Monitorowanie i prognozowanie dopuszczalnego obciążenia linii napowietrznych 110 kV

W artykule zestawiono podstawowe wymagania związane z monitorowaniem dopuszczalnego obciążenia linii sieci dystrybucyjnej, zanalizowano strukturę systemu oraz jego podstawowe elementy. Autorzy przygotowali również prognozę dopuszczalnego obciążenia linii w krótkim horyzoncie czasowym. Prognozowanie może być wykorzystywanie do planowania prowadzenia ruchu sieci. Bazując na doświadczeniach z ponad rocznej eksploatacji systemu opisano sposób projektowania, problemy przy uruchomieniu oraz wnioski z eksploatacji systemu DOL.

Linie napowietrzne są elementem systemu elektroenergetycznego, w przypadku którego nie określa się mocy lub prądu znamionowego, podając wyłącznie napięcie nominalne. Dopuszczalna (znamionowa) wartość prądu wynika bowiem z konieczności równoczesnego spełnienia dwóch warunków:

• zachowania dopuszczalnego zwisu (odległości od ziemi) tak, aby zostały spełnione wymogi bezpieczeństwa (zapobieganie przeskokom i porażeniom),
• niedopuszczenie do przekroczenia maksymalnej temperatury dla danego typu przewodu (np. 80°C dla przewodów aluminiowych).

Zwis przewodu jest funkcją jego temperatury, dlatego przy projektowaniu linii określa się temperaturę, dla której wykonano obliczenia zwisu, nazywając ją temperaturą obliczeniową linii.

W ogólnym przypadku stan techniczny linii, a zatem i wielkość zwisu, jest opisany poprzez następujące parametry: warunki pogodowe (prędkość i kierunek wiatru, temperatura otoczenia przewodu, nasłonecznienie), temperaturę przewodu i wielkość płynącego prądu.

Dopuszczalny prąd jest zatem funkcją warunków pogodowych i przyjętej dla celów projektowych temperatury przewodu, która zapewnia zachowanie dopuszczalnego zwisu. Przyjęcie określonych warunków pogodowych i takiej temperatury przewodu, aby zachować dopuszczalny zwis, determinuje zatem dopuszczalny prąd w danych warunkach pogodowych dla konkretnej linii. Ze względów praktycznych, aby umożliwić ocenę wykorzystania mocy przesyłowej linii wyznacza się dopuszczalny prąd dla zdefiniowanych tzw. ostrożnych warunków pogodowych i dla przyjętej temperatury przewodu.

Dążąc do lepszego dopasowania tak wyznaczonej wartości prądu do rzeczywistych warunków, wyznacza się prąd dla warunków letnich (mniejsza wartość dopuszczalnego prądu) oraz dla warunków zimowych (większa wartość prądu), często również uzależniając tę wartość od strefy klimatycznej, tzn. uzależniając niejako od prawdopodobieństwa wystąpienia danych warunków pogodowych na określonym obszarze.

W różnych krajach przyjęto różne wartości pogodowe, dla których wyznacza się obciążalność statyczną linii. W Polsce przyjmuje się temperaturę otoczenia 30°C (lato), prędkość wiatru 0,5 m/s wiejącego prostopadle do linii oraz nasłonecznienie 900 W/m².

Znaczna liczba linii napowietrznych 110 kV w Polsce została zaprojektowana na temperaturę projektową przewodu wynoszącą 40°C, co przy temperaturze otoczenia 30°C oraz prędkości wiatru 0,5 m/s gwarantuje zachowanie dopuszczalnych odległości do obiektów znajdujących się pod linią. W niektórych firmach projektowano linie przyjmując temperaturę projektową przewodu wynoszącą 60°C, a nawet 80°C. Przyjęcie temperatury projektowej 80°C dla przewodu typu AFL6-240 pozwala w warunkach letnich na obciążenie go prądem 645 A.

W Niemczech przyjmuje się temperaturę otoczenia 35°C i prędkość wiatru 0,6 m/s [2], podczas gdy w Irlandii [3] przyjmuje się temperaturę otoczenia 9°C, 20°C, 9°C, 2°C, odpowiednio dla wiosny, lata, jesieni i zimy. Tak wyznaczony prąd ze względu na swoją niezmienność w czasie określany jest mianem prądu statycznego, podczas gdy prąd maksymalny wyznaczany na podstawie aktualnych warunków pogodowych określa się mianem prądu dynamicznego. Posługiwanie się w prowadzeniu ruchu sieci dystrybucyjnej dynamiczną obciążalnością linii prowadzi do lepszego, bardziej efektywnego wykorzystania zdolności przesyłowych linii. Przykładowo, dla wiatru o prędkości 6 m/s wiejącego prostopadle do linii obciążalność linii zwiększa się o 50%.

Bezpieczne wykorzystanie pełnych możliwości przesyłu energii liniami napowietrznymi wymaga ich ciągłego monitorowania. Prowadzenie ruchu systemu związane z pełnym wykorzystaniem zdolności przesyłowych wymaga prognozowania ich obciążenia w określonym horyzoncie czasowym. Bieżąca znajomość temperatury przewodów, która jest funkcją jej aktualnego obciążenia oraz warunków pogodowych panujących w miejscu zainstalowania linii, zwłaszcza prędkości i kierunku wiatru, pozwala na bezpieczne przeciążanie linii, tzn. takie, które nie powoduje zmniejszenia normatywnych odległości przewodów od obiektów pod linią.

Poza oczywistym sposobem zwiększenia zdolności przesyłowych sieci, jakim jest budowa nowej linii lub jej gruntowna modernizacja, obciążalność linii można bezpiecznie zwiększyć poprzez wyznaczanie jej obciążalności dynamicznej, tzn. dopuszczalnej obciążalności linii w aktualnych warunkach pogodowych panujących na trasie linii.

System monitorowania obciążalności linii

System Dynamicznej Obciążalności Linii DOL ma za zadanie umożliwić bezpieczne wykorzystanie pełnych możliwości przesyłowych sieci 110 kV wynikających z bieżących warunków pogodowych panujących w miejscu zainstalowania linii. Z drugiej strony, w przypadku wykrycia faktu wyczerpania możliwości przesyłowych w danych warunkach, system DOL powinien zainicjować proces analiz systemowych prowadzących do wskazania sposobu likwidacji powstałego zagrożenia. Analizy takie powinny przede wszystkim uwzględniać możliwości przejęcia zwiększonego obciążenia przez inne linie w wyniku zmiany konfiguracji sieci, a w dalszej kolejności ograniczenie generacji i/lub poboru mocy.

W wybranych przęsłach linii sieci dystrybucyjnej 110 kV na słupach instalowane są stacje pogodowe, przesyłające do serwera systemu DOL w centrum dyspozytorskim aktualne dane pogodowe: prędkość i kierunek wiatru, nasłonecznienie oraz temperaturę na wysokości montażu przewodów (fot. 1a). Jednocześnie na bieżąco dokonuje się pomiaru temperatury przewodów linii za pomocą miernika temperatury i prądu. Miernik ten jest instalowany na jednym z przewodów roboczych (fot. 1b).

Oprogramowanie systemu DOL oprócz zbieranych na bieżąco danych pomiarowych dysponuje parametrami technicznymi (konstrukcyjnymi) linii oraz jej aktualnym obciążeniem (moc czynna i moc bierna) otrzymywanym z systemu dyspozytorskiego. Na podstawie tych danych obliczany jest zwis przewodów linii, a także dopuszczalne obciążenie linii w danych warunkach pogodowych – obciążalność dynamiczna. Do obliczeń wykorzystuje się model cieplny linii zgodny z zaleceniami WG 22.12 opracowanymi przez CIGRE [4], [5]. Wyniki tych obliczeń na bieżąco przekazywane są do systemu dyspozytorskiego odpowiedzialnego za prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej.

Bezpośredni pomiar temperatury i prądu przewodu linii umożliwia weryfikację przez system DOL obliczeń zwisu i obciążalności dynamicznej wykonanych wyłącznie na podstawie danych pogodowych. W efekcie prowadzi to do wzrostu bezpieczeństwa pracy linii.

Istnieje kilka rozwiązań technicznych wyznaczania dynamicznej obciążalności linii, która to obciążalność w głównej mierze wynika z dopuszczalnego zwisu przewodu. Pomiar bezpośredni zwisu, aczkolwiek najbardziej pożądany, jest trudny w realizacji technicznej. Inne metody bazują na pomiarze takich wielkości fizycznych, które pozwolą ten zwis obliczyć. Mierzy się zatem naprężenie przewodu, temperaturę powierzchni przewodu obciążonego określonym prądem lub też temperaturę przewodu referencyjnego, tzn. zainstalowanego w pobliżu rzeczywistego przewodu lecz nieobciążonego prądem. Każda z tych metod wymaga instalacji urządzeń pomiarowych na przewodzie linii i urządzeń transmisji danych na słupie w pobliżu miejsca pomiaru [1].

Atrakcyjnym, choć kosztownym jest wyznaczanie zwisu na podstawie częstości drgań własnych przewodu uzależnionej od aktualnej długości przewodu [6]. Metoda bazująca na pomiarze temperatury przewodu jest rozwiązaniem zapewniającym dużą dokładność wyznaczenia zwisu przewodów przy jednoczesnej względnej prostocie i niskim koszcie. Zapewnia również bezpieczeństwo eksploatacji sieci, gdyż na bieżąco umożliwia porównanie mierzonej wartości temperatury przewodu z wartością temperatury przyjętej przy opracowywaniu projektu linii, np. 40°C lub 60°C.

Prognozowanie dopuszczalnej obciążalności linii

Obok funkcji bieżącego monitorowania obciążalności linii do właściwego planowania ruchu systemu istotna jest znajomość prognozowanych, dopuszczalnych obciążalności, wynikająca ze spodziewanych warunków pogodowych w miejscach instalacji linii. Do obliczenia dopuszczalnych spodziewanych obciążalności wykorzystuje się ten sam model matematyczny, jaki został zastosowany dla monitorowania obciążalności, z tym że zamiast pomierzonych warunków pogodowych przyjmuje się warunki pogodowe wynikające z prognozy. Prognozy pogody są pozyskiwane od firm meteorologicznych, a następnie weryfikowane i ulepszane na podstawie rzeczywistych danych historycznych pomierzonych i skonfrontowanych z historycznymi prognozami.

Cykl wyznaczania bieżącej prognozy wynika z częstości otrzymywania prognozy. Zazwyczaj jest to prognoza 24-godzinna (48-godzinna) aktualizowana co 12 godzin. Prognozy dedykowane są do przypisanych im obszarów, np. kwadratów o boku 14 km. Posiadając prognozę pogody dla całego obszaru działania OSD możliwe jest wyznaczenie prognoz dopuszczalnej obciążalności dla wszystkich linii i przyjęcie tych wartości w analizach rozpływowych związanych z planowaniem pracy systemu, w tym z analizami wykorzystującymi kryterium n-1.

Wyznaczenie obciążalności linii wymaga znajomości danych konstrukcyjnych linii, takich jak: rodzaj przewodu fazowego (np. AFL-6, AFL-8), przekrój znamionowy przewodu fazowego, w [mm²], i temperatura obliczeniowa linii (40°C, 60°C, 80°C). Pożądana jest również znajomość danych topograficznych linii, takich jak usytuowanie linii w terenie względem stron świata i danych o przebiegu linii w miejscach krytycznych ze względu na warunki chłodzenia, tj. usytuowanie w przecince leśnej czy w dużym zagłębieniu terenu. Wyniki prognozy dopuszczalnej obciążalności linii pokazywane są na schemacie dyspozytorskim w postaci wykresów dopuszczalnej obciążalności linii w horyzoncie 24-godzinnym (rys. 1.). Pozwala to m.in. zauważyć zbliżanie się wartości dopuszczalnych do wartości statycznych (projektowych), a nawet w niektórych sytuacjach zauważyć możliwość obniżenia się wartości dopuszczalnych poniżej tych wartości (rys. 2.).

Zarówno oprogramowanie służące do monitorowania obciążalności linii, jak i oprogramowanie do prognozowania obciążalności linii wchodzą w skład pakietu oprogramowania wspomagającego pracę dyspozycji ruchu. Celowym jest również opracowanie oprogramowania do wspomagania prowadzenia ruchu farm wiatrowych. Pozwala to integrację różnych funkcjonalności ułatwiających prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej, zwłaszcza w sytuacji dużej generacji wiatrowej. Dane związane z prognozą pogody oraz dane konstrukcyjne i topograficzne linii wykorzystywane są wówczas przez kilka aplikacji i wzajemnie się uzupełniają.

Taki pakiet został zaprojektowany przez Instytut Energetyki i wdrożony w systemie dyspozytorskim Syndis Centralnej Dyspozycji Mocy Energa w Gdańsku przy współudziale firmy Mikronika z Poznania. Obecnie trwają prace nad rozbudową jego funkcjonalności.

Projektowanie, uruchomienie oraz eksploatacja systemu DOL

Wybór linii i miejsca pomiaru warunków pogodowych powinien być poprzedzony zarówno szczegółową analizą aktualnych rozpływów mocy, jak i analizą spodziewanej sytuacji w horyzoncie kilku lat, wynikającej głównie z podłączenia do systemu farm wiatrowych. Innym kryterium wyboru linii, które powinny być objęte monitorowaniem, może być również ważność danego połączenia dla pracy całej sieci dystrybucyjnej, zwłaszcza w sytuacji, gdy w określonych warunkach sieciowych sieć dystrybucyjna odgrywa rolę sieci przesyłowej.

Istotnym kryterium wyboru miejsca instalacji powinno być dążenie do w miarę równomiernego zagęszczenia miejsc instalacji na obszarze firmy dystrybucyjnej. Pozwala to na budowanie własnego systemu pomiaru danych pogodowych, które to dane są niezwykle istotne dla zapewnienia większej dokładności prognozy pogody, stanowiąc niejako sprzężenie zwrotne dla prognozy otrzymywanej przez instytucje opracowujące takie prognozy. Dokładna prognoza pogody może być wykorzystywana przez OSD dla różnych innych celów związanych z prowadzeniem ruchu. Zainteresowane dokładną prognozą pogody są również firmy zajmujące się obrotem energią, wykorzystując prognozę do optymalizacji jej zakupów.

Elementy systemu montowane na słupie i przewodach liniowych powinny być odporne na działanie warunków atmosferycznych, takich jak ekstremalne temperatury, oblodzenie, duża prędkość wiatru. Z drugiej strony, konstrukcja powinna być względnie prosta i łatwa w montażu w warunkach prac wysokościowych i pod napięciem. Konieczny jest pewien kompromis pomiędzy prostotą konstrukcji, odpornością na czynniki zewnętrzne (w tym akty wandalizmu i kradzieży) a wymaganiami związanymi z serwisowaniem elementów (naprawy i przeglądy).

Szczególną uwagę należy poświęcić solidności konstrukcji wsporczych szafki i elementów towarzyszących (baterie słoneczne, turbina wiatrowa) przy zachowaniu możliwej prostoty montażu. Montaż czujnika temperatury na przewodzie fazowym w pobliżu izolatora wymaga zachowania dopuszczalnych odległości pomiędzy osprzętem linii.

Istotnym elementem decydującym o niezawodności całego systemu jest zapewnienie nieprzerwanego zasilania elementów pomiarowych i komunikacyjnych montowanych na słupie. Zastosowanie baterii słonecznej jako podstawowego źródła energii do zasilania urządzeń wymaga starannego doboru zarówno wydajności baterii słonecznej, jak i współpracującego z nią akumulatora. Jest to szczególnie istotne zwłaszcza w okresie małego nasłonecznienia od listopada do lutego. Z tego względu w opisywanym rozwiązaniu, w celu wyrównania niedoborów energii w tym okresie, zastosowano jako dodatkowe źródło energii małą turbinę wiatrową.

Z drugiej strony pożądane jest stosowanie urządzeń zużywających możliwie mało energii lub też oszczędne ich wykorzystywanie, np. załączanie urządzeń tylko w chwilach, gdy jest to niezbędne do wykonania pomiaru i transmisji danych. Taki tryb pracy modemu GPRS prowadzi do znacznych oszczędności energii, choć może zwiększać liczbę transmitowanych danych poprzez konieczność każdorazowego logowania się do sieci GSM/GPRS.

Wiarygodność wartości zwisu i temperatury przewodu, wyznaczanych przez system DOL na podstawie modelu matematycznego, powinna być zweryfikowana na etapie uruchamiania systemu. Dokonuje się tego poprzez pomiar bezpośredni tych wielkości za pomocą dalmierza laserowego oraz kamery termowizyjnej. Na rysunku 3. porównano odległości przewodu od ziemi wyznaczone na podstawie modelu linii, z odległością przewodu od ziemi zmierzoną dalmierzem laserowym. Popełniany błąd jest w kierunku bezpiecznym, tzn. obliczona odległość od ziemi jest mniejsza od odległości rzeczywistej (pomierzonej). Ewentualne rozbieżności powinny być skorygowane poprzez wprowadzenie odpowiednich zmian w modelu matematycznym.

Instalacja elementów systemu na liniach, zwłaszcza w technice montażu prac pod napięciem, jest przedsięwzięciem logistycznie trudnym. Niezbędne są koordynacja dostaw podzespołów, dostępności brygad montażowych, wyłączenia automatyki SPZ linii na czas wykonywania prac, a przede wszystkim dobre warunki meteorologiczne, tj. brak opadów deszczu i dopuszczalny poziom wilgotności powietrza. Cały proces instalacji i uruchomienia musi być nadzorowany przez wykwalifikowany personel, który na miejscu sprawdzi poprawność działania zamontowanych elementów oraz uruchomi łączność GPRS z systemem centralnym. Ta ostatnia czynność wymaga współpracy zespołu odpowiedzialnego za oprogramowanie systemu DOL instalowane w Centrum Dyspozycji. Powtórne angażowanie brygad montażowych do usuwania usterek montażowych jest i kosztowne, i czasochłonne, głównie z powodu znacznego terytorialnego rozmieszczenia stacji pomiarowych i niekiedy ograniczonej dostępności ze względu na warunki terenowe. Stosowanie systemu DOL dla linii, których zabezpieczenia mają taką funkcję aktywną, wymaga skoordynowania jej działania z systemem DOL.

Odrębnym problemem pośrednio związanym z możliwą zwiększoną obciążalnością linii jest zapewnienie stabilności napięciowej systemu w takich warunkach. Służą temu odrębne narzędzia programistyczne, które pozwalają ją na bieżąco wyznaczać i sygnalizować możliwe zagrożenia.

Podsumowanie

Wdrożenie systemu wyznaczania dynamicznej obciążalności linii (DOL) pozwala na bardziej efektywne i bezpieczne wykorzystanie istniejącej infrastruktury sieci dystrybucyjnej bez ponoszenia kosztów związanych z jej rozbudową. System taki może złagodzić problemy związane z przyłączaniem farm wiatrowych do systemu elektroenergetycznego, zwłaszcza w sytuacji, gdy farmy wiatrowe pracują w krótkich okresach i to zazwyczaj wtedy, gdy przewody linii przesyłowej są chłodzone intensywniej niż przy bezwietrznej pogodzie.

Efektywność ekonomiczna proponowanego rozwiązania może być oszacowana poprzez obliczenie kosztów unikniętych inwestycji zdefiniowanych jako różnica pomiędzy kosztem budowy nowej linii 110 kV w określonym obszarze a kosztem wdrożenia metody dynamicznej obciążalności linii.

Przy obecnych kosztach budowy nowych linii 110 kV oraz ciągłym wzroście mocy generowanej przez elektrownie wiatrowe zależnej od prędkości wiatru, wykorzystanie naturalnych warunków chłodzenia linii jest optymalnym rozwiązaniem mającym na celu zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kV. Pomiar warunków pogodowych w miejscu pracy linii wraz z jego przesłaniem i implementacją w systemie to koszt kilkadziesiąt razy mniejszy niż budowa drugiego toru linii dystrybucyjnej.

Literatura

1. A. Babś, T. Samotyjak, K. Nagórski, Monitorowanie dopuszczalnego obciążenia, „Energia Elektryczna” nr 2, 2010.
2. The thermal behavior of overhead conductors, broszura CIGRE nr 207, sierpień 2002.
3. H. J. Dräger, D. Hussels, R. Puffer, Development and Implementation of a Monitoring-System to Increase the Capacity of Overhead Lines, Cigré Session 2008, B2-101.
4. J. Black, J. Colandairaj, S. Connor, B. O’Sullivan, Equipment and Methodology for the Planning and Implementation of Dynamic Line Ratings on Overhead Transmission Circuits. Modern Electric Power Systems 2010, Wroclaw, Poland.
5. W. Rebizant, L. Staszewski, The Differences between IEEE and CIGRE Heat Balance Concepts for Line Ampacity Considerations, Modern Electric Power Systems 2010, Wroclaw, Poland, paper P26.
6. E. Cloet, J.-L.Lilien, P. Ferrires, Experiences of the Belgian and French TSOs using the „Ampacimon” realtime dynamic rating system. Cigre Session 2010, C2-106.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!