mgr inż. Tadeusz Mejer
mgr inż. Janusz Oleksa
Wybrane zagadnienia
eksploatacji sieci elektroenergetycznej 15 kV
w Zakładzie Energetycznym Kraków SA.
1. Charakterystyka sieci elektroenergetycznej SN ZEK SA.
Zakład Energetyczny Kraków SA obejmuje swą działalnością obszar o łącznej powierzchni 8830 km2, obsługując ponad 700 tys. odbiorców energii elektrycznej.
Eksploatację poszczególnych grup urządzeń energetycznych prowadzi osiem Rejonów Dystrybucji (sieci średnich i niskich napięć), Rejon Wysokich Napięć (sieci wysokich napięć), oraz Zespół Elektrowni Wodnych Rożnów.
Z rozdzielni sieciowych SN zasilanych jest 6400 km linii napowietrznych i 2352 km linii kablowych SN, pracujących na napięciu podstawowym 15 kV oraz częściowo 30 i 6 kV.
Sieć napowietrzna wybudowana jest na słupach drewnianych oraz - od lat 70-tych - na słupach żelbetowych, przewodami AFL o przekrojach 70 i 50 mm2 (sporadycznie 120 mm2) - ciągi główne oraz 35 mm2 - odgałęzienia. W latach 90-tych zrealizowano pierwsze linie napowietrzne z przewodami izolowanymi, w systemie PAS.
Pierwsza z nich to linia jednotorowa, wybudowana w trudnym terenie górskim, ze stromością terenu dochodzącą do 40 %. Ostatnia - wybudowana w roku 1999 - to linia dwutorowa ze względu na konieczność wyprowadzenia mocy przez trudny teren górski.
Również w latach 90-tych następuje odrodzenie się zainteresowania słupami drewnianymi, które ze względu na swoje zalety świetnie sprawdzają się również w trudnym terenie górskim.
Sieć energetyczna SN ZEK SA pracuje z izolowanym punktem neutralnym transformatorów 110/SN po stronie średniego napięcia.
2. Awaryjność urządzeń sieci elektroenergetycznej SN.
Przedmiotem niniejszego rozdziału jest próba zwrócenia uwagi na niektóre zależności pomiędzy awaryjnością grup urządzeń, m.in. w aspekcie rozkładu rocznego ich występowania.
Jak można zauważyć (dane w tabelach i rysunkach niniejszego rozdziału) zachodzą pewne prawidłowości w okresach występowania awarii urządzeń sieci elektroenergetycznej. W okresie letnim, tj. od kwietnia do października nasila się zjawisko gwałtownego wzrostu awaryjności wkładek bezpiecznikowych SN na stacjach transformatorowych, głównie napowietrznych (wykres nr 1). Zjawisko to można wiązać z występowaniem dwóch podstawowych źródeł ich powstawania:
1. przepięć pochodzenia atmosferycznego,
2. zwarciami doziemnymi, powodowanymi m.in. przez ptaki, drzewa oraz uszkodzenia elementów linii.
W obydwu przypadkach dochodzi do niekorzystnego oddziaływania stanów nieustalonych na wytrzymałość izolacji urządzeń sieci SN.
Do przykładów należy zaliczyć znaczącą liczbę przepaleń wkładek bezpiecznikowych SN.
Wykres nr 1 Rozkład miesięczny awarii urządzeń sieci SN w roku 1999.
Wykres nr 2 Rozkład miesięczny awarii transformatorów SN/nn
Występowanie analogicznego, rocznego rozkładu awarii dla innych urządzeń SN wskazywać może na kolejny czynnik, tj. przepięcia pochodzenia atmosferycznego.
Korzystając z wyników awaryjności kabli energetycznych SN (rysunek nr 3) można stwierdzić, że wskaźnik awaryjności nie jest równomierny w Rejonach Dystrybucji. Wyraźnie daje się zauważyć wzrost awaryjności kabli w Rejonach, które eksploatują znaczną ilość kabli wychodzących na sieć napowietrzną (tabela nr 1).
Wykres nr 3 Wskaźniki awaryjności urządzeń SN.
REJON DYSTRYBUCJI |
Linie kablowe SN |
Uwagi |
||
|
ilość awarii [szt.] |
wskaźnik 99 |
|
|
|
rok 98 |
rok 99 |
[szt/100km/rok] |
|
RD 1 |
46 |
49 |
16,7 |
Rejony Dystrybucji o małym udziale kabli SN na zejściach z linii napowietrznych SN |
RD-2 |
122 |
138 |
34,3 |
|
RD-3 |
226 |
250 |
38,9 |
|
RD-4 |
84 |
92 |
20,4 |
|
RD-5 |
26 |
34 |
17,7 1) |
Rejony Dystrybucji o dużym udziale kabli SN na zejściach z linii napowietrznych SN |
RD-6 |
70 |
93 |
68,4 |
|
RD-7 |
39 |
30 |
52,6 |
|
RD-8 |
106 |
115 |
48,9 |
|
ZEK SA. |
719 |
801 |
33,3 |
|
1) - Rejon Dystrybucji z wdrożonym programem kablowym,
Tabela nr 1 Rozkład wskaźników awaryjności urządzeń sieci SN
4. Szczególne doświadczenia z eksploatacji urządzeń.
Spośród wielu czynników mających wpływ na pracę urządzeń na uwagę zasługują:
przepięcia pochodzenia atmosferycznego,
niewłaściwa koordynacja izolacji,
sposób i jakość prowadzonej eksploatacji urządzeń.
Na stan techniczny urządzeń energetycznych - poza czynnikami określonymi wyżej - wpływ ma jakość zabiegów eksploatacyjnych wynikająca często z przyjętych z wygody stereotypów.
Zaliczyć do nich należy:
słaby monitoring stanu technicznego np. ze względu na ubezpieczenie danej grupy urządzeń (transformatory) lub trudny dostęp do nich (głowice kablowe),
poczucie „bezpieczeństwa” wynikające z zastosowania bezpieczników SN w stacjach napowietrznych,
przyjęcie bezkrytyczne deklaracji producenta, np. odnośnie szczelności transformatorów - transformatory „hermetyczne”, „hermetyzowane”,
posługiwanie się obiegowymi poglądami, np. o przeciążalności transformatorów,
pewności co do odporności na zagrożenia, np. iskierniki na izolatorach przepustowych SN transformatorów jako drugi stopień ochrony przeciwprzepięciowej,
przyjmowanie jednakowej wytrzymałości urządzenia (kable energetyczne) na całej ich długości.
O tym, że takie podejście jest błędne świadczą następujące fakty.
a) Ubezpieczenie transformatorów SN/nn od skutków awarii i uszkodzeń powoduje osłabienie czujności odnośnie ich stanu technicznego, wynikające z przyjętego przez pracowników Rejonów Dystrybucji założenia, że i tak uzyskamy odszkodowanie w przypadku ich uszkodzenia.
Po analizie kosztów obsługi awarii transformatorów, nakładów na ubezpieczenie w stosunku do odzyskanych - z tytułu ubezpieczenia - środków stwierdzono, że Zakład Energetyczny Kraków SA ponosi z tego tytułu straty.
b) Kolejny mit o szczelności transformatorów „hermetycznych” lub „hermetyzowanych” oraz zakorzenione do niedawna wśród pracowników eksploatacji przeświadczenie o „przeciążalności” transformatorów skutkowało sukcesywnym pogarszaniem ich stanu technicznego.
c) Ostatnim - jakże brzemiennym w skutkach - było przekonanie o skuteczności ochrony przepięciowej, realizowanej dla transformatorów SN/nn jako „dwustopniowe” zabezpieczenie:
odgromnikami - najczęściej gazowydmuchowymi typu OWS 18/10,
iskiernikami na izolatorach przepustowych SN transformatorów.
W pierwszym przypadku: uszkodzenie lub zniszczenie odgromnika po silnym wyładowaniu atmosferycznym skutkowało brakiem ochrony realizowanej przez pierwszy stopień ochrony przepięciowej, w drugim: iskierniki - ze względu na swoją charakterystykę działania (oscylacyjny przebieg napięcia w stanach nieustalonych po zapłonie) oraz niewłaściwe często przerwy powodowały znaczną degradację izolacji chronionych urządzeń.
d) Bezpieczniki SN praktycznie nie chronią transformatora od uszkodzeń lecz umożliwiają jedynie wyłączenie prądów zwarcia. I chociaż ich działanie ułatwia często lokalizację uszkodzonego elementu sieci - zaniedbanego eksploatacyjnie transformatora - to równie często, ze względu np. na wielokrotność występowania zadziałań, wpływa na znaczne zaangażowanie służb pogotowia energetycznego dla wymiany uszkodzonych wkładek bezpiecznikowych SN i wzrost kosztów funkcjonowania zakładu.
Nieprawidłowa ochrona przepięciowa prowadzi do sytuacji, w której zamiast odgromnika elementem chroniącym jest iskiernik -skutek; zwarcie doziemne poprzez iskierniki na izolatorze przepustowym transformatora z przepaleniem się wkładek bezpiecznikowych SN i konieczność wyjazdu pogotowia w celu ich wymiany.
Analizując niektóre przyczyny przepalania się wkładek bezpiecznikowych SN, na stacjach transformatorowych SN/nn, można dojść do wniosku, że ich przyczyna bywa nie związana z pełnioną przez nie funkcją zabezpieczenia transformatora SN/nn od przeciążeń i zwarć lub wynika z niewłaściwej koordynacji zabezpieczeń i ochrony odgromowej.
Podczas wystąpienia przepięcia dochodzić może do przepuszczenia fali przepięciowej (i to nie tylko w przypadku odgromnika OWS ale również GZSB) i jej rozładowania na iskierniku transformator. Wynikiem tego jest pojawienie się zwarcia doziemnego
- charakterystyki wkładek bezpiecznikowych typu WBGNm-17.5
In = 6, 10, 16, 20, 25 A
Rysunek nr 1 Wpływ zwarć doziemnych na pracę zabezpieczeń SN transformatora.
Jeśli weźmiemy pod uwagę czas niezbędny do wyłączenia tego zwarcia przez zabezpieczenia linii w GPZ - równy 0.5 sek - oraz znaczną wartość prądu zwarcia doziemnego - okaże się, że są to parametry wystarczające do zadziałania bezpiecznika SN (patrz charakterystyki na rysunku nr 1) o wartościach prądu znamionowego aż do 10 A. Skutkiem tego jest dodatkowa i niepotrzebna praca brygad eksploatacji przy ich wymianie.
e) Linia kablowa charakteryzuje się różną wytrzymałością na przepięcia łączeniowe oraz piorunowe na całej swej długości, co wynika z faktu, że podlega ona innym czynnikom narażającym jej izolację na odcinku ułożonym w ziemi oraz na odcinku napowietrznym przebiegającym po słupie linii napowietrznej. Świadczy o tym m.in. fakt, że poziom przepięć dla kabli powiązanych z siecią napowietrzną sięga powyżej 10,0 n.j. (przy wartości mniejszej niż 3,5 n.j. dla kabli w wydzielonej sieci kablowej SN - gdzie: n.j. - iloraz wartości szczytowych napięcia względem ziemi w rozpatrywanym stanie zakłóceniowym i amplitudy napięcia fazowego w stanie bezzakłóceniowym -) jak i różnica temperatur, która w stanie normalnej pracy, w okresie zima/lato przekracza na odcinku napowietrznym 80 0C przy „stabilnej” temperaturze na odcinku ułożonym pod ziemią.
Ponadto powszechne stosowanie do ochrony przepięciowej kabli średnich napięć - głównie na granicy sieci napowietrznych i kablowych - odgromników gazowydmuchowych typu OWS 18/10, o praktycznym poziomie ochrony powyżej znamionowej wytrzymałości izolacji kabli, powodowało narażenie ich izolacji przynajmniej na przyspieszone starzenie.
Kable energetyczne tworzące układ elektroenergetyczny budowane są niejednokrotnie w podobnym okresie czasu w porównywalnych warunkach terenowych. Jednak wykazują często różny poziom uszkadzalności. Oczywiście przyczyn tej sytuacji może być wiele, jednak takie czynniki jak: układ sieci, zastosowana ochrona przepięciowa oraz rozkład uszkodzeń sugerują, że przyczyn można szukać również w niewłaściwej ochronie przepięciowej.
Na przykładzie 4 Rejonów Energetycznych na przestrzeni 3 lat dokonano analizy uszkodzeń zejść kablowych z linii napowietrznych w porównaniu z uszkodzeniami w rozległej sieci kablowej w tych Rejonach. Powyższa analiza potwierdziła zdecydowanie większą liczbę uszkodzeń (w stosunku do długości kabli awaryjnych) kabli na zejściu z linii napowietrznej.
Na uwagę zasługuje fakt, że poprawa stanu technicznego kabli na zejściach kablowych z sieci napowietrznych SN dla zmniejszenia wskaźnika awaryjności kabli SN angażuje znacznie niższe nakłady finansowe niż analogiczne działania na rozległej sieci kablowej SN, z jednoczesną korzyścią dla wskaźnika nieciągłości zasilania (niedostarczonej energii).
5. Wnioski
Biorąc pod uwagę powyższe doszliśmy do wniosku, że należy zmienić podejście do eksploatacji urządzeń energetycznych, w tym transformatorów oraz kabli SN.
W związku z powyższym:
odstąpiliśmy od ubezpieczania transformatorów SN/nn,
zweryfikowaliśmy dobór i stosowanie zabezpieczeń SN - ze wskazaniem na ich likwidację - na stacjach napowietrznych SN/nn,
dopuściliśmy rezygnację z pobierania próbek oleju transformatorów SN/nn, ze względu na problemy z ponownym uszczelnieniem korka,
założyliśmy program kontroli obciążenia oraz wymiany transformatorów pomiędzy stacjami przeciążonymi oraz niedociążonymi,
dopuszczamy rezygnację z iskierników na izolatorach przepustowych SN transformatorów SN/nn przy zastosowaniu ograniczników zaworowych, beziskiernikowych w pobliżu transformatora,
zakładamy konieczność wymiany kabla na odcinkach długości ok. 20 - 30 metrów w pobliżu słupa linii napowietrznej, w przypadku uszkodzenia: głowicy kablowej, napowietrznej lub kabla na odcinku usytuowanym na słupie linii. Praktykowane do niedawna skracanie kabla na słupie po awarii głowicy, celem montażu nowej głowicy kablowej uznano za nieprawidłowe,
wprowadzamy do stosowania przyrządy termowizyjne wraz z korektą organizacji prac przy urządzeniach.
okres bezawaryjnej pracy kabli zdeterminowany jest poziomem przepięć, a zatem skuteczności ochrony przepięciowej - ochronę kabli na zejściach z napowietrznych linii SN, realizowaną odgromnikami OWS 18/10 należy uznać za nieskuteczną na terenie działania ZEK SA.
w terenach górskich, ze względu na czynniki atmosferyczne, należy dokładnie dobierać ochronę odgromową oraz parametry osprzętu kablowego na zejściach z linii napowietrznych.
dla poprawy wskaźnika awaryjności w aspekcie finansowym istotnym jest zwrócenie szczególnej uwagi na zejścia kablowe z linii napowietrznych SN - mała liczba (ilość) kabli awaryjnych na zejściach z linii napowietrznych rzutuje w znaczący sposób na wskaźnik awaryjności kabli SN.
1
2
90 +/- 20 %
0.5 sek
25 A
20 A
16 A
6 A
10 A
36 +/- 20 %
10
1000
100
500
300
200
40
30
20
Ip [A]
0.001
0.01
100
10
1
0.1
1000
Tz [s]