Sezonowość oraz przyczyny uszkodzeń elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych – część 1.: linie napowietrzne
Uszkodzenie linii energetycznej 110 kV Goleniów – Moracz (2022), fot. Eltel Networks
Sieci elektroenergetyczne są najbardziej rozpowszechnionymi systemami spośród wszystkich systemów energetycznych (ciepłownicze, gazownicze, naftowe). Ponadto w przypadku wielu odbiorców energia elektryczna jest jedynym systemowym nośnikiem energii. Dlatego też problem niezawodności sieci elektroenergetycznych ma tak duże znaczenie. W pierwszej części artykułu prezentujemy ogólne wymagania oraz problematykę obiektów elektroenergetycznych 110 kV i linii napowietrznych SN.
W artykule:
|
StreszczenieW artykule przedstawiono wyniki analiz dotyczących sezonowości oraz przyczyn uszkodzeń obiektów eksploatowanych w elektroenergetycznych sieciach dystrybucyjnych 110 kV, SN oraz nn. Do obiektów tych zalicza się linie napowietrzne 110 kV, stacje 110 kV/SN, linie napowietrzne i kablowe SN, stacje elektroenergetyczne SN/nn napowietrzne i wnętrzowe oraz linie nn napowietrzne i kablowe. Analizy zostały przeprowadzone na podstawie awarii, które wystąpiły w okresie dziesięciu lat na terenie dużej spółki dystrybucyjnej energii elektrycznej w kraju. |
Sieć elektroenergetyczną definiuje się jako zbiór urządzeń powiązanych funkcjonalnie i połączonych elektrycznie, służący do przesyłania, przetwarzania i rozdzielania energii elektrycznej na określonym obszarze. Termin „elektroenergetyczne sieci dystrybucyjne” obejmuje sieci rozdzielcze służące do przesyłania i rozdzielania (dystrybucji) energii elektrycznej przy wykorzystaniu napięć nie wyższych niż 110 kV [2, 3, 6, 7, 8].
Wszelkie zakłócenia w pracy elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych mogą powodować przerwy w zasilaniu odbiorców lub pogarszanie jakości energii, którą otrzymują. Skutkiem takiego stanu rzeczy są straty gospodarcze (ekonomiczne) u odbiorców, ale także u dystrybutorów energii. W skrajnych przypadkach może to prowadzić do zagrożenia zdrowia lub życia ludzkiego [1, 4, 9].
Występowanie przerw w zasilaniu jest nieuchronne, gdyż sieci elektroenergetyczne wyposażone są w urządzenia o określonej niezawodności. Im sieć dystrybucyjna jest większa i bardziej złożona, tym większe jest prawdopodobieństwo, że niektórzy odbiorcy nie zostaną bezprzerwowo i odpowiednio pod względem jakościowym zasileni. Poprawę niezawodności zasilania można uzyskać poprzez zwiększenie nakładów inwestycyjnych lub kosztów eksploatacji. Dlatego też zagadnienia niezawodności są bardzo ściśle powiązane z zagadnieniem obliczeń gospodarczych oraz metodami optymalizacji [9].
W artykule zaprezentowano wyniki badań dotyczących sezonowości oraz przyczyn awarii obiektów eksploatowanych w sieciach dystrybucyjnych, a więc: linii napowietrznych 110 kV, stacji elektroenergetycznych 110 kV/SN, linii napowietrznych i kablowych SN, stacji napowietrznych oraz wnętrzowych SN/nn, a także linii napowietrznych i kablowych nn.
Przeprowadzone analizy niezawodnościowe mają charakter statystyczny i bazują na danych empirycznych, a więc uwzględniają rzeczywiste warunki, w jakich urządzenia są eksploatowane, wszelkie narażenia środowiskowe (zewnętrzne), a także wynikające z pracy oraz zjawisk zachodzących w sieci dystrybucyjnej (wewnętrzne). Analiza tego typu pozwala na uwzględnienie wszelkich czynników oddziałujących na urządzenie, a nie tylko zjawisk starzeniowych i zmęczeniowych, jak ma to miejsce w przypadku niezawodnościowych badań laboratoryjnych.
Przyczyny uszkodzeń urządzeń i obiektów elektroenergetycznych
Uszkodzeniem obiektu nazywamy proces jego przejścia ze stanu zdatności ruchowej do stanu niezdatności lub inaczej awarii. Jest to jednoznaczne z niespełnieniem wymagań stawianych obiektowi (urządzeniu) w czasie jego eksploatacji. Przejście to może odbywać się w różny sposób, co determinuje podstawowy podział uszkodzeń na uszkodzenia katastroficzne (nagłe), zwane też całkowitymi, oraz uszkodzenia parametryczne (stopniowe), zwane inaczej częściowymi [1, 9].
Przyczyną pojawienia się uszkodzenia katastroficznego jest zazwyczaj zakłócenie wewnętrzne układu lub zakłócenie zewnętrzne o charakterze skokowym. W przypadku obiektów elektroenergetycznych uszkodzenia katastroficzne powstają przede wszystkim w rezultacie pojawienia się przepięć łączeniowych lub atmosferycznych. Uszkodzenia parametryczne powstają na skutek istnienia procesów zmęczeniowych lub starzeniowych, a więc mają zasadniczo charakter kumulacyjny. Przykładem starzenia (zużycia) w układach elektroenergetycznych jest pogorszenie właściwości układów izolacyjnych, zwiększony prąd upływu itp. Generalnie należy stwierdzić, iż istnieje bardzo duża liczba możliwych przyczyn powstawania uszkodzeń urządzeń i obiektów elektroenergetycznych. Uwzględnienie wszystkich możliwych przyczyn uszkodzeń oraz analiza ich wpływu na awaryjność są w zasadzie niemożliwe. Niemniej mogą być one sklasyfikowane w trzech zasadniczych grupach. Do pierwszej z nich zalicza się przyczyny wynikające ze złej jakości obiektu, a więc wszelkie błędy i usterki konstrukcyjne, materiałowe oraz technologiczne. Do drugiej grupy należą czynniki związane z eksploatacją oraz warunkami użytkowania obiektu, a więc: błędy eksploatacji, brak koniecznych zabiegów regulacyjno-profilaktycznych, bodźce zakłócające wewnątrzukładowe oraz zewnętrzne itp. Trzecią grupę tworzą czynniki związane ze starzeniem się obiektu, a więc między innymi procesy zmęczeniowe oraz zużycie elementów obiektu. Na podstawie powyższych rozważań można stwierdzić, iż w badaniach praktycznych konieczne jest uwzględnienie pięciu podstawowych przyczyn uszkodzeń [9]:
- A(0) – błędy konstrukcyjne;
- B(0) – błędy technologiczno-materiałowe;
- C(t) – błędy eksploatacji;
- D(t) – procesy starzeniowe;
- E(t) – bodźce zakłócające.
Błędy konstrukcyjne oraz technologiczno-materiałowe nie są związane z czasem użytkowania obiektu, natomiast pozostałe są jego funkcją, jako że powstają w procesie eksploatacji.
Wpływ poszczególnych przyczyn na wystąpienie uszkodzenia katastroficznego został przedstawiony w sposób schematyczny na rysunku 1.
Rys. 1. Wpływ poszczególnych przyczyn uszkodzeń na właściwości niezawodnościowe obiektów: a) charakterystyka idealna A(0) = B(0) = C(t) = D(t) = E(t) = 0; b) charakterystyka uwzględniająca występowanie jedynie procesów starzeniowych A(0) = B(0) = C(t) = E(t) = 0, D(t) ≠ 0; c) charakterystyki rzeczywiste uwzględniające występowanie różnych konfiguracji przyczyn, w tym bodźce zakłócające; rys. własny według [9]
Na rysunku 1a przedstawiona została idealna charakterystyka obiektu wykonanego bezbłędnie (A(0) = B(0) = 0), eksploatowanego zgodnie z wytycznymi i przepisami (C(t) = 0), który nie podlega procesom starzeniowym (D(t) = 0) oraz bodźcom zakłócającym (E(t) = 0). Taki wyidealizowany obiekt jest całkowicie niezawodny i nie ulega uszkodzeniom. Na rysunku 1b zaprezentowano charakterystykę uwzględniającą jedynie występowanie procesów starzeniowych (A(0) = B(0) = C(t) = E(t) = 0, D(t) ≠ 0). W tym przypadku chwile pojawiania się uszkodzeń są zbliżone do siebie. Rozrzut wynika jedynie z różnej intensywności zachodzących procesów starzeniowych, które są z kolei uzależnione od warunków użytkowania. Możliwe jest w tej sytuacji wyznaczenie resursu, tzn. czasu, w którym pojawienie się uszkodzenia jest mało prawdopodobne. Analizując rysunek 1b, można stwierdzić, iż resurs musi być mniejszy od czasu t1, czyli czasu wynikającego z najszybciej postępujących procesów starzeniowych. Na rysunku 1c zaprezentowana została charakterystyka rzeczywista uwzględniająca różne przyczyny powstawania uszkodzeń, przy uwzględnieniu występujących zakłóceń w postaci skokowo zmieniającego się obciążenia (przeciążeń). Najszybciej uszkadza się obiekt źle zaprojektowany (A(0) ≠ 0) oraz wykonany z błędami materiałowymi i technologicznymi (B(0) ≠ 0), podlegający procesom starzeniowym (D(t) ≠ 0). Obiekt ten już w chwili włączenia do pracy posiada obciążalność graniczną mniejszą niż obiekt należycie wykonany. Kolejna charakterystyka prezentuje obiekt należycie wykonany (A(0) = B(0) = 0), ale podlegający procesom starzeniowym (D(t) ≠ 0), i źle eksploatowany (C(t) ≠ 0). W celu zobrazowania wpływu złej eksploatacji pokazano także charakterystykę obiektu należycie eksploatowanego. Ostatnia charakterystyka dotyczy obiektu idealnego (A(0) = B(0) = C(t) = D(t) = 0), który może się uszkodzić tylko i wyłącznie w przypadku pojawienia się bodźca zakłócającego (E(t) ≠ 0) o odpowiedniej wartości.
Rozważając procesy fizyczne zachodzące w obiektach elektroenergetycznych podczas eksploatacji, można wyróżnić następujące rodzaje uszkodzeń [5]:
- uszkodzenia spowodowane impulsowym działaniem narażenia;
- uszkodzenia spowodowane kumulacyjnym działaniem narażenia;
- uszkodzenia spowodowane relaksacyjnym działaniem narażenia.
Narażenia impulsowe powodują uszkodzenia wówczas, gdy wartość chwilowa narażenia przekroczy chwilową wytrzymałość obiektu. Chwila powstania uszkodzenia jest przypadkowa, gdyż wartości narażeń są zmiennymi losowymi. Pojawiają się one w dowolnych chwilach, niezależnych od czasu eksploatacji obiektu [1, 5].
Kumulacyjne działanie narażeń powoduje uszkodzenie w wyniku stopniowego zużywania się lub starzenia obiektu. Jego prawidłowa praca wymaga, aby wartości parametrów eksploatacyjnych mieściły się w określonych dopuszczalnych przedziałach. Procesy zużycia oraz starzenia powodują pogarszanie się tych parametrów. Osiągnięcie przez te parametry wartości wykraczających poza dopuszczalne granice prowadzi do uszkodzenia obiektu [1, 5].
Relaksacyjne działanie narażeń jest przyczyną uszkodzeń, których prawdopodobieństwo wystąpienia wzrasta w miarę starzenia się obiektu. W takim przypadku kumulacyjne działanie narażeń sprzyja pojawieniu się uszkodzeń wywołanych innymi czynnikami [5].
Podczas eksploatacji urządzeń i obiektów elektroenergetycznych o ich uszkodzeniach mogą decydować jednocześnie wszystkie trzy rodzaje działania narażeń. Jeżeli każde narażenie powoduje uszkodzenie jednego rodzaju, wówczas narażenia działające na obiekt są niezależne i łatwiej jest opisać ich wpływ oraz wyodrębnić narażenie dominujące. Sytuacja znacznie się komplikuje, gdy określone narażenie jest przyczyną dwóch lub trzech rodzajów uszkodzeń. W takim przypadku należy rozpatrywać wzajemne powiązania tych przyczyn uszkodzeń. Jeżeli określone narażenie jest silnie skorelowane z jednym rodzajem uszkodzenia, wówczas można przyjąć, iż o uszkodzeniu obiektu decyduje jeden rodzaj oddziaływania narażenia, a pozostałe można pominąć [1, 5].
Analiza sezonowości oraz przyczyn awarii obiektów elektroenergetycznych
Zaprezentowane poniżej wyniki analiz obejmują sezonową zmienność częstości awarii oraz najczęstsze przyczyny ich powstawania. Badania dotyczące sezonowej zmienności częstości awarii obiektów elektroenergetycznych obejmują prezentację danych empirycznych, a także realizację modelu teoretycznego w postaci funkcji aproksymacyjnej. Funkcją aproksymacyjną może być dowolna funkcja matematyczna. Ze względu na przejrzystość oraz prostotę zapisu jako funkcję aproksymacyjną przyjęto wielomian. Ponieważ we wszystkich przypadkach współczynniki funkcji aproksymacyjnej uzyskane dla rzędu wyższego niż czwarty są bliskie zeru, podjęto decyzję o aproksymowaniu funkcji sezonowej zmienności częstości awarii urządzeń wielomianem co najwyżej czwartego rzędu. Wielomian taki ma postać:
gdzie:
i – kolejny numer miesiąca;
a, b, c, d, e – współczynniki funkcji aproksymacyjnej.
Dla każdej funkcji podany został współczynnik korelacji z danymi empirycznymi. Na podstawie wyników z wielu lat eksploatacji, wskazano miesiące o największej oraz najmniejszej liczbie awarii. Jest to bardzo ważna informacja dla dystrybutorów energii elektrycznej. Umożliwia ona bowiem przeprowadzanie planowych remontów oraz przeglądów w czasie, kiedy liczba awarii jest najmniejsza. Istnieje wówczas znacznie mniejsze prawdopodobieństwo uszkodzenia pozostałych w pracy urządzeń, bez możliwości wykorzystania rezerwy znajdującej się w danej chwili w remoncie. Ponadto stwarza warunki dla lepszej organizacji pracy poprzez planowe utworzenie, na okres o wzmożonej intensywności występowania awarii, większej liczby brygad remontowych do ich usuwania.
Analiza dotycząca przyczyn awarii obiektów elektroenergetycznych obejmuje prezentację danych empirycznych uzyskanych na podstawie dziesięcioletnich obserwacji awaryjności urządzeń elektroenergetycznych na terenie działania dużej spółki dystrybucyjnej energii elektrycznej w kraju. Wskazano czynniki powodujące największą liczbę awarii obiektów elektroenergetycznych.
Sezonowość oraz przyczyny awarii linii napowietrznych 110 kV
W tabeli 1. przedstawiona została częstość uszkodzeń linii napowietrznych 110 kV w poszczególnych miesiącach roku. Dane te w postaci histogramu oraz funkcja aproksymacyjna przedstawione zostały na rysunku 2.
Tab. 1. Częstość uszkodzeń linii napowietrznych 110 kV w poszczególnych miesiącach roku, w [%]
Rys. 2. Wartości empiryczne i funkcja aproksymacyjna sezonowej zmienności częstości awarii linii napowietrznych 110 kV, rys. A.Ł. Chojnacki
Najwięcej awarii linii 110 kV zaobserwowano w miesiącach zimowych (styczeń, grudzień) oraz w miesiącach letnich i jesiennych (od lipca do października). W okresie zimowym wystąpiły 63 awarie, co stanowi 28,25% wszystkich uszkodzeń (najwięcej w styczniu – 17,94%). W miesiącach letnich i jesiennych wystąpiło 90 awarii, co stanowi 40,36% wszystkich uszkodzeń (najwięcej w sierpniu – 14,35%). W pozostałych miesiącach zawodność linii kształtuje się znacznie poniżej średniej intensywności uszkodzeń.
Współczynniki funkcji aproksymacyjnej sezonowej zmienności częstości awarii linii 110 kV, przedstawionej na rysunku 2., wynoszą: a = 0,0210; b = –0,6306; c = 6,5081; d = –25,9092; e = 37,9207. Współczynnik korelacji wyznaczonej funkcji w stosunku do danych empirycznych wynosi r = 0,88.
Najpoważniejszą przyczyną awarii linii 110 kV jest wiatr, który spowodował 18,83% wszystkich uszkodzeń. Drugą przyczyną są oblodzenie, śnieg i sadź, w wyniku których zaistniało 15,70% wszystkich uszkodzeń linii. Procentowy udział poszczególnych przyczyn awarii linii 110 kV w ich całkowitej liczbie przedstawia rysunek 3.
Rys. 3. Procentowy udział przyczyn awarii linii napowietrznych 110 kV, rys. A.Ł. Chojnacki
Sezonowość oraz przyczyny awarii stacji 110 kV/SN (GPZ i RS)
W tabeli 2. przedstawiona została częstość uszkodzeń stacji 110 kV/SN w poszczególnych miesiącach roku. Dane te w postaci histogramu oraz funkcja aproksymacyjna przedstawione zostały na rysunku 4.
Tab. 2. Częstość uszkodzeń stacji 110 kV/SN w poszczególnych miesiącach roku, w [%]
Rys. 4. Wartości empiryczne i funkcja aproksymacyjna sezonowej zmienności częstości awarii stacji 110 kV/SN, rys. A.Ł. Chojnacki
Najwięcej awarii stacji 110 kV/SN zaobserwowano w miesiącach letnich (od maja do września) oraz w miesiącach zimowych (styczeń, grudzień). W okresie letnim wystąpiło 1120 awarii, co stanowi 53,38% wszystkich uszkodzeń. W miesiącach zimowych wystąpiło 339 awarii, co stanowi 16,16% wszystkich uszkodzeń. W pozostałych miesiącach zawodność stacji kształtuje się znacznie poniżej średniej intensywności uszkodzeń.
Współczynniki funkcji aproksymacyjnej sezonowej zmienności częstości awarii stacji 110 kV/SN, przedstawionej na rysunku 4., wynoszą: a = 0,0188; b = –0,5092; c = 4,4732; d = –13,7814; e = 18,5002. Współczynnik korelacji wyznaczonej funkcji w stosunku do danych empirycznych wynosi r = 0,96.
Najpoważniejszą przyczyną awarii stacji 110 kV/SN są procesy starzeniowe, które spowodowały 32,17% wszystkich uszkodzeń. Drugą przyczyną są wyładowania atmosferyczne, w wyniku których zaistniało 23,07% wszystkich uszkodzeń stacji. Procentowy udział poszczególnych przyczyn awarii stacji w ich całkowitej liczbie przedstawia rysunek 5.
Rys. 5. Procentowy udział przyczyn awarii stacji 110 kV/SN, rys. A.Ł. Chojnacki
Sezonowość oraz przyczyny awarii linii napowietrznych SN
W tabeli 3. przedstawiona została częstość uszkodzeń linii napowietrznych SN z przewodami gołymi w poszczególnych miesiącach roku. Dane te w postaci histogramu oraz funkcja aproksymacyjna przedstawione zostały na rysunku 6.
Tab. 3. Częstość uszkodzeń linii napowietrznych SN w poszczególnych miesiącach roku, w [%]
Rys. 6. Wartości empiryczne i funkcja aproksymacyjna sezonowej zmienności częstości awarii linii napowietrznych SN z przewodami gołymi, rys. A.Ł. Chojnacki
Najwięcej awarii linii napowietrznych SN zaobserwowano w miesiącach letnich (lipiec, sierpień) oraz w miesiącach zimowych (styczeń, grudzień). W okresie letnim wystąpiło 427 awarii, co stanowi 21,90% wszystkich uszkodzeń. W miesiącach zimowych wystąpiło 406 awarii, co stanowi 20,82% wszystkich uszkodzeń. W pozostałych miesiącach zawodność linii kształtuje się poniżej średniej intensywności uszkodzeń.
Współczynniki funkcji aproksymacyjnej sezonowej zmienności częstości awarii linii napowietrznych SN, przedstawionej na rysunku 6., wynoszą: a = 0,0137; b = –0,3832; c = 3,6405; d = –13,1109; e = 21,5470. Współczynnik korelacji wyznaczonej funkcji w stosunku do danych empirycznych wynosi r = 0,85.
Najpoważniejszą przyczyną awarii linii napowietrznych SN są procesy starzeniowe, w wyniku których zaistniało 19,38% wszystkich uszkodzeń linii. Drugą przyczyną awarii są drzewa i gałęzie, które spowodowały 16,31% wszystkich uszkodzeń. Przyczynami występującymi sezonowo, ale mającymi znaczący wpływ na awaryjność linii napowietrznych SN, są wyładowania atmosferyczne oraz oblodzenie i sadź. Spowodowały one odpowiednio 13,64% oraz 9,23% wszystkich uszkodzeń. Procentowy udział poszczególnych przyczyn awarii linii SN w ich całkowitej liczbie przedstawia rysunek 7.
Rys. 7. Procentowy udział przyczyn awarii linii napowietrznych SN z przewodami gołymi, rys. A.Ł. Chojnacki
Sezonowość oraz przyczyny awarii linii napowietrznych izolowanych SN
W tabeli 4. przedstawiona została częstość uszkodzeń linii napowietrznych izolowanych SN w poszczególnych miesiącach roku. Dane te w postaci histogramu oraz funkcja aproksymacyjna przedstawione zostały na rysunku 8.
Tab. 4. Częstość uszkodzeń linii napowietrznych izolowanych SN w poszczególnych miesiącach roku, w [%]
Rys. 8. Wartości empiryczne i funkcja aproksymacyjna sezonowej zmienności częstości awarii linii napowietrznych izolowanych SN, rys. A.Ł. Chojnacki
Najwięcej awarii linii napowietrznych izolowanych SN zaobserwowano w miesiącach letnich (czerwiec, lipiec) oraz w miesiącach zimowych (styczeń, luty). W okresie letnim wystąpiło 8 awarii, co stanowi 36,36% wszystkich uszkodzeń. W miesiącach zimowych wystąpiły 4 awarie, co stanowi 18,18% wszystkich uszkodzeń. W pozostałych miesiącach zawodność linii izolowanych kształtuje się poniżej średniej intensywności uszkodzeń.
Współczynniki funkcji aproksymacyjnej sezonowej zmienności częstości awarii linii napowietrznych izolowanych SN, przedstawionej na rysunku 8., wynoszą: a = 0,0328; b = –0,8699; c = 7,4595; d = –22,6613; e = 26,7906. Współczynnik korelacji wyznaczonej funkcji w stosunku do danych empirycznych wynosi r = 0,80.
Najpoważniejszą przyczyną awarii linii napowietrznych izolowanych SN są wyładowania atmosferyczne, które spowodowały 27,27% wszystkich uszkodzeń. Drugą przyczyną jest wiatr, który spowodował 22,73% wszystkich uszkodzeń linii izolowanych. Procentowy udział poszczególnych przyczyn awarii linii izolowanych SN w ich całkowitej liczbie przedstawia rysunek 9.
Rys. 9. Procentowy udział przyczyn awarii linii napowietrznych izolowanych SN, rys. A.Ł. Chojnacki
Literatura:
- A.Ł. Chojnacki, Analiza niezawodności eksploatacyjnej elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych, Wydawnictwo Politechniki Świętokrzyskiej w Kielcach, 2013 ISSN 1897-2691.
- J. Horak, A. Gawlak, J. Szkutnik, Sieć jako zbiór elementów, Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1998.
- J. Horak, Sieci elektryczne. Część 3. Zagadnienia optymalizacyjne w projektowaniu sieci rozdzielczych, Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa 1990.
- Z. Kowalski, Niezawodność zasilania odbiorców energii elektrycznej, Wydawnictwo Politechniki Łódzkiej, Łódź 1992.
- S. Lesiński, Niezawodność łączników energoelektrycznych. Badania i ocena, WNT, Warszawa 1983.
- J. Marzecki, Miejskie sieci elektroenergetyczne, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 1996.
- J. Niebrzydowski, Sieci elektroenergetyczne, Wydawnictwo Politechniki Białostockiej, Białystok 1997.
- Poradnik inżyniera elektryka, t. 3, praca zbiorowa, WNT, Warszawa 2011.
- J. Sozański, Niezawodność zasilania energią elektryczną, WNT, Warszawa 1982.
