęzi i drzew
5	05 zanieczyszczenia przemysłowe	06 grupa „różne” 06/6 zabrudzenia, mgły i mżawka
6	06 inne przyczyny związane ze środowiskiem (zwierzęta, przedmioty zewnętrzne, pożar, powódź)	03 grupa „działanie żywiołów” 03/7 pożar 03/8 powódź, ulewa 03/9 zapadliny, osiadanie gruntu 06 grupa „różne” 06/2 ptaki i zwierzęta
7	07 zwykłe zużycie się urządzenia	04 grupa „zużycie materiału” 04/1 starzenie się lub zmęczenie materiału 04/2 korozja chemiczna lub elektrolityczna 04/3 erozja 04/4 pełzanie 04/5 miejscowe osłabienie izolacji elektr.
8	08 wada materiałowa	02 grupa „zła jakość urządzeń lub robót” 02/1wady fabryczne i materiałowe
9	09 wada konstrukcyjna	02/2 wady konstrukcyjne i projektowe
10	10 błąd projektowy	02/2 wady konstrukcyjne i projektowe
11	11 błąd montażowy	02/3 wady montażu 02/4 wady remontu
12	12 niewłaściwa/niedbała eksploatacja	01 grupa „niewłaściwa eksploatacja” 01/1 personel ruchowy 01/2 personel ruchowy i konserwacyjny 01/3 personel laboratoryjny 01/4personel służb 01/5 personel kierowniczy 01/6 personel inny
13	13 błąd łączeniowy	nie ma odpowiednika
14	14 kradzież (w przypadku kradzieży kątowników, przewodów, drzew)	05 grupa „osoby postronne” 05/3 przewracanie drzew na linię (kradz.) 05/6 demontaż
15	15 osoby postronne (z wyjątkiem kradzieży)	05 grupa „osoby postronne” 05/1 zarzutki 05/2 przestrzały i stłuczenia 05/3 przewracanie drzew na linię (żart) 05/4 roboty ziemne 05/5 pojazdy mechaniczne i konne 05/7 inne
16	16 inna przyczyna	06 grupa „różne” 06/8 inne przyczyny
17	17 brak informacji o przyczynie uszkodzenia	06 grupa „różne” 06/9 niewyjaśnione
	*)	06/1 zakłócenia u odbiorców
	*)	06/3 przepięcia łączeniowe
	*)	06/4 wadliwy odbiór urządzeń
	*)	06/5 wpływ uszkodzeń innych urządzeń

*) Uwaga:

W niniejszej instrukcji przewidziano 17 przyczyn uszkodzeń, które są wymienione w tabeli 2 w kolumnie 2; w związku z tym w kolumnie 2 ostatnie cztery wiersze są puste. Wymienianie przyczyn uszkodzeń, wyszczególnionych w ostatnich czterech wierszach w starej instrukcji [1] nie jest potrzebne z następujących powodów:

1. ad 06/1 w [1] - zakłócenia w sieci energetyki wynikające z zakłóceń u odbiorców w niniejszej instrukcji są ujęte jako „wyłączenia samoczynne z powodu zakłóceń w innych sieciach lub urządzeniach innych napięć lub innego właściciela” i są sklasyfikowane jako IS, są to zakłócenia bez uszkodzeń w sieci energetyki, a więc nie podaje się przyczyn uszkodzeń,

2. ad 06/3 w [1] - zbyt rzadko można być zupełnie pewnym, że przepięcie łączeniowe było przyczyną uszkodzenia,

3. ad 06/4 w [1] - jeśli wadliwy odbiór urządzeń jest przyczyną uszkodzenia, to przyczyną uszkodzenia jest błąd projektowy lub montażowy lub wada fabryczna, których nie wykryto przy odbiorze,

4. ad 06/5 w [1] - wpływ uszkodzeń innych urządzeń - można zapisać jako przedmiot zewnętrzny związany ze środowiskiem (06).

SPIS TREŚCI

1.	Wstęp ......................................................................................................................	15
	1.1. Przedmiot instrukcji .........................................................................................	15
	1.2. Zakres instrukcji ...............................................................................................	15
	1.3. Przeznaczenie instrukcji ...................................................................................	15
	1.4. Definicje ...........................................................................................................	15
	1.5. Dokumenty związane .......................................................................................	17
2.	Wymagania .............................................................................................................	18
	2.1. Wymagania kwalifikacyjne .............................................................................	18
3.	Dokumentacja pozakłóceniowa ..............................................................................	19
	3.1. Rodzaje dokumentów pozakłócenowych .........................................................	19
	3.2. Realizacja elektroniczna dokumentów pozakłóceniowych ..............................	19
4.	Tryb badania zakłóceń ............................................................................................	19
	4.1. Badanie komisyjne ...........................................................................................	19
	4.2. Rejestracja chronologiczna ..............................................................................	20
	4.3. Rejestracja zbiorcza .........................................................................................	20
5.	Organizacja badania komisyjnego ..........................................................................	20
	5.1. Powoływanie komisji .......................................................................................	20
	5.2. Przebieg badania zakłócenia ............................................................................	20
	5.3. Zarządzenia po zakłóceniach ...........................................................................	21
6.	Metodyka sporządzania dokumentacji pozakłóceniowej ........................................	21
7.	Granice i podział podstawowych elementów systemu ...........................................	21
8.	Klasyfikacja zakłóceń .............................................................................................	22
9.	Rodzaje uszkodzeń ..................................................................................................	24
10.	Przyczyny uszkodzenia urządzenia pierwotnego ....................................................	25
11.	Wykorzystanie arkuszy ewidencyjnych zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych oraz zbiorczych zestawień zakłóceń .................	26
12.	Literatura .................................................................................................................	27
Załącznik 1 - protokół badania komisyjnego ..................................................................		29
Załącznik 2 - arkusz ewidencyjny zakłóceń ....................................................................		31
Załącznik 3 - arkusz ewidencyjny wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych ..............................................................................................		33
Załącznik 4 - zbiorcze zestawienie zakłóceń z liczników cykli SPZ napowietrznych linii SN .....................................................................................................		35
Załącznik 5 - przykład analizy 10 zakłóceń ....................................................................		37

1. WSTĘP

1.1. Przedmiot instrukcji

Przedmiotem instrukcji są zasady badania, klasyfikowania oraz ewidencjonowania zakłóceń w pracy elektrowni i sieci elektroenergetycznych, w tym zasady komisyjnego badania określonych zakłóceń oraz klasyfikowania i ewidencjonowania zakłóceń z wykorzystaniem:

1. arkuszy ewidencyjnych zakłóceń,

2. arkuszy ewidencyjnych wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych,

3. zbiorczych zestawień zakłóceń dla okresowych odczytów liczników działania układów SPZ linii napowietrznych.

1.2. Zakres instrukcji

Instrukcja dotyczy elementów systemu w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych. Maksymalny zakres napięć elementów systemu objętych instrukcją jest od NN do 0,4 kV, przy czym wyłączenie zakłóceniowe na napięciu 0,4 kV dotyczy przepalenia bezpieczników po stronie 0,4 kV transformatorów SN/0,4 kV. Elementami systemu 0,4 kV, których wyłączenie będzie zapisane - będą szyny 0,4 kV stacji SN/0,4 kV. Dla generatorów instrukcja nie obejmuje zakłóceń o charakterze cieplno-mechanicznym.

1.3. Przeznaczenie instrukcji

Instrukcja przeznaczona jest dla jednostek organizacyjnych energetyki chcących prowadzić na swoim terenie jednolity system klasyfikacji, ewidencji i analizy zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń dla poprawy jakości urządzeń, poprawy koncepcji, projektowania, montażu, uruchamiania i eksploatacji urządzeń, instalacji oraz sieci elektroenergetycznych.

1.4. Definicje

1. EAZ (elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa) - obwody i aparatura układów zabezpieczeń, sterowania awaryjnego, sygnalizacji działania zabezpieczeń i rejestracji zakłóceń i zdarzeń.

2. Obwody wtórne - obwody EAZ, układów pomiarowych, regulacyjnych, sterowniczych, sygnalizacyjnych i blokad.

3. Podstawowy element systemu - element systemu elektroenergetycznego, który może być samoczynnie lub ręcznie wyłączony spod napięcia. Pojęcie podstawowego elementu systemu elektroenergetycznego służy w instrukcji do wskazania (1) miejsca powstania zakłócenia i (2) elementów wyłączonych wskutek zakłócenia. W systemie elektroenergetycznym wyróżnia się następujące podstawowe elementy systemu elektroenergetycznego (obok podano kod do wykorzystania przy opisywaniu zakłóceń):

• blok BL (blok obejmuje: generator, transformator blokowy i linię blokową), który został wyłączony wyłącznikiem blokowym,

• generator GE, wyłączony wyłącznikiem generatorowym,

• transformator mocy TR,

• transformator potrzeb własnych TP,

• transformator uziemiający TU,

• szyny SS,

• sprzęgło (łącznik szyn) SP,

• linia przesyłowa lub rozdzielcza napowietrzna LN,

• linia przesyłowa lub rozdzielcza kablowa LK,

• dławik DQ 3-f np. 400 kV do kompensacji mocy biernej,

• kondensator KR 3-fazowy równoległy,

• sprzęgło prądu stałego DC,

• filtr FI 3-fazowy z własnym wyłącznikiem, współpracujący ze sprzęgłem prądu stałego,

• silnik w elektrowni SL, silnik w elektrowni SL,

• wyróżnia się też obszar OB systemu, który nie został wyłączony, ale na którym napięcie znikło, obniżyło się lub nastąpiła zwyżka napięcia.

4. Przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliwa albo energii i obrotu nimi.

5. Urządzenia pierwotne główne - urządzenia pierwotne, które są lub mogą być w rozdzielniach przyłączone przez własne pola:

• generator wraz z układem wzbudzenia GE,

• transformator blokowy wraz z układem chłodzenia TB,

• linia blokowa LB,

• transformator mocy wraz z układem chłodzenia TR,

• transformator potrzeb własnych TP,

• transformator uziemiający TU,

• system szyn SS,

• łącznik szyn SP,

• linia napowietrzna LN,

• linia kablowa LK,

• dławik 3-f kompensujący moc bierną DQ,

• kondensator równoległy KR,

• sprzęgło prądu stałego DC,

• filtr współpracujący ze sprzęgłem prądu stałego FI,

• silnik w elektrowni.

6. Urządzenia pierwotne - są to wymienione powyżej urządzenia pierwotne główne oraz pozostałe urządzenia pierwotne, które wchodzą w skład pól, ale nie mają własnych pól. Są to:

• dławik w.cz. DF,

• dławik 3-fazowy ograniczający moc zwarcia DZ,

• dławik kompensujący prąd przy zwarciu doziemnym DK,

• przekładnik napięciowy indukcyjny UI, pojemnościowy UC,

• przekładnik prądowy wolnostojący IW, w przepuście IP,

• wyłącznik W (np. W1,W2 wyłączniki w rozdzielni 2-wyłącznikowej, WA, WB, WC wyłączniki w rozdzielni 1,5-wyłącznikowej, można również używać oznaczenia tylko W),

• rozłącznik RO,

• bezpiecznik BZ,

• odłącznik O (O1, O2, O3 odłączniki szynowe w rozdzielni 3-systemowej, OL odłącznik liniowy, OO odłącznik szyny obejściowej, można również używać oznaczenia tylko O),

• uziemnik UZ,

• ogranicznik przepięć AR,

• rezystor włączony trwale RT, włączany chwilowo RC,

• połączenia przewodowe/szynowe wewnątrz pól PP.

7. Uszkodzenie urządzenia pierwotnego - stan, w którym urządzenie pierwotne nie może pracować pod napięciem. Uszkodzenie może być trwałe lub przemijające. Aby urządzenie pierwotne przestało być uszkodzone w sposób trwały - konieczna jest jego naprawa. Aby urządzenie pierwotne przestało być uszkodzone w sposób przemijający - konieczne jest jego wyłączenie spod napięcia (na czas przerw beznapięciowych cyklu SPZ WZ lub WZWZ lub nawet na kilka godzin).

8. Wyłączenie zakłóceniowe - każde samoczynne lub operatywne (ręczne) wyłączenie (także jednostronne) podstawowego elementu systemu, dokonane nagle lub w trybie pilnym, wskutek:

• uszkodzeń technicznych lub ludzkich błędów w obrębie urządzeń pierwotnych lub wtórnych,

• niebezpieczeństwa uszkodzenia tych urządzeń,

• nagłego zagrożenia dla ludzi lub obiektów nieenergetycznych od urządzeń energetycznych pod napięciem.

Przez wyłączenie w trybie pilnym rozumie się awaryjne wyłączenie ręczne, które teoretycznie powinno być wykonane natychmiast, ale praktycznie jest wykonane tak szybko, jak to jest możliwe. Szyny uważa się za wyłączone, jeśli zostały pozbawione napięcia, Blok uważa się za wyłączony jeśli otwarty został wyłącznik blokowy, blok może pracować dalej na potrzeby własne.

9. Zakłócenie - jedno lub więcej wyłączeń zakłóceniowych elementów podstawowych systemu, które są rezultatem jednego przyczynowo-skutkowego ciągu zdarzeń lub uszkodzenie (zwarcie) bez wyłączenia lub niedotrzymanie zadanych parametrów napięcia. Zakłócenie jest więc pojęciem szerszym, niż wyłączenie zakłóceniowe. Szczególnym typem zakłócenia jest zakłócenie bez wyłączeń i bez uszkodzeń, polegające na niedotrzymaniu parametrów napięcia.

1.5. Dokumenty związane

1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z 25.09.2000r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców, Dz. U. nr 85 z 13.10.2000r., poz. 957.

2. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, aktualna wersja.

3. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, aktualna wersja.

4. Polska Norma PN-ISO 9001, „Systemy jakości, Model zapewnienia jakości w projektowaniu, pracach rozwojowych, produkcji, instalowaniu i serwisie”, marzec 1996r.

5. Polska Norma PN-EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych, październik 1998r.

6. Instrukcja eksploatacji elektroenergetycznych linii napowietrznych z przewodami gołymi oraz izolowanymi niskich i średnich napięć - PTPiREE, 2001r.

7. Ramowa instrukcja eksploatacji elektroenergetycznych linii napowietrznych o napięciu 110 kV - PTPiREE, 2001r.

8. Instrukcja eksploatacji elektroenergetycznych linii kablowych - PTPiREE, 2001r.

9. Instrukcja eksploatacji stacji transformatorowych SN/nN - PTPiREE, 2001r.

10. Instrukcja czyszczenia pod napięciem urządzeń elektroenergetycznych do 30 kV - PTPiREE, 2001r.

11. Instrukcja PPN przy elektroenergetycznych liniach napowietrznych do 1 kV - PTPiREE, 2001r.

12. Instrukcja eksploatacji urządzeń oświetlenia zewnętrznego - PTPiREE, 2001r.

13. Ramowa instrukcja eksploatacji stacji elektroenergetycznych wysokich napięć - PTPiREE, 2001r.

14. Ramowa instrukcja eksploatacji układów zabezpieczających, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych - PTPiREE, 2001r.

15. Instrukcja eksploatacji układów telemechaniki - PTPiREE, 2001r.

16. Ramowa instrukcja eksploatacji i obsługi instalacji sprężonego powietrza - PTPiREE, 2001r.

17. Ramowa instrukcja eksploatacji układów zasilających napięcia stałego, przemiennego i gwarantowanego - PTPiREE, 2001r.

18. Instrukcja badań odbiorczych oraz przyjmowania urządzeń elektroenergetycznych do eksploatacji - PTPiREE, 2001r.

19. Instrukcja badania ciągłości zasilania odbiorców z sieci energetyki zawodowej. Część I - z sieci SN i nN; Część II - z sieci 110 kV - PTPiREE, 2001r.

20. Instrukcja łączeń ruchowych w elektroenergetycznych sieciach rozdzielczych - PTPiREE, 2001r.

21. Instrukcja ochrony przeciwpożarowej obiektów elektroenergetycznych - PTPiREE, 2001r.

22. Oddziaływanie obiektów elektroenergetycznych na środowisko - PTPiREE, 2001r.

2. WYMAGANIA

2.1. Wymagania kwalifikacyjne

Personel zajmujący się klasyfikacją zakłóceń powinien mieć praktykę przy badaniu zakłóceń, a ewentualne wątpliwości wyjaśniać ze specjalistami.

Pracownicy biorący udział komisjach badania zakłóceń, powinni posiadać ważne świadectwa kwalifikacyjne uprawniające do zajmowania się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci na stanowiskach eksploatacji lub eksploatacji i dozoru.

3. DOKUMENTACJA POZAKŁÓCENIOWA

3.1. Rodzaje dokumentów pozakłóceniowych

W zależności od charakteru zakłócenia oraz trybu jego badania sporządza się następujące dokumenty pozakłóceniowe:

1. protokół komisyjnego badania wraz z „kartą badania zakłócenia” - patrz załącznik 1,

2. arkusze ewidencyjne zakłóceń - patrz załącznik 2 oraz wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych - patrz załącznik 3,

3. zestawienie zbiorcze zakłóceń dla odczytów liczników cykli SPZ pól linii napowietrznych - patrz załącznik 4.

3.2. Realizacja elektroniczna dokumentów pozakłóceniowych

Według zaproponowanych arkuszy ewidencyjnych: zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych oraz zestawień zbiorczych zakłóceń z odczytami liczników cykli SPZ w polach napowietrznych (powinny być zapisywane zbiory zakłóceń bezpośrednio na nośnikach elektronicznych z zachowaniem zasad zabezpieczenia informacji przed przypadkowym zniszczeniem lub w przypadku braku odpowiedniego sprzętu) zbiory informacji na papierze. Również powinny być zapamiętane wykorzystywane algorytmy przeszukiwania zbiorów: dla tworzenia zestawień okresowych oraz dla przeszukiwań doraźnych.

4. TRYB BADANIA ZAKŁÓCEŃ

4.1. Badanie komisyjne

Badaniu komisyjnemu podlegają następujące zakłócenia:

1. podział krajowego systemu elektroenergetycznego, spowodowany samoczynnymi wyłączeniami elementów sieci,

2. zakłócenia powodujące wyłączenie elektrowni z ruchu,

3. uszkodzenia mające wpływ na statykę budowli hydrotechnicznych,

4. przerwy w dostawie energii elektrycznej odbiorcom o sumarycznym poborze mocy: przekraczającym 5 MW w czasie dłuższym niż 10 minut,

5. zakłócenia, w wyniku których powstały znaczne szkody u odbiorców energii elektrycznej,

6. wielokrotne, różnorodne uszkodzenia urządzeń, liczne samoczynne wyłączenia, brak działania lub nieprawidłowe działanie zabezpieczeń i sieciowej automatyki systemowej,

7. uszkodzenia elementów sieci o napięciu 110 kV i wyższym jeżeli czas likwidacji zakłócenia jest dłuższy niż 48 godzin,

8. wypadnięcia z ruchu urządzeń podstawowych elektrowni oraz uszkodzenia lub zakłócenia w pracy urządzeń elektrycznych o napięciu powyżej 1 kV w elektrowniach i sieciach,

9. zakłócenia spowodowane przez personel eksploatacyjno-ruchowy,

10. zakłócenia mające istotne znaczenie dla oceny jakości urządzeń lub wniesienia reklamacji do dostawców, wykonawców prac inwestycyjnych, remontowych, modernizacyjnych oraz projektantów,

11. inne zakłócenia uznane za szczególnie ważne,

12. zakłócenia, których badanie komisyjne wynika z potrzeb związanych z ubezpieczeniem urządzeń.

4.2. Rejestracja chronologiczna

Rejestracji chronologicznej na arkuszach ewidencyjnych zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych, podlegają wszystkie zakłócenia w pracy urządzeń elektrycznych o napięciu powyżej 1 kV i pozbawienie napięcia szyn 0,4 kV transformatorów SN/0,4 kV (z wyjątkiem cykli automatyki SPZ, które będą włączone do statystyki oddzielnie dla każdego pola za pomocą sporządzanych co kwartał zbiorczych zestawień zakłóceń).

4.3. Rejestracja zbiorcza

Rejestracji zbiorczej odnotowywanej w „zbiorczych zestawieniach zakłóceń” oddzielnie dla każdego pola napowietrznej linii SN - podlegają cykle automatyki SPZ odczytywane po zakończeniu każdego kwartału.

5. ORGANIZACJA BADANIA KOMISYJNEGO

5.1. Powoływanie komisji

Dla przeprowadzenia badania zakłóceń wymienionych w punkcie 4.1. powołuje się komisję, w skład której powinni wchodzić odpowiedni specjaliści. W przypadkach koniecznych należy korzystać z ekspertyz rzeczoznawców. Komisję powołuje kierownik przedsiębiorstwa energetycznego lub jego zastępca. Komisję należy powołać nie później niż w następnym dniu roboczym po wystąpieniu zakłócenia.

5.2. Przebieg badania zakłócenia

Protokół komisyjnego badania zakłócenia dla potrzeb wewnętrznych powinien zawierać kartę badania zakłócenia, której wzór podany jest w załączniku nr 1 oraz podane w załączniku nr 1 punkty, oznaczone literami od „b” do „r”.

Dla potrzeb zewnętrznych powinna być opracowana wersja skrócona protokółu badania zakłócenia (zawierająca co najmniej przebieg zakłócenia, wnioski i środki zapobiegawcze).

5.3. Zarządzenia po zakłóceniach

Komisja badająca zakłócenie przygotowuje projekt zarządzenia pozakłóceniowego, którego celem jest zapobieganie powtarzaniu się podobnych zdarzeń w przyszłości. Każde zadanie w zarządzeniu pozakłóceniowym powinien zawierać: sposób i termin wykonania oraz nazwisko osoby odpowiedzialnej za wykonanie.

6. METODYKA SPORZĄDZANIA DOKUMENTACJI POZAKŁÓCENIOWEJ

Sposób wypełniania dokumentacji pozakłóceniowej, o której mowa w punkcie 2 opisany jest w załącznikach od 1 do 4.

7. GRANICE I PODZIAŁ PODSTAWOWYCH ELEMENTÓW SYSTEMU

Przyjmuje się umownie, że granice między poszczególnymi podstawowymi elementami systemu przebiegają na wyłącznikach, bezpiecznikach i rozłącznikach (patrz rys 1). Praktycznie tak jest przy wyłączeniach realizowanych przez bezpieczniki oraz przy ręcznych awaryjnych otwarciach łączników.

LN TR

SS

Rys. 1. Granice podstawowych elementów systemu na wyłącznikach.

Natomiast przy samoczynnych otwarciach wyłączników przez zabezpieczenia granica między poszczególnymi podstawowymi elementami systemu przebiega na przekładnikach prądowych (patrz rys. 2).

LN TR

SS

Rys. 2. Granice podstawowych elementów systemu na przekładnikach prądowych.

Podstawowy element systemu obejmuje:

1. urządzenie pierwotne główne,

2. współpracujące z nim urządzenia pierwotne rozdzielcze (przekładniki, ograniczniki przepięć, wyłączniki, odłączniki) umieszczone w polach urządzenia pierwotnego głównego,

3. niektóre układy pomocnicze (układy wzbudzenia generatorów, chłodzenia transformatorów,

4. całość urządzeń i obwodów wtórnych związanych z danym urządzeniem pierwotnym głównym (np. linia jako urządzenie pierwotne sięga od bramki do bramki, linia jako podstawowy element systemu sięga od wyłącznika w jednej stacji do wyłącznika w drugiej stacji).

Linia dwutorowa traktowana jest jako dwa osobne podstawowe elementy systemu.

Pojęcie podstawowego elementu systemu określonego jako łącznik szyn odnosi się do pól łączników szyn wyposażonych w wyłącznik i obejmuje urządzenia rozdzielcze w polu łącznika, połączenia oraz obwody wtórne tego pola.

W przypadku zakłócenia występującego na łączniku szyn przyjmuje się, że zakłócenie jest zlokalizowane na łączniku tylko wówczas, jeśli powoduje bezpośrednio jedynie otwarcie wyłącznika w polu łącznika (np. niezgodność położenia biegunów wyłącznika lub błędne działanie urządzeń lub obwodów wtórnych w polu łącznika szyn). Wszystkie zwarcia w polu łącznika szyn traktowane są jako zakłócenia w obrębie szyn.

W przypadku zakłócenia występującego na wyłączniku (wszystko jedno jakiego elementu) przyjmuje się, że jest ono zlokalizowane w obrębie szyn, jeśli zakłócenie to powoduje konieczność wyłączenia systemu szyn (np. zwarcie). W przypadkach innych (np. pracy niepełnofazowej wyłącznika) zakłócenie będzie zlokalizowane w tym elemencie podstawowym systemu, w którego polu wystąpiło zakłócenie.

Elementy podstawowe systemu dzieli się według napięć. W przypadku większości podstawowych elementów systemu napięcie danego elementu podstawowego systemu jest określone przez jego napięcie znamionowe.

W przypadku transformatorów napięcie danego elementu podstawowego jest określone umownie i odpowiada górnemu napięciu danego transformatora.

W przypadku bloków napięcie określone jest też umownie i odpowiada napięciu systemu szyn, na które pracuje dany blok.

Dla bloków pracujących na różne napięcia również napięcie bloku jest określone umownie jako najwyższe z napięć, na które pracuje blok (chyba, że wyłącznik tego napięcia był otwarty przed zakłóceniem).

W przypadku obszarów napięcie też jest określone umownie i odpowiada najwyższemu napięciu elementu, który znalazł się w określonym obszarze.

Urządzenia pierwotne również dzielone są według napięć, przy czym napięcie danego urządzenia określone jest przez jego napięcie znamionowe. Napięcie transformatora jako urządzenia pierwotnego też jest określone umownie i odpowiada górnemu napięciu danego transformatora.

8. KLASYFIKACJA ZAKŁÓCEŃ

Zestawianie zakłóceń wymaga wprowadzenia określonej klasyfikacji. Ogólnie można dokonać wielu podziałów zakłóceń według rozmaitych kryteriów. W instrukcji przyjęto podział zakłóceń według:

1. napięcia systemu, w którym nastąpiło zakłócenie - (w tym przypadku ważne jest miejsce wystąpienia pierwotnego zakłócenia lub zagrożenia), jeżeli zakłócenie wystąpiło poza systemem 220 kV (lub dla spółek nie mających napięcia 220 kV poza systemem 110 kV), a jego efektem było pozbawienie napięcia szyn 220 kV (110 kV), to można przyjąć, że zakłócenie powstało w sieci 220 (110 kV),

2. rodzaju elementu podstawowego, na którym rozpoczęło się zakłócenie,

3. sposobu wyłączenia zakłóceniowego (samoczynne lub operatywne),

4. rodzaju zakłócenia lub zagrożenia:

• zakłócenia powstałe w wyniku uszkodzenia urządzeń pierwotnych (podzielone na zwarcia i inne uszkodzenia),

• zakłócenia bez uszkodzeń urządzeń pierwotnych:

• z powodu wyłączeń prewencyjnych podyktowanych zagrożeniem dla urządzeń pierwotnych (za duży prąd lub temperatura, za wysokie lub za niskie napięcie, za niska częstotliwość, kołysania),

• z powodu uszkodzeń lub błędów w urządzeniach i obwodach wtórnych,

• wyłączenia zakłóceniowe przy zakłóceniu w sieci o napięciu innym niż rozpatrywana lub w innym przedsiębiorstwie energetycznym,

• brak napięcia przy zakłóceniu w sieci o napięciu innym niż rozpatrywana lub w innym przedsiębiorstwie energetycznym,

• z powodu wyłączeń prewencyjnych podyktowanych względami BHP,

• z powodu omyłkowych wyłączeń operatywnych.

Reasumując przewiduje się 20 rodzajów zakłóceń:

1. zakłócenia z uszkodzeniem urządzenia pierwotnego najczęściej likwidowane samoczynnie (zdarzają się rzadkie przypadki braku likwidacji samoczynnej):

• 1E - zwarcie 1-fazowe z ziemią,

• 2E - zwarcie 2-fazowe z ziemią,

• 2F - zwarcie 2-fazowe bez ziemi,

• 3F - zwarcie 3-fazowe z ziemią lub bez ziemi,

• MZ - zwarcie międzyzwojowe (dotyczy transformatorów i generatorów),

• 1W - zwarcie pojedyncze w wirniku generatora,

• 2W - zwarcie podwójne w wirniku generatora,

• ZW - zwarcie, o którego rodzaju brak informacji,

• IN - inne niezwarciowe uszkodzenia urządzeń pierwotnych, które spowodowały wyłączenie samoczynne,

2. zakłócenia bez uszkodzenia urządzenia pierwotnego, najczęściej likwidowane samoczynnie (zdarzają się rzadkie przypadki braku likwidacji samoczynnej):

• IT - wyłączenie samoczynne z powodu przeciążenia lub wzrostu temperatury urządzenia,

• U> - wyłączenie samoczynne z powodu zbyt wysokiego poziomu napięcia lub zbyt wysoki poziom napięcia bez wyłączenia,

• U< - obniżenie napięcia najczęściej bez wyłączeń,

• BU - brak napięcia często z powodu zakłóceń w systemach innych napięć najczęściej bez wyłączeń,

• F< - wyłączenie samoczynne z powodu niedopuszczalnego poziomu częstotliwości,

• PS - wyłączenie samoczynne z powodu zagrożenia lub utraty równowagi,

• IS - wyłączenie samoczynne z powodu zakłóceń w innych sieciach lub urządzeniach innych napięć lub innego właściciela,

• OW - wyłączenie samoczynne spowodowane uszkodzeniami i błędami (także personelu) w urządzeniach oraz obwodach wtórnych (przyczyna wyłączenia nie tkwi w urządzeniach i obwodach pierwotnych, a tylko w urządzeniach i obwodach wtórnych przyporządkowanych elementom podstawowym),

3. zakłócenia z uszkodzeniem urządzenia pierwotnego likwidowane ręcznie:

• RU - wyłączenia ręczne operatywne w trybie awaryjnym spowodowane uszkodzeniami urządzeń pierwotnych,

4. zakłócenia bez uszkodzeń urządzenia pierwotnego likwidowane ręcznie:

• RP - wyłączenie ręczne operatywne o charakterze prewencyjnym w trybie awaryjnym, bez uszkodzeń urządzeń pierwotnych (wyłączenia: wynikające z BHP np.: pożar w pobliżu urządzeń elektroenergetycznych, człowiek na linii; wynikające z nienormalnych warunków pracy np. utrzymujące się przeciążenie bez wyłączenia samoczynnego; a także wynikające z uszkodzenia w systemach niższych napięć stwarzające zagrożenie dla urządzeń),

• RO - wyłączenie ręczne operatywne, omyłkowe.

9. RODZAJE USZKODZEŃ

Dla jednego elementu wyłączonego teoretycznie należy podawać tylko jedną informację o uszkodzeniu, najgroźniejszą, rzutującą na czas naprawy (np. uszkodzeniu słupa linii towarzyszą jeszcze inne uszkodzenia, ale należy podać uszkodzenie słupa, ponieważ jego naprawa może trwać tydzień, a w przypadku zerwania przewodu tak długi czas naprawy budziłby wątpliwości).

Wszystkie możliwe do przewidzenia rodzaje uszkodzeń podzielone są na dwie grupy. Pierwsza grupa obejmuje uszkodzenia którym towarzyszy zwarcie, druga obejmuje uszkodzenia bez zwarcia. Listę dwucyfrowych kodów przedstawiono poniżej. Zwraca się uwagę, że zwarcie przemijające (patrz poz. 12) traktowane jest jako przejściowe uszkodzenie linii.

Zwraca się uwagę, że wiele rodzajów uszkodzeń może być zwarciowych lub bez zwarcia (patrz na poz. 04 do 10 w obu grupach).

Poniżej umieszczono wykazy uszkodzeń, którym nadano odpowiednie kody cyfrowe.

Kody dla rodzajów uszkodzeń urządzeń pierwotnych, którym towarzyszy zwarcie:

01 - uszkodzenie uzwojenia stojana,

02 - uszkodzenie w obwodzie wirnika,

03 - uszkodzenie uzwojeń transformatora,

04 - uszkodzenie przełącznika zaczepów,

05 - uszkodzenie izolatorów wiszących lub odciągowych,

06 - uszkodzenie izolatorów wsporczych lub przepustowych,

07 - wysunięcie, zerwanie lub upalenie przewodu roboczego,

08 - wysunięcie, zerwanie lub upalenie przewodu odgromowego,

09 - uszkodzenie słupa linii,

10 - uszkodzenie mechaniczne konstrukcji urządzenia lub rozdzielni,

11 - eksplozja,

12 - zwarcie przemijające (urządzenie udało się załączyć przez SPZ lub operatywnie),

13 - zarzutka lub załączenie na uziemienie,

14 - uszkodzenie zwarciowe kabla na trasie,

15 - uszkodzenie zwarciowe głowicy lub mufy kabla,

23 - inne uszkodzenie,

24 - brak informacji.

Kody dla rodzajów uszkodzeń urządzeń pierwotnych bez zwarcia:

04 - uszkodzenie przełącznika zaczepów,

05 - uszkodzenie izolatorów wiszących lub odciągowych,

06 - uszkodzenie izolatorów wsporczych lub przepustowych,

07 - wysunięcie lub zerwanie przewodu roboczego,

08 - wysunięcie lub zerwanie przewodu odgromowego,

09 - uszkodzenie słupa linii,

10 - uszkodzenie mechaniczne konstrukcji urządzenia lub rozdzielni,

11 - eksplozja (bez zwarcia),

16 - uszkodzenie w układach wzbudzenia,

17 - wyciek lub obniżenie poziomu oleju,

18 - ulot powietrza,

19 - praca niepełnofazowa wyłącznika,

20 - zawiedzenie wyłącznika,

21 - przerwa w trasie kabla,

22 - pozycja rezerwowa dla uszkodzeń bez zwarcia,

23 - inne uszkodzenie,

24 - brak informacji.

10. PRZYCZYNY USZKODZENIA URZĄDZENIA PIERWOTNEGO

Kody przyczyn uszkodzeń urządzeń pierwotnych:

01 - burza,

02 - wichura,

03 - śnieg, sadź, lód, mróz, mgła,

04 - rosnące lub upadające drzewo,

05 - zanieczyszczenia przemysłowe,

06 - inne przyczyny związane ze środowiskiem (zwierzęta, uszkodzenia przez przedmioty zewnętrzne, pożar, powódź, tąpnięcie lub trzęsienie ziemi),

07 - zwykłe zużycie się urządzenia,

08 - wada materiałowa,

09 - wada konstrukcyjna,

10 - błąd projektowy,

11 - błąd montażowy,

12 - niewłaściwa lub niedbała eksploatacja,

13 - błąd łączeniowy,

14 - kradzież,

15 - osoby postronne (z wyjątkiem kradzieży),

16 - inna przyczyna,

17 - brak informacji o przyczynie uszkodzenia.

Powinna być wybrana najważniejsza przyczyna, np. uszkodzenie słupa podczas burzy i wiatru wynika z wiatru. Zerwanie przewodu odgromowego przy wielkiej sadzi w jednym przęśle nowej linii może dowodzić błędu projektowego, ale jeśli sadź była niespotykanie wielka to projektant nie mógł jej przewidzieć, powinno się podać informację, że zerwanie przewodu nastąpiło z powodu sadzi.

11. WYKORZYSTANIE ARKUSZY EWIDENCYJNYCH ZAKŁÓCEŃ, WYŁĄCZEŃ ZAKŁÓCENIOWYCH I USZKODZEŃ URZĄDZEŃ PIERWOTNYCH ORAZ ZBIORCZYCH ZESTAWIEŃ ZAKŁÓCEŃ

Zaprojektowano arkusze ewidencyjne zakłóceń (załącznik 2) oraz wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych, które mogą wystąpić na podstawowych elementach systemu elektroenergetycznego (załącznik 3) oraz zbiorcze zestawienie zakłóceń na podstawie odczytów z liczników cykli automatyki SPZ (załącznik 4). Na podstawie przeszukiwania powyższych zbiorów można sporządzać dowolne zestawienia doraźne oraz zaplanowane zestawienia okresowe, pozwalające analizować działalność przedsiębiorstwa w różnych aspektach. System analizy zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych oraz uszkodzeń i zbiorczych zestawień zakłóceń, ma dać między innymi odpowiedź na pytanie o jakość sieci w rozpatrywanym obszarze i jakość zasilania tej sieci.

Poniżej przedstawiono kilka przykładów zaplanowanych zestawień statystycznych

Dla zakłóceń oddzielnie dla każdego napięcia według klasyfikacji zakłóceń z rozdziału 8:

1. ogólne zestawienie zakłóceń w sieci,

2. zestawienie zakłóceń związanych z uszkodzeniami urządzeń pierwotnych dla podstawowych elementów systemu,

3. zestawienie zakłóceń bez uszkodzeń urządzeń pierwotnych dla podstawowych elementów systemu,

4. wskaźniki częstości występowania zwarć na podstawowych elementach systemu (do obliczeń potrzebne są liczby poszczególnych podstawowych elementów systemu, oddzielnie na każdym napięciu).

Dla wyłączeń zakłóceniowych oddzielnie dla każdego napięcia i podstawowego elementu systemu:

5. wskaźniki częstości wyłączeń zakłóceniowych podstawowych elementów systemu (do obliczeń potrzebne są liczby poszczególnych podstawowych elementów systemu, oddzielnie na każdym napięciu),

6. zestawienie zakłóceniowych wyłączeń podstawowych elementów systemu pod względem czasu trwania wyłączeń.

Dla uszkodzeń urządzeń pierwotnych oddzielnie dla każdego napięcia według rozdziałów 9 i 10:

7. zestawienie uszkodzeń urządzeń pierwotnych, którym towarzyszyło zwarcie,

8. zestawienie uszkodzeń urządzeń pierwotnych, którym nie towarzyszyło zwarcie,

9. zestawienie przyczyn uszkodzeń urządzeń pierwotnych.

Przykłady zestawień statystycznych pokazane są w przykładzie w Załączniku 5.

12. LITERATURA

[1] Instrukcja badania zakłóceń w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych, MGiE, Warszawa 1987r., wydanie siódme zmienione.

[2] „CEGB Supergrid fault statistics. Annual report 1985-1986”, Central Electricity Generating Board, Operations Department, 6.1987.

[3] J. Kurek, K. Przedmojska „Statystyka awaryjności w krajowym systemie elektroenergetycznym 220-750 kV za lata 1986-1990”, IEn na zlecenie PSE SA, lipiec 1992r.

[4] J. Kurek, K. Przedmojska “The report in English (for the requirements of cooperation with UCPTE) of the short version of fault statistics in Polish 220-750 kV system in 1986-90 with the conclusions following from these statistics”, IEn na zlecenie PSE SA, kwiecień 1993r.

[5] J. Bargiel, Wiesław Goc „Nowelizacja statystyki zakłóceń w sieciach elektroenergetycznych wysokiego napięcia”, Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej, 1994r.

ZAŁĄCZNIK 1 - PROTOKÓŁ BADANIA KOMISYJNEGO

Protokół komisyjnego badania zakłócenia dla potrzeb wewnętrznych powinien zawierać:

1. kartę badania zakłócenia (według wzoru nr 1 na następnej stronie),

2. skład komisji,

3. opis warunków pracy urządzeń przed zakłóceniem,

4. opis przebiegu zakłócenia,

5. ocenę postępowania obsługi oraz sposobu likwidacji zakłócenia,

6. koszt likwidacji zakłócenia,

7. ocenę działania zabezpieczeń, blokad i automatyki,

8. opis niedociągnięć eksploatacji ujawnionych w związku z zakłóceniem (jeżeli wystąpiły),

9. opis wad urządzeń, projektowych, montażowych, badań odbiorczych,

10. wnioski i środki zapobiegawcze w zakresie urządzeń, projektów, montażu, badań odbiorczych i eksploatacji,

11. wykaz załączonych dokumentów,

12. datę, podpisy członków i przewodniczącego oraz akceptację osoby powołującej Komisję.

Do protokółu należy w miarę potrzeby dołączyć następujące dokumenty:

1. oświadczenia obsługi,

2. kartę zadziałania zabezpieczeń i automatyki,

3. wyniki rejestracji zakłócenia wraz z dokładnym opisem wielkości rejestrowanych oraz czasów,

4. wyniki analiz i ekspertyz,

5. rysunki, schematy, fotografie, itp.

Protokół należy sporządzić dla członków komisji oraz wydziałów mających realizować wnioski komisji.

Wzór nr 1

Nazwa jednostki organizacyjnej
Karta badania zakłócenia
z dnia ............................. w .............................
Miejsce powstania zakłócenia (obiekt, urządzenia):
Charakterystyka urządzeń biorących udział w zakłóceniu / uszkodzeniu / niedotrzymaniu parametrów:
Przyczyny zakłócenia:
Czas trwania zakłócenia:
od:		do:				razem:
Czas trwania remontu:
od:		do:				razem:
Koszt remontu (w tys. zł):
Niedostarczona energia (w MWh):
Podpis Kierownika Zakładu

ZAŁĄCZNIK 2 - ARKUSZ EWIDENCYJNY ZAKŁÓCEŃ

Wzór nr 2 Arkusz ewidencyjny zakłóceń

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
nr zakłócenia	data zakłócenia	godz. zakłócenia	U zakłócenia	elem. podst. zakł.	znacznik elem. podst.	moc lub typ SPZ	lokalizacja-1 węz.	napięcie 1. węzła	lokalizacja-2 węz.	napięcie 2. węzła	lokalizacja-3 węz.	napięcie 1. węzła	typ zakłócenia	ograniczenie mocy	ograniczenie energii	czas ograniczenia	odszkodowanie	moc wył. przez SCO	min. częstotliwość	liczba wył. elementów

Zakłada się zbiór z rokiem w nazwie.

Nr kolumny:

1. Numer zakłócenia, np. 9999.

2. Data zakłócenia: miesiąc, dzień, np. 0131.

3. Czas wystąpienia zakłócenia (godzina, minuty), np. 1458.

4. Napięcie, na którym wystąpiło zakłócenie, zgodnie z poz.9 (uszkodzenie TR 110/15 kV jest umownie uszkodzeniem na jego górnym napięciu, ale uszkodzenie ogranicznika przepięć w polu 15 kV TR jest zakłóceniem na 15 kV).

5. Rodzaj podstawowego elementu systemu, na którym wystąpiło zakłócenie, np. TR, BL, LN.

6. Znacznik podstawowego elementu systemu, jego numer, np. 01, 12.

7. Moc dla GE i BL w MW, dla TR w MVA), 9999.9; w tej samej pozycji dla LN informacja o działaniu SPZ na obu końcach linii, podawać tylko gdy było zwarcie:

1. przynajmniej z jednej strony linii był cykl WZW,

2. na wszystkich końcach linii odbył się cykl WZ,

3. na jednym końcu linii odbył się cykl WZ, na drugim było wyłączenie definitywne.

8. Nazwa węzła 1.

9. Napięcie węzła 1.

10. Nazwa węzła 2.

11. Napięcie węzła 2.

12. Nazwa węzła 3.

13. Napięcie węzła 3.

Powyższe ostatnie 6 danych zgodnie z opisami „Lokalizacja elementu podstawowego” 5 znaków oraz „napięcie węzła” 2 znaki.

„Lokalizacja elementu podstawowego” jest określana przez podanie: jednej, dwóch lub trzech nazw węzłów, do których jest przyłączony element podstawowy, po którym następuje wartość napięcia danego węzła. Nazwy węzłów 110-750 kV to 4-znakowe kody nazw rozdzielni według KDM, np. 1PLO, dla stacji SN/SN ich numery, np.10584.

Liczba węzłów: jeden dla systemu szyn, pola łącznika szyn, dławika, kondensatora, GE i BL (tu wyjątkowo może być 2), dwa dla linii przesyłowych, transformatorów 2-uzwojeniowych lub 3-trójuzwojeniowych z niewykorzystanym trzecim uzwojeniem, trzy dla linii pracujących w układzie gwiazdy oraz dla transformatorów 3-uzwojeniowych.

„Napięcie węzła”. Dla zapisania informacji o poziomie napięcia rozdzielni należy przyjąć następujące symbole: 1-110 kV, 2-220 kV, 4-400 kV, 7-750 kV, 04-0.4 kV, 06-6 kV, 10-10 kV, 15-15 kV, 20-20 kV, 30-30 kV.

14. Typ zakłócenia 2 znaki według rozdziału 7.

W przypadku wystąpienia podczas danej awarii ograniczeń w dostawie energii w kolejne pola należy wpisać:

15. Maksymalną moc ograniczeń w MW, 9999.9,

16. Ilość niedostarczonej energii w MWh, 9999.9.

17. Czas występowania ograniczeń w minutach, 99999.

18. Sumę odszkodowań wypłacanych za niedostarczoną energię w tys. złotych.

W przypadku wystąpienia działania SCO należy wpisać:

19. Wartość mocy (w MW) wyłączonej przez urządzenia SCO, 9999.9,

20. Minimalną częstotliwość (w Hz), jaka wystąpiła podczas awarii 99.99.

21. Dla każdego zakłócenia należy wpisać ilość wyłączeń podstawowych elementów systemu podczas danej awarii-2 znaki (przy jednym zakłóceniu najczęściej jest wyłączany jeden podstawowy element systemu, może jednak być ich kilka a nawet kilkanaście).

ZAŁĄCZNIK 3 - ARKUSZ EWIDENCYJNY WYŁĄCZEŃ ZAKŁÓCENIOWYCH I USZKODZEŃ URZĄDZEŃ PIERWOTNYCH

Wzór nr 3 Arkusz ewidencyjny wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
nr zakłócenia	nr wył. w zakł.	data wyłączenia	godz. wyłączenia	data załączenia	godz. załączenia	wyłączony elem. podst.	znacznik elem. .pods.	lokalizacja-1.wę-zła	napięcie 1 węzła	lokalizacja-2 .węzła	napięcie 2 węzła	lokalizacja-3 .węzła	napięcie 3 węzła	krót. nazwa funk. zab.	lokalizacja-1. węzła	rodz. uszk. urządzenia	typ fabr. uszk. urz.	rok prod. uszk. urz.	uszk. zwar? t/n	rodzaj uszkodzenia	przyczyna uszkodzenia	koszt naprawy

Zakłada się zbiór z rokiem w nazwie.

Nr kolumny:

1. Numer zakłócenia, np. 9999.

2. Numer wyłączenia w danym zakłóceniu (2 znaki).

3. Data wyłączenia (przy jednym zakłóceniu może być kilka łączeń próbnych).

4. Czas wyłączenia (godzina i minuty) uwaga jak wyżej.

5. Data załączenia-każdy wyłączony awaryjnie element może być załączony w innym czasie.

6. Czas załączenia, (uwaga jak wyżej).

7. Rodzaj wyłączonego podstawowego elementu systemu, np. BL, TR, LN.

8. Znacznik wyłączonego podstawowego elementu systemu, np. 01,12.

9. Nazwa węzła 1.

10. Napięcie węzła 1.

11. Nazwa węzła 2.

12. Napięcie węzła 2.

13. Nazwa węzła 3.

14. Napięcie węzła 3.

Powyższe ostatnie 6 danych zgodnie z opisami „Lokalizacja elementu podstawowego” 5 znaków oraz „napięcie węzła” 2 znaki.

15. Informacja o zabezpieczeniu, które wysłało impuls na wyłączenie (skrót nazwy funkcji).

16. Ocena prawidłowości wyłączenia: pr - prawidłowe, zb - zbędne, br - brakujące, op - opóźnione.

17. Rodzaj uszkodzonego urządzenia pierwotnego, 2 znaki.

18. Typ uszkodzonego urządzenia pierwotnego (nazwa typu), 6 znaków.

19. Rok produkcji uszkodzonego urządzenia pierwotnego, 4 znaki.

20. Informacja czy uszkodzeniu towarzyszyło zwarcie t/n.

21. Rodzaj uszkodzenia urządzenia pierwotnego według rozdziału 10, 2 znaki.

22. Przyczyna uszkodzenia urządzenia pierwotnego według rozdziału 11, 2 znaki.

23. Koszt naprawy (ewentualnie wymiany) urządzenia pierwotnego wpisać w tys. zł.

ZAŁĄCZNIK 4 - ZBIORCZE ZESTAWIENIE ZAKŁÓCEŃ Z LICZNIKÓW CYKLI SPZ NAPOWIETRZNYCH LINII SN

Wzór 4 Zbiorcze zestawienie zakłóceń

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
podstaw. element systemu LN	znacznik elementu podstawo-wego	napięcie elementu podstawo- wego	Nazwa stacji	Numer pola rozdzielni SN	Nazwa węzła 2 lub nazwa linii	Liczba WZ w okresie obrachun-kowym	Liczba WZW w okresie obrachun-kowym	Liczba WZWZ w okresie obrachun-kowym	Liczba WZWZW w okresie obrachun-kowym	data początku zliczania	data końca zliczania

Zakłada się zbiór z rokiem w nazwie.

Nr kolumny:

1. Rodzaj uszkodzonego urządzenia pierwotnego: LN.

2. Znacznik wyłączonego podstawowego elementu systemu, puste miejsce, 01, 02 (nr toru).

3. Napięcie elementu podstawowego.

4. Nazwa stacji.

5. Numer pola rozdzielni SN.

6. Nazwa węzła 2. lub nazwa linii.

7. Liczba cykli WZ w okresie obrachunkowym.

8. Liczba cykli WZW w okresie obrachunkowym.

9. Liczba cykli WZWZ w okresie obrachunkowym.

10. Liczba cykli WZWZW w okresie obrachunkowym.

11. Data początku okresu sprawozdawczego.

12. Data końca okresu sprawozdawczego.

ZAŁĄCZNIK 5 - PRZYKŁAD ANALIZY 10 ZAKŁÓCEŃ (utworzenie zbiorów zakłóceń, wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń, przykład zestawień statystycznych).

W sieci 110 i 15 kV części rejonu energetycznego (rys. 1) zdarzyło się w ciągu roku: 10 zakłóceń, 20 wyłączeń zakłóceniowych, 4 uszkodzenia.

110 kV TU 01 15 kV 8 km st. 1211

BAC 20 km BEN TR 01

7 km st. 1212

2 x 16 MVA 5 km st. 1213

BIR 30 km TR 02 SP 10 km

st. 1214

10 km st.1215

TU02 10 km

st. fabryki X

SS02 (szyny obcego właściciela)

W sieci pracuje: 50 km LN 110 kV, 1 SS 110 kV, 2 TR 110/15 kV, 1 SP 15 kV

40 km LN 15 kV, 7 SS 15 kV, 2 TU 15/0,4 kV

10 km LK 15 kV, dane te potrzebne są do obliczeń, np. średnich czasów wyłączeń

Przebieg zakłóceń był następujący:

1. zwarcie przemijające (12) fazy z ziemią na linii 110 kV BAC-BEN zlikwidowane w cyklu WZ w czasie burzy (01),

1. dodatkowo zbędnie wyłączyła się linia BIR-BEN (zab. odległościowe) oraz TR01 i TR02 (zab. różnicowe),

2. zwarcie 2 faz z ziemią na linii 110 kV BIR-BEN wyłączone w cyklu WZW naprawiane 24 godziny, złamany słup (09) w czasie wiatru (02),

3. sam. wyłączenie TR01 110/15 w BEN z powodu mechanicznego (bez zwarcia) uszkodzenia przełącznika zaczepów (04) z zużycia się (07),

4. awaryjne ręczne wyłączenie linii 110kV BAC-BEN z powodu zerwania przewodu, który zawisł 3 m nad polną drogą (usiłowanie kradzieży-14),

5. samoczynne wyłączenie TR02 110/15 w BEN z powodu wzrostu temperatury oleju,

6. samoczynne wyłączenie linii 110 kV BAC-BEN i BEN-BIR z powodu kołysań,

7. samoczynne wyłączenie linii 15 kV BEN-X z powodu zwarcia nie wyłączonego w stacji fabrycznej,

8. zbędne działanie ULRW R110 kV BEN, wyłączone 4 elementy podstawowe systemu,

9. zbędne działanie zabezpieczenia szyn SS01 R15 kV BEN, wyłączone 2 elementy podstawowe systemu,

10. awaryjne ręczne wyłączenie linii 15 kV BAC-1215 z powodu człowieka wspinającego się na słup.

Dla 10 zakłóceń przygotowano następujący opis

Tabela Z1.1. Arkusz ewidencyjny zakłóceń

nr kol.	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
nr zakłócenia	data zakłócenia	godz. zakłócenia	U zakłócenia	element podst. z zakł.	znacznik elem. podst.	moc lub typ SPZ	lokalizacja-1 węzła	napięcie 1. węzła	lokalizacja-2 węzła	napięcie 2. węzła	lokalizacja-3 węz.	napięcie 1. węzła	typ zakłócenia	ograniczenie mocy	ograniczenie energii	czas ograniczenia	odszkodowanie	moc wył. przez SCO	min. częstotliwość	liczba wyłącz. elememtów
1	0131	0715	1	LN	-	2	BAC	1	BEN	1	-	-	1E	20	40	120	-	-	-	4
2	0228	0815	1	LN	-	1	BIR	1	BEN	1	-	-	2E	-	-	-	-	-	-	1
3	0331	0915	1	TR	01	16	BEN	1	BEN	15	-	-	IN	-	-	-	-	-	-	1
4	0430	1015	1	LN	-	-	BAC	1	BEN	1	-	-	RU	-	-	-	-	-	-	1
5	0531	1115	1	TR	02	16	BEN	1	BEN	15	-	-	IT	-	-	-	-	-	-	1
6	0630	1215	1	LN	-	-	BAC	1	BEN	1	-	-	PS	-	-	-	-	-	-	2
7	0731	1315	15	LK	-	-	BEN	15	X	15	-	-	IS	-	-	-	-	-	-	1
8	0831	1415	1	SS	-	-	BEN	1	-	-	-	-	OW	20	10	30	-	-	-	5
9	0930	1515	15	SS	01	-	BEN	15	-	-	-	-	OW	5	2,5	30	-	-	-	3
10	1031	1615	15	LN	-	-	BAC	15	1215	15	-	-	RP	-	-	-	-	-	-	1

razem elementów wyłączonych 20

Dla 20 wyłączeń zakłóceniowych przygotowano następujący opis:

Tabela Z1.2. Arkusz ewidencyjny wyłączeń zakłóceniowych i uszkodzeń urządzeń pierwotnych

nr kol.	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
nr zakłócenia	nr wyłącz. w zakłóc.	data wyłączenia	godz. wyłączenia	data załączenia	godz. załączenia	elem. podst. wyłacz.	znacznik elem. podst.	lokalizacja1 węz.	napięcie 1. węzła	lokalizacja2 węz.	napięcie 2. węzła	lokalizacja3 węz.	napięcie 3. węzła	skrót nazwy fun. zabezp.	ocena wyłącz. pr,zb,br
1	1 2 3 4	0131 0131 0131 0131	0715 0715 0715 0715	0131 0131 0131 0131	0715 0815 0915 0915	LN LN TR TR	- - 01 02	BAC BIR BEN BEN	1 1 1 1	BEN BEN BEN BEN	1 1 15 15	- - - -	- - - -	odl odl rozn rozn	pr zb zb zb
2	1	0228	0815	0301	0815	LN	-	BIR	1	BEN	1	-	-	odl	pr
3	1	0331	0915	0401	0915	TR	01	BEN	1	BEN	15	-	-	gaz.prz	pr
4	1	0430	1015	0430	1415	LN	-	BAC	1	BEN	1	-	-	ręcznie	pr
5	1	0531	1115	0531	1215	TR	02	BEN	1	BEN	15	-	-	temp	pr
6	1 2	0630 0630	1215 1215	0630 0630	1315 1315	LN LN	- -	BAC BIR	1 1	BEN BEN	1 1	- -	- -	odl odl	pr pr
7	1	0731	1315	0731	1415	LK	-	BEN	15	X	1	-	-	I>	pr
8	1 2 3 4 5	0831 0831 0831 0831 0831	1415 1415 1415 1415 1415	0831 0831 0831 0831 0831	1445 1445 1445 1445 1445	SS LN LN TR TR	- - - 01 02	BEN BIR BAC BEN BEN	1 1 1 1 1	- BEN BEN BEN BEN	- 1 1 15 15	- - - - -	- - - - -	ulrw ulrw ulrw ulrw ulrw	zb zb zb zb zb
9	1 2 3	0930 0930 0930	1515 1515 1515	0930 0930 0930	1545 1545 1545	SS TR SP	01 01 -	BEN BEN BEN	15 1 15	- BEN -	- 15 -	- - -	- - -	z. szyn z. szyn z. szyn	zb zb zb
10	1	1031	1615	1031	1715	LN	-	BEN	15	1215	15	-	-	ręcznie	pr

Kolumny 17 do 23 tabeli Z1.2 są na następnej stronie

4 uszkodzenia znajdują się w kolumnach 17 do 23 w wierszach 1 do 4 tej samej tabeli Z1.2. (wiersze 5 do 20 w kol. 17 do 23 są puste)

17	18	19	20	21	22	23
rodz. uszk. urządz.	typ f. uszk. urz.	rok produkcji	uszk. zwar. t / n	rodz. uszk.urz.	przyczyna uszkodz.	koszt naprawy
LN	izolP	1985	t	12*)	01**)	-
LN	sl.A2	1990	t	09*)	02**)	-
TR	Tonr	1992	n	04*)	07**)	-
LN	fl120	1995	n	07*)	14**)	-

Tabela Z1.3. *) Rodzaje uszkodzeń urządzeń pierwotnych i **)przyczyny uszkodzeń

Rodzaje uszkodzeń urządz.pierw.ze zwarciem	Rodzaje uszkodzeń urządz. pierw. bez zwarcia	Przyczyny uszkodzeń urządzeń pierwotnych
01-uszkodzenie uzwojenia stojana 02-uszkodzenie w obwodzie wirnika 03-uszkodzenie uzwojeń transformatora 04-uszkodzenie przełącznika zaczepów 05-uszkodzenie izolatorów wiszących/odciąg. 06-uszkodzenie izolatorów wspor./ przepust. 07-wysunięcie/zerwanie/upalenie przew.robocz 08-wysunięcie/zerwanie/upalenie przew.odgr. 09-uszkodzenie słupa linii 10-uszkodzenie mech.konstrukcji urządz./rozdz 11-eksplozja 12-zwarcie przemijające,załaczono bez napraw 13-zarzutka lub załączenie na uziemienie 14-uszkodzenie zwarciowe kabla na trasie 15-uszkodzenie zwarc.mufy lub głowicy kabla 23-inne uszkodzenie 24-brak informacji	04-uszkodzenie przełącznika zaczepów 05-uszkodzenie izolatorów wiszących/ odciąg. 06-uszkodzenie izolatorów wspor./przepust. 07-wysunięcie/zerwanie przewodu roboczego 08-wysunięcie/zerwanie przewodu odgromow. 09-uszkodzenie słupa linii 10-uszkodzenie mech.konstrukcji urządz./rozdz 11-eksplozja (bez zwarcia) 16-uszkodzenie w układach wzbudzenia 17-wyciek lub obniżenie poziomu oleju 18-ulot powietrza 19-praca niepełnofazowa wyłącznika 20-zawiedzenie wyłącznika/bezpiecznika 21-przerwa w trasie kabla (bez zwarcia) 22-pozycja rezerwowa dla uszkodzeń bez zwar 23-inne uszkodzenie 24-brak informacji	01-burza, 02-wichura, 03-snieg, sadź, lód, mróz, mgła, 04-rosnące lub upadające drzewo, 05-zanieczyszczenia przemysłowe, 06-inne przyczyny związane ze środowiskiem (zwierzęta, przedm.zewn., pożar, powódź) 07-zwykłe zużycie się urządzenia 08-wada materiałowa 09-wada konstrukcyjna 10-błąd projektowy 11-błąd montażowy 12-niewłaściwa/niedbała eksploatacja 13-błąd łączeniowy 14-kradzież 15-osoby postronne (z wyjątkiem kradzieży) 16-inna przyczyna 17-brak informacji o przyczynie uszkodzenia.

Wyniki systemu badania zakłóceń składają się z okresowych zestawień statystycznych według przygotowanych wzorów (przykł.1-8) oraz z zaplanowanych doraźnie wydruków przeszukiwań zbiorów.

D l a z a k ł ó c e ń

1 Ogólne zestawienie zakłóceń w sieci w 2001r. dla każdego napięcia według klasyfikacji zakłóceń opisanej w rozdziale 3

Napięcie sieci [kV]	Klasyfikacja zakłóceń							Razem
		Przyczyny zakłóceń w urządzeniach pierwotnych				Przyczyny zakłóceń poza urządzeniami pierw.
		Zakłócenia z uszkodzeniami			Zakłócenia bez uszkodzeń
		Samoczynne wyłączenia		Ręczne wył.	Samoczynne wyłączenia			Ręczne wył.
-	Zwarcia	Inne	prewencyjne	prewencyjne	bł. w obw. wt.	zakł.u in.właś.	prewencyje
110	2	1	1	2	1	-	-	7
15	-	-	-	-	1	1	1	3
Suma	2	1	1	2	2	1	1	10

2. Zestawienie zakłóceń w 2001 roku związanych z uszkodzeniami urządzeń pierwotnych dla podstawowych elementów systemu

Napięcie sieci [kV]

Podstaw. element systemu

Uszkodzenia urządzeń i instalacji pierwotnych 110 - 15 kV likwidowane samoczynnie

Awaryjne wyłącz. prewenc.

Zwarcia

Inne uszkodzen

1F z ziem.

2F z ziem.

2F

3F

międzyzw.

w uz.wzb.

brak inf.

Σ zwarć

110

LN

1

1

2

1

110

LK

110

TR

1

110

SS

110

SP

15

LN

15

LK

15

TR

15

TU

15

SS

15

SP

15

BL

3. Zestawienie zakłóceń w 2001 roku bez uszkodzeń urządzeń pierwotnych dla podstawowych elementów systemu

Napięcie sieci [kV]	Podstaw. element systemu	Zakłócenia likwidowane samoczynnie								Awaryjne wyłącz. ręczne
				Rodzaj zagrożenia						Błędy, uszk. w obwod. Wt	Zakłócenie u innego właśc.	Pomyłkowe	Prewencyjne
				IT	U>	U<	BU	F<	kołysania
110	LN						1
110	LK
110	TR	1
110	SS							1
110	SP
15	LN								1		1
15	LK
15	TR
15	TU
15	SS							1
15	SP
15	BL

4. Wskaźniki częstości występowania w 2001 roku zwarć na podstawowych elementach systemu (do obliczeń potrzebne są liczby poszczególnych podstawowych elementów systemu, oddzielnie na każdym napięciu)

Podstawowy element systemu	Napięcie sieci [kV]
		110			15
		l. elem / dług.linii	liczba zwarć	częstość zwarć	licz.elem /dług.linii	liczba zwarć	częstość zwarć
LN	50 (km)	2	0,04	40 (km)
LK	0 (0)			10 (km)
TR	2 (sztuk)			5 (15/0,4) (sztuk)
TU	0 (sztuk)			2 (sztuk)
SS	1 (sztuk)			7 (sztuk)
SP	0 (sztuk)			1 (sztuk)

D l a w y ł ą c z e ń z a k ł ó c e n i o w y c h

5. Wskaźniki częstości wyłączeń zakłóceniowych w 2001 roku podstawowych elementów systemu

Podstawowy element systemu	Napięcie sieci [kV]
		110			15
		licz. elem/dług.linii	liczba wyłącz.zakł.	częstość wył.zakł.	licz.elem/dług.linii	liczba wyłącz.zakł.	częstość wył.zakł.
LN	50 (km)	8	0,16	40 (km)	1	0,025
LK	0 (km)			10 (km)	1	0,10
TR	2 (sztuki)	7	3,5	5 (15/0,4) (sztuk)
TU	0 (sztuk)			2 (sztuki)
SS	1 (sztuka)	1	1,00	7 (sztuk)	1	0,143
SP	0 (sztuk)			1 (sztuka)	1	1,00

6. Zestawienie zakłóceniowych wyłączeń podstawowych elementów systemu w 2001 roku pod względem czasu trwania wyłączeń

Napięcie sieci [kV]	Podstaw. element systemu	Liczba i czas przerw						Całkowita liczba przerw	Całkowity czas przerw*)	Średni**) czas przerw
				0<t≤1 min.	1<t≤10 min	10<t≤60 min	1<t≤24godz				t>24 godz.	Brak inf.o t
110	LN	1		5	2			8	32:00	4,57 godz.
110	LK
110	TR			4	3			7	30:30	4,36 godz.
110	TU
110	SS			1				1	0:30	0,50 godz.
110	SP
15	LN			1				1	0:30	0,50 godz.
15	LK			1				1	1:00	1,00 godz.
15	TR
15	TU
15	SS			1				1	0:30	0,30 godz.
15	SP			1				1	0:30	0,30 godz.

*) czas godziny:minuty

**) wartości średnie obliczono bez uwzględniania wyłączeń na czas krótszy od 1 minuty (udany SPZ lub załączenie ręczne) oraz bez wyłączeń, dla których brak było informacji o czasie załączenia (kolumny „0<t≤1'” oraz „Brak inf. o t”)

D l a u s z k o d z e ń

7. Zestawienie zaistniałych w 2001 roku uszkodzeń urządzeń pierwotnych, którym towarzyszyło zwarcie

U [kV]	Usz. urz.	Rodzaj uszkodzenia urządzenia pierwotnego, któremu towarzyszyło zwarcie
				01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12	13	14	15	23	24
110	LN									1			1
110	TR

Rodzaje uszkodzeń urządzeń pierwotnych ze zwarciem
01-uszkodzenie uzwojenia stojana 02-uszkodzenie w obwodzie wirnika 03-uszkodzenie uzwojeń transformatora 04-uszkodzenie przełącznika zaczepów 05-uszkodzenie izolatorów wiszących/odciąg. 06-uszkodzenie izolatorów wsporczych/ przepustowych 07-wysunięcie/zerwanie/upalenie przewodu roboczego 08-wysunięcie/zerwanie/upalenie przewodu odgromowego 09-uszkodzenie słupa linii	10-uszkodzenie mechaniczne konstrukcji urządzenia lub rozdzielni 11-eksplozja 12-zwarcie przemijające- załączono bez napraw 13-zarzutka lub załączenie na uziemienie 14-uszkodzenie zwarciowe kabla na trasie 15-uszkodzenie zwarciowe mufy lub głowicy kabla 23-inne uszkodzenie 24-brak informacji

8. Zestawienie zaistniałych w 2001 roku uszkodzeń urządzeń pierwotnych, którym nie towarzyszyło zwarcie

U [kV]	Usz. urz.	Rodzaj uszkodzenia, któremu nie towarzyszyło zwarcie
				04	05	06	07	08	09	10	11	16	17	18	19	20	21	22	23	24
110	LN	1
110	TR				1

Rodzaje uszkodzeń urządzeń pierwotnych bez zwarcia
04-uszkodzenie przełącznika zaczepów 05-uszkodzenie izolatorów wiszących/ odciągowych 06-uszkodzenie izolatorów wsporczych i przepustowych 07-wysunięcie/zerwanie przewodów roboczych 08-wysunięcie/zerwanie przewodów odgromowych 09-uszkodzenie słupa linii 10-uszkodzenie mechaniczne .konstrukcji urządzenia lub rozdzielni 11-eksplozja (bez zwarcia) 16-uszkodzenie w układach wzbudzenia	17-wyciek lub obniżenie poziomu oleju 18-ulot powietrza 19-praca niepełnofazowa wyłącznika 20-zawiedzenie wyłącznika/bezpiecznika 21-przerwa w trasie kabla (bez zwarcia) 22-pozycja rezerwowa dla uszkodzeń bez zwarcia 23-inne uszkodzenie 24-brak informacji

9. Zestawienie przyczyn uszkodzeń urządzeń pierwotnych w 2001 roku

U [kV]	Usz. urz.	Przyczyny uszkodzeń urządzeń pierwotnych
				01	02	03	04	05	06	07	08	09	10	11	12	13	14	15	16	17
110	LN	1	1												1
110	TR							1

Przyczyny uszkodzeń urządzeń pierwotnych
01-burza 02-wichura 03-snieg, sadź, lód, mróz, mgła 04-rosnące lub upadające drzewo 05-zanieczyszczenia przemysłowe 06-inne przyczyny związane ze środowiskiem (zwierzęta, przedmioty zewnętrzne, pożar, powódź) 07-zwykłe zużycie się urządzenia 08-wada materiałowa	09-wada konstrukcyjna 10-błąd projektowy 11-błąd montażowy 12-niewłaściwa/niedbała eksploatacja 13-błąd łączeniowy 14-kradzież 15-osoby postronne (z wyjątkiem kradzieży) 16-inna przyczyna 17-brak informacji o przyczynie uszkodzenia

Dla porównania podaje się arkusz ewidencyjny zakłóceń urządzeń elektroenergetycznych według instrukcji [1]

Uwaga: w kilku kolumnach użyto kodów literowych, zamiast numerów (których nie było), dodatkowo w kolumnie 2 dostawiono do numeru obiektu nazwę podstawowego elementu systemu.

Lp.	Obiekt	Numer obiektu	Urządzenie	U [kV]	Wielkość charakt.	Wytwórca	Rok produkcji	Rodzaj urządz. lub elementu	Liczba uszko. elem.	Przyczyna zakłócenia	data/godz. zakłócenia	data/godz. zasilenia odb.	data/godz. likwidacji zakłócenia	Niedostar. energia [MWh]	Koszt naprawy	Nr zakłóc. towarz.
01	7-ln	bac-ben	00	110	185	elbud	1988	00	0	03/1	0131/715	0	0131/715	0	0	00
02	7-ln	bir-ben	00	110	185	elbud	1982	00	0	str. wydł.	0131/715	0	0131/715	0	0	01
03	9-tr	ben-ben	33	110	16 mva	elta	1987	00	0	06/9	0131/715	0131/915	0131/915	40	0	01
04	9-tr	ben-ben	33	110	16 mva	elta	1984	00	0	06/9	0131/715	0131/915	0131/915	0	0	01
05	7-ln	bir-ben	00	110	185	elbud	1982	01 słup	1	03/2	0228/815	0	0301/815	0	0	00
06	9-tr	ben-ben	33	110	16	elta	1987	17 prz.za.	1	04/1	0331/915	0	0401/915	0	0	00
07	7-ln	bac-ben	02	110	185	elbud	1988	00	1	05/6	430/1015	0	430/1415	0	0	00
08	9-tr	ben-ben	33	110	16 mva	elta	1987	00	0	06/8 inne	531/1115	0	531/1215	0	0	00
09	7-ln	bac-ben	00	110	185	elbud	1988	00	0	06/8 inne	630/1215	0	639/1315	0	0	00
10	7-ln	bir-ben	00	110	185	elbud	1982	00	0	06/8 inne	630/1215	0	630/1315	0	0	09
11	8-lk	ben-x	00	15	120	bydg.f.	1990	00	0	06/1 odb.	731/1315	0	731/1415	0	0	00
12	9-ss	ben	32 eaz	110	-	elbud	1982	00	1	06/5 i urz	831/1415	831/1445	831/1445	10,0	0	00
13	7-ln	bir-ben	32 eaz	110	185	elbud	1982	00	1	06/5 i urz	831/1415	831/1445	831/1445	0	0	12
14	7-ln	bac-ben	32 eaz	110	185	elbud	1988	00	1	06/5 i urz	831/1415	831/1445	831/1445	0	0	12
15	9-tr	ben-ben	32 eaz	110	16 mva	elta	1987	00	1	06/5 i urz	831/1415	831/1445	831/1445	0	0	12
16	9-tr	ben-ben	32 eaz	110	16 mva	elta	1984	00	1	05/5 i urz	831/1415	831/1445	8311445	0	0	12
17	9-ss	ben	32 eaz	110	-	elbud	1982	00	0	06/5 i urz	930/1515	930/1545	930/1545	2,5	0	00
18	9-tr	ben-ben	32 eaz	110	16 mva	elta	1987	00	0	06/5 i urz	930/1515	930/1545	930/1545	0	0	17
19	9-sp	ben	32 eaz	15	-	elbud	1982	00	0	06/5 i urz	930/1515	930/1545	930/1545	0	0	17
20	7-ln	ben-1215	00	15	95	elbud	1980	00	0	05/7 os i	1031/ 1615	0	1031/ 1715	0	0	00

Instrukcja badania zakłóceń w elektrowniach i sieciach elektroenergetycznych

48

Poznań, marzec 2001r. PTPiREE

---