Monitorowanie linii wysokiego napięcia
Łańcuchy izolatorowe nieuwzględnione w fazie projektowania Fot. Z. Kończak
Coraz częściej na nowo budowanych i remontowanych liniach wysokich napięć daje się zauważyć widoczne gołym okiem błędy wykonania. Również takie błędy, które mogą doprowadzić do samoczynnego wyłączenia linii nawet bez zaistnienia warunków ponadnormatywnych. Skutki awarii linii mogą być katastrofalne – wystarczy przypomnieć, że właśnie w wyniku wyłączeń linii Szczecin i okolice w 2008 r. były przez kilka godzin całkowicie pozbawione energii elektrycznej, mimo dwóch elektrowni na terenie miasta.
Zobacz także
prof. dr hab. inż. Aleksandra Rakowska Linie kablowe czy linie napowietrzne - czynniki wpływające na wybór rodzaju linii wysokiego napięcia
W artykule o istotnych kwestiach dotyczących dyskusji na tematy budowy współczesnych elektroenergetycznych linii napowietrznych lub linii kablowych.
W artykule o istotnych kwestiach dotyczących dyskusji na tematy budowy współczesnych elektroenergetycznych linii napowietrznych lub linii kablowych.
Edward Gulski, mgr inż. Jarosław Parciak, Rogier Jongen, Jarosław Popławski Badania i diagnostyka elektroenergetycznych linii kablowych z zastosowaniem metody DAC w miejscu zainstalowania
Ponieważ niezawodny przesył energii elektrycznej ma fundamentalne znaczenie dla infrastruktury krajowej, zasadniczą kwestią jest prawidłowe prowadzenie kontroli jakości stanu technicznego nowo wybudowanych...
Ponieważ niezawodny przesył energii elektrycznej ma fundamentalne znaczenie dla infrastruktury krajowej, zasadniczą kwestią jest prawidłowe prowadzenie kontroli jakości stanu technicznego nowo wybudowanych oraz eksploatowanych linii kablowych.
TREVOS POLAND Sp. z o.o. Oświetlenie przemysłowe pod presją bezpieczeństwa
Rosnące wymagania dotyczące efektywności energetycznej, bezpieczeństwa pracy oraz niezawodności instalacji sprawiają, że oświetlenie przemysłowe staje się jednym z kluczowych elementów nowoczesnych zakładów...
Rosnące wymagania dotyczące efektywności energetycznej, bezpieczeństwa pracy oraz niezawodności instalacji sprawiają, że oświetlenie przemysłowe staje się jednym z kluczowych elementów nowoczesnych zakładów produkcyjnych i centrów logistycznych. Szczególnego znaczenia nabierają dziś również rozwiązania przeznaczone do stref zagrożonych wybuchem. O wyzwaniach związanych z doborem oświetlenia przemysłowego, specyfice wymagań w strefach zagrożonych wybuchem oraz planach rozwoju firmy w Polsce rozmawiamy...
Skąd biorą się wspomniane błędy? Czy wkradają się już na etapie projektowania, są błędem wykonawcy, czy też są przeoczone na etapie odbioru? Przedstawię krótko kilka przykładowych i wyjaśnię, czym mogą skutkować, próbując odpowiedzieć na pytanie, dlaczego powstały i jak podobnym niedociągnięciom zapobiegać w przyszłości.
|
W artykule:
|
|
Streszczenie W artykule zaprezentowano przykłady widocznych gołym okiem błędów wykonania elementów linii wysokiego napięcia. Wyjaśniono, na czym polegają oraz czym mogą skutkować. Przypuszczalne przyczyny ich powstania odniesiono do uwarunkowań obecnego procesu inwestycyjnego, szczególnie uwzględniając ewolucję projektowania zaistniałą w czasie ostatniego pokolenia inżynierów. |
|
Abstract Monitoring of HV Overhead Power Lines The article presents visible to the naked eye examples of erroneous HV overhead power line construction. Each fault is clarified and its consequences are assessed. Presumable causes of the faults are matched against the design and construction process, putting stress on the evolution of the design process that occurred within the last generation of engineers. |
Nieprawidłowo zmontowany osprzęt ochronny (fot. 1.)
Na fotografii 1. widać fragment odmalowanego słupa typu N linii 110 kV z nowo wymienionymi dwurzędowymi łańcuchami izolatorowymi uzbrojonymi w rożki i pierścienie ochronne. Taki osprzęt ochronny w przypadku przeskoku ma umożliwić wyznaczenie drogi wyładowania chroniąc izolatory przed termicznym działaniem łuku. Dokładniej mówiąc, elektrody osprzętu ochronnego, skracając nieco drogę przeskoku izolatorów, wyznaczają miejsce wyładowania przy przepięciach atmosferycznych i łączeniowych oraz odsuwają kanał wyładowania od powierzchni izolatorów w obszar, gdzie rozwinięcie łuku już im nie zagrozi.
Fot. 1. Nieprawidłowy montaż osprzętu łańcucha izolatorowego Fot. Z. Kończak
Osprzęt łukochronny obu łańcuchów wiszących po prawej stronie słupa wyprowadzi łuk bezpiecznie. Rożki i pierścienie łukochronne lewego łańcucha izolatorowego zmontowano tak, że w przypadku przeskoku łuk rozwinie się w kierunku izolatorów.
Pierwsze przepięcie zweryfikuje wytrzymałość izolatorów. Jeśli nie wytrzymają, to przewody opadną na trzon słupa i mogą ulec zerwaniu. Opadną na ruchliwą ulicę, chodniki, a do stacji jedno przęsło.
Wymiana łańcuchów izolatorowych na istniejącej linii powinna być zaprojektowana przez uprawnionego projektanta, a następnie zweryfikowana, zrealizowana przez profesjonalnego wykonawcę i odebrana przez nadzór inwestora. Więc co najmniej cztery osoby mające stosowne uprawnienia budowlane uczestniczyły w procesie inwestycyjnym. Mimo to przedstawiona nieprawidłowość zaistniała. W okolicy taki stan występuje również na innych słupach.
Nadmierna redukcja wahliwości wzdłużnej zawieszenia przelotowego (fot. 2.)
Siły działające na przewody zawieszane przelotowo powodują wychylanie łańcuchów izolatorowych nie tylko w kierunku prostopadłym do przewodów. Wychylają się również w kierunku linii, co trudno dostrzec. Przy przęsłach różnej długości na skutek rozszerzalności cieplnej przewodów, a w tym i w każdym innym przypadku przez nierównomierne pokrycie przewodów sadzią, niejednoczesne jej opadnięcie czy też przez różne oddziaływanie wiatru na przewody obu przęseł. Takie odchylenie oddziałuje na poprzecznik w kierunku wzdłuż przewodów. Oddziałuje poziomo tym silniej, im krótszy element łączy poprzecznik z przewodami. Normalnie oddziaływanie wzdłużne w znacznym stopniu łagodzi długość łańcuchów wiszących.
Fot. 2. Łańcuchy izolatorowe nieuwzględniane przy projektowaniu słupów przelotowych Fot. Z. Kończak
Na fotografii 2. widać dwutorowy słup przelotowy serii D2 linii 110 kV (stojący pomiędzy przęsłami różnej długości). Prawy tor jest zawieszony na łańcuchach izolatorowych o długości ponad 1,5 m. Na lewym torze miejsce połączenia dwóch łańcuchów odciągowych doczepiono do poprzecznika łącznikami nie dłuższymi niż 30 centymetrów. Czyli część wahliwa na lewym torze jest co najmniej pięciokrotnie krótsza od łańcucha przelotowego. Takie wykonanie obciąża poprzecznik słupa przelotowego siłami poziomymi o wartości większej niż te, na które słup był sprawdzany w trakcie projektowania.
Jednocześnie zauważyć należy, że wg normy PN-E-05100-1:1998 „Przy modernizacjach, przebudowach i remontach linii, gdy istniejące elementy linii zastępuje się lub uzupełnia nowymi o innych rozwiązaniach konstrukcyjnych, postanowienia normy stosuje się do nowych elementów oraz do fragmentów linii, które ulegają zmianie wskutek zabudowania tych elementów”. A zakratowanie słupa D2 projektowano metodą kratownic płaskich wg obciążeń zgodnych z normą PN-58/E-05100. Wymienione normy różni metoda obliczania konstrukcji słupów kratowych – normy powiązane z PN-E-05100-1:1998 do obliczeń konstrukcji kratowych wymagają stosowania metody elementów skończonych. Dla podobnych przypadków projektowe próby wprowadzania dodatkowych obciążeń bez zastosowania dodatkowych wzmocnień konstrukcji kończyły się zazwyczaj niepowodzeniem, stąd przypuszczenie, że tutaj mamy do czynienia z nieprawidłowością. Co prawda bez weryfikacji obliczeń nie można wykluczyć, że ich wynik w tym szczególnym przypadku wyjątkowo okazał się pozytywny.
Słup jest spawany, a wzmocnień istniejącej konstrukcji nie widać.
Konsekwencją w najlepszym razie będzie zmęczeniowe uszkodzenie konstrukcji słupa. Zdarzenie to może wystąpić przy niekorzystnych, ale jeszcze normowych warunkach atmosferycznych. Naprawa konstrukcji słupa spawanego to wymiana całych uszkodzonych modułów.
Znaczna różnica zwisów na długim przęśle (fot. 3.)
Fotografia 3. pokazuje zwisy przewodów fazowych tzw. długiego przęsła (≈560 m), czyli prawie dwa razy dłuższego od przęsła typowego dla linii 110 kV. Zwisy w tym przęśle wynoszą około 25 m. Na zdjęciu widać znaczną różnicę w zwisach przewodów zawieszonych na dolnych poprzecznikach. Różnica zwisu odzwierciedla różnicę w naprężeniach. Dolne poprzeczniki są równej długości i znajdują się na równej wysokości. Zatem słupy mocne ograniczające przęsło (tu sekcję jednoprzęsłową) obciążono niesymetrycznie – oba są stale skręcane wokół osi pionowej. Jest mało prawdopodobne, że tak stanowił projekt. Przypuszczalnie nieprawidłowo zamontowano przewody. Dlaczego tak się stało i czemu nadzór inwestora tego nie zakwestionował?
Fot. 3. Różnica zwisów (naprężeń) przewodów fazowych Fot. Z. Kończak
Tak obciążona konstrukcja ulegnie zmęczeniu. Jeśli zostanie naruszona konstrukcja w płaszczyźnie dolnych poprzeczników, to prawdopodobnie ugnie się trzon słupa powyżej, w kierunku załomu linii. Przedmiotowa linia jest usytuowana w terenie o zwiększonym wietrze (W2) oraz zwiększonej sadzi (S2), która może spadać z przewodów niejednocześnie; te okoliczności dodatkowo zwiększają ryzyko awarii.
Montaż zbędnych elementów na linii (fot. 4.)
Gdy naprężenie przekracza wartość normatywną, to na przewodach montuje się tłumiki drgań eolskich. Drgania eolskie to powodowane wiatrem wibracje przewodów, mogące doprowadzić do ich uszkodzenia bądź zerwania. Tłumiki skutecznie zapobiegają temu zjawisku. Oczywiście tam gdzie przewody są mniej naprężone, tłumiki nie są potrzebne.
Fot. 4. Montaż tłumików drgań na przewodach o znikomym naprężeniu Fot. Z. Kończak
Tymczasem na fotografii 4. widać tłumiki drgań zamocowane na przewodach fazowych przęsła słup krańcowy – bramka. Tam zagrożenie wibracją nie występuje z uwagi na nikłe naprężenie przewodów. Zbędne tłumiki drgań nie stanowią żadnego zagrożenia – ale z pewnością generują niepotrzebne koszty. Dlaczego więc znalazły się w projekcie?
Skąd te błędy?
Sytuacje przedstawione na zdjęciach nie są wytknięciem sporadycznie pojawiających się błędów, ale raczej wyborem z wielu widocznych już gołym okiem przykładów na obniżający się poziom jakości – i to mimo wciąż przecież rosnącego doświadczenia inwestorów w realizowaniu inwestycji na liniach wysokich napięć, wykonywanych w ramach istniejących procedur przetargowych.
Zaprezentowane błędy budzą obawy o niewidoczny gołym okiem stan linii.
Należy dążyć do naprawy sytuacji, czyli do tego, by błędy nie występowały lub były wychwytywane na jak najwcześniejszym etapie inwestycji. Pamiętajmy, że jeszcze pracują konstrukcje wsporcze linii wykonane przed 1945 r. Budowane dzisiaj obiekty będą zapewne funkcjonować podobnie długo, więc należy zadziałać, by latami nie stanowiły potencjalnego zagrożenia. Zdjęcia prezentują niedawne konstrukcje lub remonty, co widać choćby po zabudowanych materiałach.
Naiwnością byłoby obarczać winą za te błędy wyłącznie projektantów i wykonawców. Trzeba zatem przyjrzeć się całemu procesowi inwestycyjnemu, poszukując w nim miejsc mających wpływ na zaistnienie przytoczonych przykładów.
Poszukiwanie powodów powstania błędów rozpocznę od fotografii 3. Nierówno zwisające przewody są błędem na etapie wykonania – ale i brakiem właściwego nadzoru inwestora. Czy wykonawca nie miał wiedzy, jak prawidłowo montować przewody, a nadzór – jak sprawdzić, czy roboty zostały wykonane poprawnie? Jeśli inwestycja ma obejmować konstrukcje wsporcze linii, zamawiający wraz z projektem słupów powinien oczekiwać dostarczenia instrukcji ich montażu oraz instrukcji montażu przewodów na tych słupach. Taka instrukcja zawierać musi informacje, jak bezpieczne i poprawnie przeprowadzać roboty na etapie nie tylko budowy, ale też eksploatacji oraz przyszłych remontów, również demontażu. I musi zawierać informacje pozwalające nadzorowi inwestora kontrolować poprawność prac. Ale jest wysoce prawdopodobne, że takich instrukcji nie było! Pierwszym krokiem do realizacji inwestycji jest zredagowanie specyfikacji istotnych warunków zamówienia (SIWZ). SIWZ-y takich instrukcji nie wymagają, a wykonanie ich nie jest ani tanie, ani łatwe. Najlepiej wiedzą to ci, którym przed laty przyszło je opracować dla ówczesnych słupów. Posiadanie tych instrukcji jest ważne dlatego, że obecnie na rynku występuje szereg serii słupów zaprojektowanych przez różne podmioty i w oparciu o zmieniające się ostatnio normy. Dlatego tylko projektant konkretnej serii słupów może i powinien opracować dla niej ww. instrukcje. Dla serii słupów sprzed 1987 r. istniały instrukcje montażu i remontu wszystkich elementów linii, opracowywane na zlecenie Ministerstwa Górnictwa i Energetyki (MGiE). Objaśniały wykonanie wszelkich prac informując o składzie brygady, właściwych narzędziach, niezbędnym sprzęcie i jego parametrach, szczegółowych wymaganiach technicznych, poprawnej metodzie realizacji robót i bezpiecznym ich wykonaniu.
Kolejne wady systemu zamawiania, projektowania, budowy i nadzoru linii pokazują fotografie 1. i 2. Tak się składa, że zawodowo sięgam pamięcią lat siedemdziesiątych ub. w., tj. do czasów MGiE, kiedy liniami zaczęła rządzić norma PN-75/E-05100. Patetycznie to zabrzmi, ale faktem jest, że wówczas w środowisku elektroenergetycznym linii NN, WN i SN prym wiodły Biura Studiów i Projektów Energetycznych „ENERGOPROJEKT” w Krakowie i Poznaniu, skupiające najwyższej klasy kadrę inżynierską i badawczą. Biura te projektowały m.in. serie słupów i łańcuchy izolatorowe, monitorując według potrzeb ich produkcję i stosowanie. Posiadały własne laboratoria i poligony badawcze, pod mecenatem MGiE prowadziły prace studialne i rozwojowe, wykonywały analizy przyczyn awarii, a branżowe firmy budowlane i zakłady energetyczne ściśle z nimi współpracowały. Od marca 1956 r. wydawały czasopismo branżowe: biuletyn techniczny „Sieci Elektroenergetyczne” – periodyk na poziomie akademickim, będący źródłem wiedzy fachowej dla całej branży. 24 października 1987 r. zlikwidowano dotychczasowego patrona opisanego porządku – MGiE. Mówiono wtedy, że rolę mecenasa resortowego w zakresie m.in. linii przejmie powstająca w 1990 r. spółka PSE, lecz tak się nie stało.
W konsekwencji oba wymienione biura studiów i projektów energetycznych adaptując się do reguł rynkowych zaczęły wytracać kadrę badawczo-rozwojową i dorobek laboratoryjno-poligonowy, z powodów ekonomicznych zaniechano wydawania Biuletynu. Pozostało im tylko projektowanie na zasadach rynkowych, czyli tanio. Po prostu produkcja projektów. Dziś biura projektowe nie prowadzą prac rozwojowych i nie badają przyczyn awarii. Rozwój przeniósł się do dostawców narzędzi, urządzeń i materiałów – przykładowo niektórzy producenci osprzętu sieciowego sami zestawiają łańcuchy izolatorowe, a projektanci gotowe rozwiązania stosują w projektach. Dystrybutorzy tłumików drgań dobierają tłumiki i miejsca ich montażu na podstawie własnego oprogramowania, nieweryfikowanego przez niezależne od nich instytucje co do poprawności (minimalności) wyników. Projektantom pozostało przepisywać „gotowce” do projektu, co ilustruje fotografia 4.
Z perspektywy mojego doświadczenia widzę jeszcze jedną istotną zmianę w procesie inwestycyjnym. Przed 1990 r. przyjmowano powszechnie, że samodzielne projektowanie linii można rozpocząć dopiero po co najmniej dziesięcioletniej praktyce. Przy czym projekty, zwykle realizowane zespołowo, jeszcze w biurach były poddawane kontroli mającej eliminować ich wady techniczne i ekonomiczne. Należy tu zauważyć, że kontrolowano samodzielnych projektantów oraz ich weryfikatorów. Wówczas wykonawcy przed zamówieniem materiałów dokumentację analizowali powtórnie. Firmy wykonawcze budowały wg szczegółowych instrukcji montażowych; redagowali je wspólnie pracownicy tych firm i biur projektowych. Od 1995 r. proces inwestowania w sieć elektroenergetyczną zaczęła kształtować ustawa Prawo zamówień publicznych lub regulaminy sektorowe oparte o jej zapisy. Czyli musi być najtaniej. Za długotrwałe, ponadustawowe przygotowanie projektanta do samodzielnej pracy, jego bezustanne szkolenie, utrzymywanie doświadczonej kadry weryfikatorów nie chciano płacić.
Dziś wg ustawy Prawo budowlane za projekt odpowiada imiennie projektant, ubezpieczony członek Izby Inżynierów Budownictwa po dwuletniej praktyce projektowej. Poza ustawowym weryfikatorem (też ubezpieczonym, po dwuletniej praktyce) nikt projektów nie sprawdza. Wykonawca ma obowiązek zrealizować obiekt zgodnie z projektem zatwierdzonym pozwoleniem na budowę. Zatem dopiero awaria może ujawnić niedociągnięcia. Czy można chociaż liczyć na uczenie się na błędach? Czy właściciel linii będzie do bólu dociekliwy? Przyczyn awarii zwykle można znaleźć wiele, a komisja powypadkowa w pierwszej kolejności wskaże te najtrudniejsze do podważenia przez ubezpieczyciela. Wątpię, by ubezpieczyciel był tak dalece obeznany w szczegółach technicznych, aby samemu wyśledzić przyczynę. Zapewne zadziała zgodnie z jakąś tam procedurą, przeczyta raport ubezpieczonego, zweryfikuje protokoły z przeglądów, wypłaci odszkodowanie. I tyle.
Przedmiot artykułu to linie wysokiego napięcia. Obiekty, które pracując pozostają w bezustannym ruchu powodowanym bieżącymi zjawiskami atmosferycznymi i zmiennym przesyłem. Poziom skomplikowania zagadnień projektowo-wykonawczych wymaga bardzo doświadczonych, wysokospecjalistycznych kadr, nadzwyczajnie ważnej weryfikacji i kontroli na wszystkich etapach powstawania obiektów, w trakcie eksploatacji i remontów, oraz, co wymaga szczególnego podkreślenia, przy demontażach. Zauważmy, że istniejące linie, poza tymi powstałymi przed 1945 r., projektowano i budowano na podstawie norm: PN-EN 50341-1:2005 i PN-EN 50341-3-22:2010, PN-E-05100-1:1998, PN-75/E-05100, PN-67/E-05100, PN-62/E-05100, PN-58/E-05100, PN/E-101/48 i wielu przepisów związanych, również równolegle aktualizowanych. Projektowanie linii trwa długo, często to nie są miesiące a lata, przy czym mamy do czynienia ze znaczną różnorodnością zadań, również zakresową. Dwa lata praktyki projektowej to w tej branży czas niewystarczający dla nabrania odpowiedniego doświadczenia.
Na koniec trzeba przypomnieć, że w przypadku linii głównym problemem nie jest uszkodzenie samego obiektu, ale wpływ awarii na pracę systemu elektroenergetycznego. Tego żadne ubezpieczenie nie obejmie.
Uważam, że najwyższy czas przemyśleć, które z dobrych i skutecznych rozwiązań, wypracowanych przez pokolenia inżynierów przed erą „najtańszości”, należy w tej czy innej formie przywrócić.
| UWAGI! |
|
Artykuł napisano w kwietniu 2021 r., kilka tygodni przed awaryjnym wyłączeniem bloków w elektrowni Bełchatów, spowodowanym bliżej nieznanym błędem ludzkim. Zdarzenie w Bełchatowie nie dotyczy linii, więc przedstawione tutaj wnioski bezpośrednio go nie obejmują. Czytelnikowi, na podstawie posiadanej przez niego wiedzy, pozostawia się ewentualne rozszerzenie wniosków na tyle, by objęły również ten przypadek. Stała się rzecz niewyobrażalnie przykra i nienaprawialna – na koniec czerwca br. zakończyła się siedemdziesięcioletnia historia BSiPE Energoprojekt Kraków. Zbiegiem okoliczności niniejszy artykuł stał się swoistym epitafium dla biura wiodącego w branży projektowania linii WN i NN. Tu wnioski również pozostawia się Czytelnikom. |
