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

I_p [A]

0.001

0.01

100

10

1

0.1

1000

T_z [s]

---