Na podstawie przeprowadzonych badań oraz analiz autor artykułu sformułował wnioski odnoszące się do wszystkich analizowanych obiektów (zachęcamy do lektury pełnej wersji artykułu w numerze „elektro.info” 3/2023):

1. Badania w zakresie rocznej zmienności intensywności awarii wykazały, że dla wszystkich analizowanych obiektów elektroenergetycznych okresem wzmożonej zawodności jest okres letni. Występuje także drugi okres podwyższonej zawodności – w zimie (nie występuje w przypadku linii kablowych).

2. Roczna zmienność intensywności awarii jest znacznie mniejsza dla urządzeń eksploatowanych wnętrzowo.

3. Prace kontrolno-pomiarowe oraz konserwacyjne dla wszystkich urządzeń eksploatowanych w sieciach dystrybucyjnych należy przeprowadzać w miesiącach wiosennych – w celu wykrycia wszelkich nieprawidłowości i uniknięcia niektórych awarii w okresie letnim oraz jesienią – w celu usunięcia przed zimą ewentualnych uszkodzeń powstałych w sezonie letnim. W okresach tych istnieje także niewielkie prawdopodobieństwo uszkodzenia obiektu, który na czas trwania pomiarów lub prac konserwacyjnych przejmuje obciążenie obiektu, na którym wykonywane są prace. Ogranicza się więc do minimum prawdopodobieństwo wystąpienia przerwy w zasilaniu odbiorców.

4. Głównymi przyczynami awarii urządzeń są procesy starzeniowe oraz wyładowania atmosferyczne. W przypadku linii napowietrznych istotnymi przyczynami są także oblodzenie i sadź oraz wiatr, a w przypadku linii kablowych – działalność człowieka.

5. W okresie letnim najwięcej awarii jest powodowanych przez wyładowania atmosferyczne, natomiast w okresie zimowym – przez oblodzenie, sadź i burze śnieżne.

6. Ponieważ liczba awarii powodowanych przez wyładowania atmosferyczne jest bardzo duża (14,8% dla linii napowietrznych 110 kV, 23,07% dla stacji 110 kV/SN, 13,64% i 27,27% dla linii napowietrznych SN z przewodami odpowiednio: gołymi i izolowanymi, 22,41% i 26,73% dla stacji SN/nn wnętrzowych i napowietrznych), należy domniemywać, iż stosowane układy ochrony odgromowej oraz przeciwprzepięciowej są nieskuteczne, co może mieć związek z ich niewłaściwym wykonaniem lub błędami eksploatacyjnymi.

7. Znaczna liczba awarii jest powodowana przez zwierzęta, głównie gryzonie (stacje wnętrzowe) i ptaki (stacje i linie napowietrzne).

8. W odniesieniu do poprzednich punktów należy stwierdzić, że liczbę awarii można w znacznym stopniu ograniczyć poprzez właściwe zabezpieczanie urządzeń przed wyładowaniami atmosferycznymi (głównie linie i stacje napowietrzne) oraz przed zwierzętami (głównie szyny zbiorcze i transformatory).

9. W opinii autora opracowania, zbyt duża liczba awarii linii napowietrznych jest skutkiem oddziaływania wiatru (18,83% dla linii 110 kV, 9,13% dla linii napowietrznych SN z przewodami gołymi, 22,73% dla linii napowietrznych SN z przewodami izolowanymi oraz 11,41% dla linii napowietrznych nn). Wyniki badań pozwalają na stwierdzenie, iż ochrona przeciwdrganiowa w liniach napowietrznych nie jest w pełni skuteczna lub też w zbyt małym stopniu wykorzystywane są w tych liniach dławiki drgań. Kumulacyjny charakter wielu występujących uszkodzeń wskazuje także na zbyt słaby nadzór przedsiębiorstw energetycznych nad liniami napowietrznymi.

10. Wiele awarii powstaje na skutek działalności człowieka, przy czym wyróżnić tu można działanie przypadkowe (uszkodzenia kabli podczas prac ziemnych, uszkodzenia słupów lub zerwanie linii w przypadku prac prowadzonych w ich pobliżu lub podczas wycinki drzew), jak i celowe (zarzutki na liniach napowietrznych, kradzieże transformatorów itp.).

W odpowiedzi na ten artykuł redakcja „elektro.info” otrzymała od współpracującego z nami autora, Zbigniewa Kończaka, kolejny głos w dyskusji na temat poruszany na naszych łamach. Przedstawiliśmy go autorowi artykułu i poprosiliśmy o komentarz. Poniżej publikujemy stanowiska obu Panów i dziękujemy za ich wypowiedzi w tej sprawie, jakże ważnej dla naszego bezpieczeństwa.

Redakcja „elektro.info”

Nowe „wielkie otwarcie”

Uważam artykuł prof. Andrzeja Ł. Chojnackiego za nowe „wielkie otwarcie” niezwykle ważnego tematu, jakim jest analiza przyczyn awarii napowietrznych linii elektroenergetycznych. Dlaczego „nowe” – napiszę pod koniec.

Zgadzam się w pełni z autorem, że skrywanie przez właścicieli informacji o awaryjności linii obraca się przeciwko nim, bo bez rzetelnych danych źródłowych nie da się opracować tematu, nie sposób dojść do konstruktywnych wniosków, umożliwiających faktyczną poprawę stanu rzeczy. A jest o czym mówić, bo mamy w kraju na liniach napowietrznych SN około 1,4 mln przęseł. Można z grubsza założyć, że daje to około 140 000 sekcji odciągowych.

Nie do końca zgadzam się z uwagą, że brak informacji o przyczynach jest spowodowany niedostateczną wiedzą monterów usuwających awarię. Moim zdaniem powodem jest – choć nie tylko – brak zorganizowanego dążenia do ustalenia technicznych przyczyn zaistnienia zakłócenia. Szerzej – brak kompleksowej i systemowej weryfikacji przyczyn. A przyczyn należy szukać, sprawdzając projekt, analizując jakość wybudowania i użytych materiałów. Uważam, że bez odpowiedniej procedury systematyzującej pełną walidację całego ww. procesu wysiłek autora artykułu nie da zadowalających efektów, przede wszystkim z powodu braku danych wyjściowych. Należy tu zauważyć, że takie opracowania jak przedmiotowe powinny stanowić kluczowy element naszkicowanego tu procesu walidacji.

Teraz kilka wybranych uwag do treści artykułu

Wskazany wydaje się podział przyczyn awarii na normatywne i ponadnormatywne. Wnioski z analizy przyczyn ponadnormatywnych mogą bowiem prowadzić do korekt NNA – wszak warunki klimatyczne, jak choćby temperatura czy przedmiotowy wiatr, ulegają ostatnio istotnym zmianom.

Z powyższą uwagą wiąże się następna. Istniejące obecnie linie budowano w oparciu o normy PN/E-101/48 PN-58/E-05100, PN-62/E-05100, PN-67/E-05100, PN-75/E-05100, PN-E-05100-1:1998 i współczesne oraz w oparciu o przepisy w nich przywołane. Ponadto ewoluowały materiały, jakość ich produkcji oraz technologia montażu. Zasadne więc wydaje się analizowanie poszczególnych „pokoleń” linii odrębnie, również z uwagi na różny czas ich eksploatacji. Wydaje się, że takie wnioski będą bardziej użyteczne eksploatatorom.

Podobnie zasadne wydaje się podzielenie analizowanego materiału na odcinki linii przebiegające:

• przez szczere pola,
• przez tereny punktowo zadrzewione, czyli skrzyżowania z drogami bądź rowami,
• przez zwarte kompleksy lasów.

W tym miejscu proponuję zwrócić uwagę na linie SN z przewodami izolowanymi. Niewiele tego, lecz porównanie ich awaryjności w odniesieniu do podobnych wiekiem linii z przewodami gołymi może prowadzić do ciekawych wniosków.

W przęsłach linii SN zwisy są niewielkie (wyjaśnia to kształt krzywej łańcuchowej i długości tych przęseł), stąd łatwo o niedokładność przy naprężaniu przewodów, co ma przełożenie na podatność wprawiania ich w drgania generowane wiatrem (skutki są widoczne na załączonych fot. 1. i 2.).

Jeśli już mowa o zwisach, to trudno się zgodzić z autorem, że linie SN są w zbyt małym stopniu odporne na obciążenie wiatrem. Normy były i są tutaj dostatecznie precyzyjne i wymagające, natomiast wiatr bywa najczęściej czynnikiem wyzwalającym awarię, która bez niego i tak by nastąpiła, lecz później, być może samoistnie.

Normy pozwalają właściwie ustalać geometrię głowic słupów, a zwarcia międzyfazowe są raczej spowodowane kiepskim montażem i eksploatacyjną reologią, powstającą również z przyczyn, o których poniżej.

Tu wskażę przyczyny, o których autor nie wspomniał, bo zapewne użytkownicy się tym nie pochwalili, bo nie wyobrażam sobie, by nie wiedzieli. Myślę tu w pierwszej kolejności o eksploatacyjnych przeciążeniach prądowych linii, prowadzących do wzrostu temperatury przewodów powyżej progu płynięcia smaru zabezpieczającego aluminiowe druty splotowe przed utlenianiem. Ten efekt połączony z nadwątleniem struktury metalu temperaturą istotnie osłabia przewody poddawane przecież ciągłemu naprężeniu. Swoje dokłada utlenianie zewnętrznej warstwy drutów. A jak wspomniałem, z uwagi na nikłość zwisów, efektu działania tych czynników nie zauważymy w trakcie oględzin; weryfikatorem będzie wiatr.

Drugą kwestią są skutki padania gałęzi na przewody, ale tylko tych zdarzeń, które wywołały zwarcia przemijające, tj. kiedy nie doszło do zerwania przewodów. Linię faktycznie dało się załączyć i podjęła pracę, ale prąd zwarciowy zostawił nadpalenia na przewodach. W konsekwencji takie miejsca istotnie osłabiają przewody: mniejsza średnica to punktowy wzrost oporności, czyli temperatury, a dalej dzieje się jw. Zapewne kamera termowizyjna wskazałaby te miejsca, ale awaria zwykle jest szybsza.

Zauważmy przy tym, że do obowiązków właściciela linii należy przycinka gałęzi, być może dlatego powodem awarii są „procesy starzeniowe” bądź „przyczyna nieznana”. Z drugiej strony koniecznie pamiętać należy, że obecny stan przepisów warunkujących utrzymanie przecinek w stanie projektowym przyprawia o ból głowy, a właściciele gruntów i stojących na nich drzew oraz organizacje ekologiczne dokładają swoje.

Te przykładowe uwagi nie wyczerpują tematu, lecz obrazują skalę i mnogość problemów, a na tym tle przedmiotowy artykuł jawi się jako wierzchołek góry lodowej, której znana z fizyki część pozostaje „poufnymi danymi handlowymi”.

W 2003 r. wygłosiłem referat pt. „Współzależność jakości energii elektrycznej i jakości projektu” (II Konferencja PTPiRE, Jelenia Góra, 8–9 maja 2003 r.), z którego pochodzą następujące zdania: „Dobry jakościowo projekt musi umożliwić prawidłową realizację obiektu, a dalej służbom eksploatacyjnym prawidłową eksploatację…”, „Projekt musi zawierać wszystkie elementy, które są niezbędne dla działań eksploatacyjnych. Pod tym pojęciem rozumiemy […] m.in. instrukcję eksploatacji obiektu”, „Zła jakość projektu generuje niepotrzebne koszty na wszystkich etapach realizacji projektu i późniejszej jego eksploatacji”, „W aktualnej sytuacji rynkowej jedynym kryterium wyboru wykonawcy jest cena, w grze rynkowej maksymalnie obniżana przez niewielkie zespoły projektowe, bazujące na gotowych rozwiązaniach, co nie zawsze przynosi efekt w postaci dobrego jakościowo projektu. A budujemy na lata!”.

W latach 2005–2012 współobsługiwałem stoisko Energoprojektu-Poznań na targach ENERGETAB w Bielsku-Białej. Przez cały ten czas byłem nagabywany o katalogi linii SN, które przed laty opracowywało to Biuro. Okazywało się, że były one nadal w powszechnym użyciu, choć zmieniły się wszystkie normy w nich przywoływane. Tak w największym skrócie prezentowała się przez lata jakość projektów. Były tanie.

Dlaczego przedmiotowy artykuł nazwałem „nowym otwarciem”? Bo przed laty awarie linii były bardzo wnikliwie i kompleksowo analizowane, szczególnie WN i NN, a następnie ­omawiane na konferencjach. Na tej podstawie poprawiano jakość materiałów, jak np. spoiwo do izolatorów, uszczegóławiano normy i przepisy związane. A dziś obiektywny naukowiec nie może rzetelnie realizować badań, nawet tych najtańszych, teoretycznych, z powodu braku dostępu do „poufnych danych handlowych”.

O tempora! O mores!

Zamiast systematycznego, rzetelnego, na bieżąco doinwestowanego działania mamy plasterek: akcję kablowania istniejących linii napowietrznych SN (PEP 2040 – zatwierdzony przez rząd w lutym 2021 r.). To nie jest załatwienie tematu – to zamiana jednych awarii na drugie, za wielokrotnie większe pieniądze. Bo pamiętajmy: w czasie mrozów niełatwo reperować uszkodzenia kabli na wolnym powietrzu z uwagi na wymaganą temperaturę izolacji.

Zbigniew Kończak

Ścisła współpraca projektantów, pracowników spółek dystrybucyjnych oraz naukowców to warunek konieczny do poprawy bezpieczeństwa

Odpowiedź autora na uwagi do artykułu „Ocena wpływu wiatru na awaryjność elektroenergetycznych linii napowietrznych SN”

Na wstępie bardzo serdecznie dziękuję za wszystkie uwagi i spostrzeżenia do artykułu mojego autorstwa. Jednocześnie stwierdzam, że w zasadzie ze wszystkimi stwierdzeniami się zgadzam. W związku z powyższym moje dalsze wywody będą jedynie uzupełnieniem, ewentualnie wyjaśnieniem kwestii dyskusyjnych.

Problemem niezawodności sieci i urządzeń elektroenergetycznych zajmuję się już ponad 20 lat. Przez cały ten czas dość blisko współpracowałem z ówczesnymi zakładami energetycznymi czy też – później – ze spółkami dystrybucyjnymi energii elektrycznej. Zawsze dostęp do danych o awariach był utrudniony. Trudno się temu dziwić: awarie układów elektroenergetycznych nie są powodem do satysfakcji i zadowolenia. Nie zmienia to faktu, że po napisaniu odpowiedniego pisma i rozmowie z decydentami, podczas których wyjaśniałem, do jakich analiz te dane posłużą i w jakim zakresie zostaną wykorzystane oraz do czego można wykorzystać wyniki tych badań, otrzymywałem zgodę na dostęp do kart awarii. Tak! Przeglądałem osobiście wszystkie karty awarii i wynotowywałem interesujące mnie informacje. Niestety opracowania zbiorcze spółek dystrybucyjnych dotyczące awaryjności są zbyt ubogie i zawierają zazwyczaj dość dużo błędów i uproszczeń. Aktualnie dostęp do danych o awariach jest ograniczony do minimum. Wszystkie te dane są traktowane jako niejawne informacje handlowe. Kierownictwo na poszczególnych szczeblach boi się podjąć decyzję o ich udostępnieniu. Rejon odsyła pismo do dyrekcji zakładu, zakład do centrali, i dopiero centrala podejmuje decyzję, najczęściej odmowną. Zdarzają się co prawda przypadki bardzo dobrej współpracy, ale stanowią one jedynie pozytywny wyjątek. Zgadzam się z twierdzeniem, że „skrywanie przez właścicieli informacji o awaryjności linii obraca się przeciwko nim, bo bez rzetelnych danych źródłowych nie da się opracować tematu, nie sposób dojść do konstruktywnych wniosków, umożliwiających faktyczną poprawę stanu rzeczy.” Ustalenie przyczyn awarii pozwala na podjęcie działań mających na celu zwiększenie odporności urządzenia czy rozwiązania konstrukcyjnego na konkretne narażenie. Niestety część uszkodzeń jest skutkiem ewidentnych błędów eksploatacyjnych oraz braku właściwej kontroli i nadzoru nad infrastrukturą sieciową. Dane nie są więc udostępniane, aby ten fakt nie ujrzał światła dziennego. „Poufne dane handlowe” to czasami tylko zasłona dymna. W tej sytuacji rzeczywiście trudno prowadzić rzetelne badania naukowe z zakresu niezawodności układów elektroenergetycznych. W ostatnim czasie kierowane są do mnie liczne zapytania na temat analizy wpływu energetyki odnawialnej (szczególnie instalacji fotowoltaicznych!) na awaryjność sieci średniego oraz niskiego napięcia. Niestety istnieje możliwość tylko teoretycznego rozważenia tego problemu – ze względu na brak dostępu do szczegółowych danych dotyczących awarii sieci dystrybucyjnych, jak i danych dotyczących eksploatowanych instalacji fotowoltaicznych.

„Nie do końca zgadzam się z uwagą, że brak informacji o przyczynach jest spowodowany niedostateczną wiedzą monterów usuwających awarię. Moim zdaniem powodem jest – choć nie tylko – brak zorganizowanego dążenia do ustalenia technicznych przyczyn zaistnienia zakłócenia”. Powodów braku informacji o przyczynach uszkodzeń jest wiele. Lektura kart awarii wskazuje przede wszystkim na dość nonszalanckie podejście do zamieszczanych tam informacji. Wypełnienie karty awarii jest dla monterów złem koniecznym. Stąd często w rubryce „Przyczyna” nie wpisują nic lub wpisują jakiekolwiek dane, niemające wiele wspólnego z rzeczywistością. W niektórych przypadkach rzeczywiście nie są w stanie ustalić przyczyny. Dopiero bardzo szczegółowa analiza pozwala na podstawie poszlak ustalić, co mogło się stać. Monterzy nie mają na to czasu, a zazwyczaj również chęci. Tak że w sytuacji, gdy przyczyną jest ewidentny błąd eksploatacyjny, lepiej jest wpisać: „Inne” lub „Nieznane”, niż wskazać jako winnych awarii samych siebie. W praktyce nie spotkałem się z szerszą analizą przyczyn awarii sieci dystrybucyjnych przez spółki, a nawet jeżeli takowe są prowadzone na potrzeby wewnętrzne, to chyba za wiele z nich nie wynika. Raporty o awaryjności sieci są zazwyczaj formalnością. Ważne są wskaźniki SAIDI, SAIFI i MAIFI, bo te trzeba raportować. Reszta jest mniej istotna. Zgadzam się, że „brak jest zorganizowanego dążenia do ustalenia technicznych przyczyn zaistnienia zakłócenia.”

„Wskazany wydaje się podział przyczyn awarii na normatywne i ponadnormatywne. Wnioski z analizy przyczyn ponadnormatywnych mogą bowiem prowadzić do korekt NNA; wszak warunki klimatyczne, jak choćby temperatura czy przedmiotowy wiatr, ulegają ostatnio istotnym zmianom”. W ostatnich latach prowadziłem dość obszerne badania związane z wpływem temperatury otoczenia oraz prędkości wiatru na awaryjność urządzeń elektroenergetycznych. Część wyników opublikowałem w następujących pozycjach:

1. K. Banasik, A. Chojnacki, K. Gębczyk, Ł. Grąkowski, Influence of wind speed on the reliability of overhead LV power lines. XIV conference Progress in Applied Electrical Engineering PAEE 2019, Kościelisko, 17–21.06.2019,

2. A. Chojnacki, Ambient temperature as the reason for MV/LV power transformer damage. Archives of Electrical Engineering Vol. 70, No. 4/2021, p. 979–990,

3. A. Chojnacki, Assessment of the Risk of Damage to 110 kV Overhead Lines Due to Wind. Energies Tom: 14(3), Zeszyt: 556, p. 1–14,

4. A.Ł. Chojnacki, Impact of ambient temperature on the failure intensity of overhead MV power lines, „Przegląd elektrotechniczny” nr 10/2022, s. 307–311,

5. A.Ł. Chojnacki, Analysis of Seasonality and Causes of Equipment and Facility Failures in Electric Power Distribution Networks. „Przegląd elektrotechniczny” nr 1/2023, s. 157–163,

6. A.Ł. Chojnacki, Ocena wpływu wiatru na awaryjność elektroenergetycznych linii napowietrznych SN, „elektro.info” nr 11/2022, s. 40–45,

7. A.Ł. Chojnacki, Sezonowość oraz przyczyny uszkodzeń elektroenergetycznych sieci dystrybucyjnych, „elektro.info” nr 3/2023, s. 90–94.

Analizie poddałem zarówno występujące na terenie kraju wartości temperatur oraz prędkości wiatru, jak i wartości tych wielkości, przy których wystąpiły uszkodzenia. Oczywiście lektura tych opracowań oraz dalsze badania naukowe mogą być przyczynkiem do korekty NNA.

„Zasadne wydaje się podzielenie analizowanego materiału na odcinki linii przebiegające: przez szczere pola, przez tereny punktowo zadrzewione, czyli skrzyżowania z drogami bądź rowami, przez zwarte kompleksy lasów”. Oczywiście analiza taka byłaby jak najbardziej wskazana i wartościowa. W celu jej realizacji należałoby jednak posiadać odpowiednią bazę danych statystycznych. Osobiście nie spotkałem się ze statystykami spółek dystrybucyjnych, które wykazywałyby, ile kilometrów linii przebiega na ich terenie przez lasy, przez pole, czy też ile jest łącznie skrzyżowań z drogami i rowami. Podobna sytuacja dotyczy awarii. W kartach awarii nie jest odnotowywane, czy awaria wystąpiła na odcinku leśnym, w polu, czy też w terenie zurbanizowanym. Oczywiście szkoda, bo takie informacje dawałyby bardzo obszerną informację o zawodności urządzeń elektroenergetycznych, zwłaszcza linii.

„Proponuję zwrócić uwagę na linie SN z przewodami izolowanymi. Niewiele tego, lecz porównanie ich awaryjności w odniesieniu do podobnych wiekiem linii z przewodami gołymi może prowadzić do ciekawych wniosków”. W swojej pracy badawczej analizowałem również ten aspekt. Do badań w tym zakresie zostałem niejako sprowokowany wspomnianą przez autora uwag propozycją kablowania linii napowietrznych (PEP 2040). Skutkiem prowadzonych badań były między innymi publikacje:

1. A.Ł. Chojnacki, Kablowanie sieci dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia jako metoda zwiększania niezawodności zasilania odbiorców energią elektryczną, XXII Konferencja Naukowo-Techniczna Bezpieczeństwo Elektryczne ELSAF 2019, Karpacz, 24–27.09.2019, s. 153–163,

2. A.Ł. Chojnacki, Analiza wskaźników oraz właściwości niezawodnościowych elektroenergetycznych linii napowietrznych i kablowych średniego napięcia. Wybór optymalnego wariantu linii w kontekście zapewnienia ciągłości zasilania odbiorców. XXII Konferencja Naukowo-Techniczna Bezpieczeństwo Elektryczne ELSAF 2019, Karpacz, 24–27.09.2019, s. 141–152,

3. A.Ł. Chojnacki, Analiza porównawcza wskaźników oraz właściwości niezawodnościowych elektroenergetycznych linii napowietrznych i kablowych średniego napięcia, „Przegląd elektrotechniczny” nr 11/2019, s. 26–30,

4. A.Ł. Chojnacki, Kablowanie sieci dystrybucyjnych średniego i niskiego napięcia jako metoda zwiększania niezawodności zasilania odbiorców energią elektryczną, „elektro.info” nr 12/2019, s. 61–65.

W ww. opracowaniach wykazałem, iż w kontekście niezawodności zasilania odbiorców energią elektryczną korzystniejszym rozwiązaniem jest stosowanie w sieciach terenowych linii niepełnoizolowanych, a nie proponowanych linii kablowych. W przypadku linii kablowych mamy do czynienia ze znacznie mniejszą liczbą awarii w ciągu roku, jednak czas trwania każdej z nich jest znacznie dłuższy niż w przypadku linii napowietrznych. Czas awarii zawsze jest większy, natomiast szczególnie wydłuża się w okresie zimowym. Zgadzam się więc z Autorem uwag, że „To nie jest załatwienie tematu – to zamiana jednych awarii na drugie, za wielokrotnie większe pieniądze”. W przypadku sieci terenowych dużo lepsze efekty można uzyskać poprzez ich doposażenie w aparaturę łączeniową i zapewnienie rezerwowania linii SN między sobą. Oczywiście wymaga to znacznych nakładów finansowych na modernizację sieci oraz modyfikację układów EAZiS, a to wiąże się oczywiście z „systematycznym, rzetelnym, na bieżąco doinwestowywanym działaniem”.

W odniesieniu do uwag dotyczących oddziaływania wiatru na linie napowietrzne oraz odporności (wytrzymałości) linii na wiatr, należy stwierdzić, że wiatr jest czynnikiem powodującym awarie oraz czynnikiem współodpowiedzialnym za powstawanie awarii. W przypadku wcześniejszego zmniejszenia wytrzymałości linii przez inne czynniki, jak wspomniane przegrzanie przewodów, łuk elektryczny i inne, wiatr jest często czynnikiem, który przyspiesza awarię na skutek występowania sił parcia lub na skutek kołysania przewodami. Szczegółowo wpływ wiatru oraz mechanizmy powstawania uszkodzeń linii elektroenergetycznych omawiałem w publikacjach:

1. A. Chojnacki, Assessment of the Risk of Damage to 110 kV Overhead Lines Due to Wind. Energies Tom: 14(3), Zeszyt: 556, p. 1–14,

2. A.Ł. Chojnacki, Wiatr jako przyczyna uszkodzeń napowietrznych linii elektroenergetycznych SN, XXIII Konferencja Naukowo-Techniczna Bezpieczeństwo Elektryczne ELSAF 2022, Karpacz, 20–23.09.2022, s. 103–116,

3. A.Ł. Chojnacki, Ocena wpływu wiatru na awaryjność elektroenergetycznych linii napowietrznych SN, „elektro.info” nr 11/2022, s. 40–45.

W praktyce rzadko mamy do czynienia z działaniem jednego czynnika. Tak może być na przykład w sytuacji wyładowania atmosferycznego w urządzenie elektroenergetyczne czy uszkodzenia kabla na skutek prowadzonych prac ziemnych. W większości przypadków o uszkodzeniu decyduje superpozycja kilku czynników oddziałujących na urządzenie, w tym właśnie wiatru.

Osobnym problemem, który został poruszony, jest nadzór eksploatacyjny nad sieciami elektroenergetycznymi. Trywialnym stwierdzeniem będzie, że nie jest on najlepszy. Problemem nagminnie występującym jest brak przycinki drzew i gałęzi (patrz: zdjęcia).

Oczywiście przyczyn braku przycinki jest wiele – od nieprecyzyjnych zapisów prawnych, poprzez niechęć do współpracy służb leśnych i właścicieli posesji prywatnych, zaniedbania służb energetycznych, działalność organizacji ekologicznych itp. Przycinka drzew i gałęzi to jednak nie jedyny przejaw braku należytej dbałości o bieżący nadzór nad sieciami elektroenergetycznymi. Fatalny stan niektórych konstrukcji wsporczych linii napowietrznych, zwłaszcza SN i nn, pozwala wątpić, czy w ogóle wykonywane są okresowe przeglądy tych urządzeń. Żerdzie trzymające się jedynie na drutach zbrojeniowych (z wykruszonym betonem) czy też skorodowana bednarka nie są rzadkim widokiem.

Nadmienić także należy, iż nadal eksploatowane są słupy typu ALA oraz DANA, które nie są produkowane od około 50 lat. Jaka jest aktualnie ich wytrzymałość mechaniczna? Na to pytanie chyba nikt nie jest w stanie odpowiedzieć. Problemów w tym zakresie można wymienić znacznie więcej.

Reasumując: aktualna sytuacja w zakresie awaryjności urządzeń elektroenergetycznych, w tym linii napowietrznych, jest wypadkową jakości projektów, jakości wykonania oraz standardów eksploatacji. Niestety, w każdym z ww. zakresów można sformułować wiele uwag krytycznych. Dlatego też istotnym elementem w dążeniu do poprawy niezawodności pracy urządzeń i obiektów elektroenergetycznych jest ścisła współpraca projektantów, pracowników spółek dystrybucyjnych oraz naukowców. Tylko realizowane wspólnie badania, bazujące na rzetelnych i wiarygodnych danych empirycznych, mogą stać się podstawą do wypracowania nowych standardów czy też technologii w elektroenergetyce. Niestety, nie jestem optymistą w tym zakresie.

Andrzej Ł. Chojnacki