O usuwaniu awarii elektroenergetycznych napowietrznych linii 110 kV (WN), 220 kV i 400 kV (NN)

Z uwagi na aktualne zagrożenia przyjmijmy, że przyczyną awarii napowietrznych linii WN/NN nie będą tym razem siły przyrody, jak wiatr czy szadź, lecz celowe działania ludzkie oraz że takich zdarzeń może wystąpić jednocześnie więcej niż jedno, np. na południowym wschodzie kraju. Lub równocześnie nie tylko tam – może na liniach blokowych łączących elektrownie ze stacjami systemowymi lub w innych newralgicznych miejscach.

Na wstępie doprecyzuję, co tutaj określam pojęciem „awaria linii WN/NN”. Nie chodzi o uszkodzenie pojedynczego słupa czy zerwanie przewodu/ów jednej fazy, lecz o charakterystyczną dla linii napowietrznych awarię rozległą. Zobrazuję ją tak: anomalia pogodowa, jaka miała miejsce wieczorem 29 lipca 1988 r., spowodowała, że w jednej tylko okolicy w pobliżu Ostrowa Wlkp., w jednej chwili na linii 110 kV Ostrów–Odolanów, uszkadzając fundamenty przewróciło się 12 słupów, na linii 110 kV Ostrów–Krotoszyn – 11 słupów, a trzy kolejne w konsekwencji spóźnionego zabezpieczenia awarii przed jej dalszym rozszerzaniem. Te awarie oraz jednoczesną trzecią – na linii 110 kV Kościan–Leszno, pod Górką Duchowną – usuwałem prawie miesiąc; brygady pracowały od świtu do zmierzchu, siedem dni w tygodniu. Na dodatek w trakcie tych napraw awarii uległa, z innej przyczyny, następna linia 110 kV relacji Ostrów–Ostrzeszów: skręciło kolejne dwa słupy.

Katastrofy wywołane siłami natury, wypadki drogowe, pożary, nagłe zachorowania i inne zdarzenia powodują najprzeróżniejsze szkody. Współcześnie interweniują wtedy profesjonalne służby publiczne bądź wewnątrzzakładowe. Najpowszechniej przychodzi na ratunek straż pożarna i pogotowie ratunkowe. Przyjrzyjmy się straży pożarnej, bo tej służbie publicznej najbliżej do urządzeń technicznych i walki z żywiołami. Również dlatego, że jej charakterystyka umożliwi porównywanie ze strukturami poawaryjnie naprawiającymi elektroenergetyczne linie napowietrzne WN i NN.

Zauważmy przede wszystkim, że strażacy są profesjonalnie kształceni w swoim fachu, na bieżąco szkoleni i douczani – znają więc wszystkie technologie działania. Dysponują należycie wyposażonymi pojazdami, wszystkimi materiałami niezbędnymi do niesienia pomocy i wszelakim sprzętem ratowniczym. Każdy zna ich ciągłe starania o sprawność pojazdów i wyposażenia, wie o ćwiczeniach codziennych, tych większych też. Bez tego wszystkiego nie ma bowiem mowy o efektywnym interweniowaniu i gotowości do działania w każdej chwili.

Nie mniej ważne są przepisy umożliwiające szybkie, zdecydowane oraz skuteczne działanie, dające strażakom pewność, że do profesjonalnie realizowanych czynności są w pełni uprawnieni – niezależnie od miejsca, w którym przychodzi im działać.

Muszę wyjaśnić, dlaczego zawężam temat, pomijając linie nn i SN. Przyczyny są istotne, a ograniczenie okaże się w pełni uzasadnione. Wyjaśnianie, dlaczego skupiam się na liniach WN i NN, poprowadzi czytelnika do sedna zagadnienia.

Używając starszego nazewnictwa, powiem, że prace eksploatacyjno-remontowe na tzw. sieciach rozdzielczych (liniach nn i SN) realizują, i realizowały, techniczne służby operatorów tych sieci, inaczej mówiąc – etatowe służby wewnątrzzakładowe. Koniecznie zauważmy, że parametry techniczne elementów napowietrznych linii nn i SN, tj. słupów i przewodów – takie jak wysokości i ciężary żerdzi oraz siły potrzebne do naprężenia przewodów – przy tych poziomach napięcia są zbliżone. Również technologie montażu i naprawy. Wymagania sprzętowe i narzędziowe zatem też. Brygada monterska, realizująca na co dzień eksploatacyjną wymianę słupa, doskonale sobie radzi z wymianą awaryjnie uszkodzonego na nowy. Podobnie jest z przewodami, niezależnie od ich rozwiązań technicznych. Zasoby materiałowe zabezpieczone do czynności eksploatacyjnych wystarczają do usuwania awarii. Wiemy, że tak jest, bo awarie napowietrznych linii nn i SN występują często, w zasadzie przez cały rok, i są na bieżąco skutecznie naprawiane. Podsumowując, tutaj nie ma potrzeby utrzymywania odrębnych służb i zasobów do likwidacji skutków awarii tych linii.

Skrajnie inaczej jest z napowietrznymi liniami WN i NN. Tutaj awarie mają miejsce istotnie rzadziej: bywa, że przez rok czy dłużej nie wydarza się żadna (odnoszę to do obszaru działania np. oddziału grupy energetycznej lub większego). Zatem brak jest zdarzeń do bieżącego wprawiania się w usuwaniu skutków awarii. Ponadto zakres praktykowanych czynności eksploatacyjnych nie obejmuje wymiany słupów, zarówno kratowych jak i „rurowych”, przewodów też. Przyczyn takiego stanu rzeczy jest wiele, ale ponieważ są tu istotne, zatem najważniejsze z grubsza opiszę.

Na początek sprawy materiałowe. Wszystkie słupy linii WN i NN są posadawiane na fundamentach – prefabrykowanych bądź wykonywanych indywidualnie w miejscu ich usytuowania. Słupy kratowe różnią się rozstawami fundamentów, gdy należą do odmiennych serii, nawet jeżeli są podobnie wysokie. Z uwagi na różnorodność serii i typów słupów, narastającą z upływem lat, niemożliwe jest zgromadzenie ich kompletu na wypadek awarii. A wyprodukowanie nowych musi trwać; żaden producent nie magazynuje pełnego asortymentu profili stalowych. Ma też znaczenie sposób produkcji słupów kratowych – przestawianie linii technologicznych wymaga czasu. Poza tym jeszcze wiele pracujących słupów to konstrukcje spawane. Podobnie jak z różnorodnością słupów jest z przewodami, izolacją, osprzętem łańcuchów izolatorowych – nie ma tu rozwiązań w miarę uniwersalnych, rozmaitość wśród tych elementów jest poniekąd cechą charakterystyczną istniejących linii WN i NN. Jest tak m.in. dlatego, że obecnie pracują linie odpowiadające wymaganiom norm obowiązujących w czasie, kiedy były one budowane. A tych norm było wiele.

Teraz o kolejnej przyczynie, tj. o niektórych potrzebach sprzętowych i wymaganiach technologicznych, tych najbardziej charakterystycznych.

Kwestię fundamentów pomijam z uwagi na obszerność tematu. To olbrzymi, osobny problem, często niestety kluczowy w przypadku awarii, szczególnie gdy zimą zamarznie grunt, a uszkodzony fundament nie był prefabrykowany. Co do słupów: ich wysokości wahają się od 20 do ponad 70 metrów, a waga od 1 do ponad 40 ton, co przekłada się na odpowiednie potrzeby dźwigowo-transportowe, a wszystkie te pojazdy muszą być przystosowane do poruszania się w terenie (napęd na wszystkie osie). W przypadku mrozów siły niezbędne do zrównoważenia naprężeń zadanych w czasie budowy linii przewodowi/wiązce przewodów jednej fazy wynoszą od 2 do ponad 8 ton. Bezpieczne uwolnienie uszkodzonego słupa od doczepionych do niego przewodów, niezależnie od jego typu i stanu poawaryjnego, wymaga stosowania technologii zgoła odmiennej od obecnie stosowanej przy montażu nowych linii (odnośnie do demontażu uszkodzonej konstrukcji odsyłam do nr 9/2021 „elektro.info”, s. 62 i następne). A są jeszcze odrębne przyczyny, nietechniczne.

Wspomniałem o poruszaniu się w terenie; poza przeszkodami fizycznymi coraz bardziej kluczowe stają się problemy prawne związane z wejściem/wjazdem na pola, w lasy i gdziekolwiek indziej, choć wszystko po to, by jak najszybciej dotrzeć do miejsca awarii, a następnie, aby tam pracować. Do tej kwestii i pozostałych tematów formalnoprawnych powrócę.

Widać już wyraźniej, że te uwarunkowania przerastają zasoby i możliwości służb eksploatacyjnych operatorów sieci, i że uzasadnione jest odłączenie kwestii linii nn oraz SN i skupienie się na liniach WN i NN.

Faktem jest, że linie są naprawiane poawaryjnie. I były. Zobaczmy, jak sobie z tym radzono wcześniej, aby nabrać rozeznania. Bo mając punkt odniesienia, łatwiej wyciągać wnioski końcowe.

Należałoby rozpocząć od analizy przyczyn awarii. Ale ponieważ ta wypowiedź nie może być wskazówką, co powoduje (instrukcją, jak i gdzie spowodować) awarię, to z przyczyn oczywistych ten wątek całkowicie pomijam. Zainteresowanym polecam moje wypowiedzi na łamach „elektro.info”.

Zacznijmy zatem od momentu zadziałania zabezpieczeń. Gdy po awaryjnym wyłączeniu linii służby eksploatacyjne stwierdzały zerwanie przewodów, najczęściej połączone z uszkodzeniami lub połamaniem słupów, wzywano do działania najbliższy z Zakładów Budowy Sieci Elektrycznych ELBUD. W Polsce początkowo były to cztery takie zakłady, później sześć. Przy większych awariach przywoływano również projektantów (fot. 1. – protokół z badania przyczyn awarii), by wnioski z takiego zdarzenia uwzględniać w bieżących pracach projektowych. 

Dlaczego przed laty angażowano ELBUD-y? Bo tak zorganizowano tę branżę energetyki – składała się z zakładów energetycznych, zakładów budowy sieci oraz z biur projektowych. Miały się uzupełniać, razem stanowiąc całość. Obrazując ówczesny stan rzeczy: wszyscy byli jedną zawodową „rodziną”, mieli deputatowy „tani prąd”, jeszcze w latach 80. ub. wieku próbowano ich jednolicie umundurować, utytułować (fot. 2. – dyplom nadania stopnia energetycznego „inżyniera energetyki” pracownikowi ELBUD-u). W tym aspekcie najważniejsze jest jednak to, że każdy ELBUD budował, remontował i naprawiał linie WN i NN, zatem posiadał odpowiedni sprzęt, transport, warsztaty pomocnicze posiadające dokumentację słupów, sprawnie dorabiające uszkodzone elementy konstrukcji.

W związku z realizacją bieżących budów dysponował zasobem materiałowym (kompletne słupy, przewody itd.) bądź wspierał się zasobami pozostałych ELBUD-ów. A przede wszystkim w bieżącym działaniu nie podzlecał robót – sam zatrudniał w każdej z branż budownictwa liniowego (fundamenty, uziemienia, montaż i stawianie słupów, montaż izolacji i przewodów) po kilka doświadczonych brygad monterskich, gdzie każda z nich była wyposażona w komplety sprawnych, codziennie używanych narzędzi i urządzeń. I rzecz kluczowa: ELBUD-y miały doświadczoną i perfekcyjnie zorganizowaną kadrę kierowniczą, wszechstronnie znającą swój fach, zdolną do działania w każdych warunkach. To wszystko umożliwiało podjęcie prac naprawczych „z marszu”. Kierownik budowy, po rozpoznaniu w terenie zakresu awarii, działał jak hetman polny – zarządzał przyjazd odpowiednich brygad, potrzebnego transportu i sprzętu oraz dostawę materiałów niezbędnych do naprawy, przygotowywał pracę. Brygady oraz ich całościowe wyposażenie były w pełni mobilne i po dojechaniu na miejsce awarii od razu przystępowały do zabezpieczenia przed jej dalszym rozszerzeniem, a następnie do naprawy. Działanie było zorganizowane i sprawne, mimo archaicznej wówczas łączności. Dzisiejsze problemy formalnoprawne jeszcze de facto nie istniały. Mam tu na myśli uwarunkowania wejścia na grunty, utrudnienia ze strony zamówień publicznych, prawa budowlanego, autorskiego.

Taki sposób usuwania skutków awarii, praktykowany w poprzednim systemie polityczno-prawnym, zdawał egzamin. Pozwalał, do czasu, działać naprawdę sprawnie i szybko; ograniczały go jedynie zjawiska atmosferyczne.

Porównując przedstawioną charakterystykę straży pożarnej do opisu działania ELBUD-ów, dostrzegamy wielkie podobieństwo. I nie może być inaczej. Bez spełnienia przytoczonych tu i tu, bliźniaczych warunków, nie ma mowy o szybkim i skutecznym likwidowaniu szkód spowodowanych awariami.

Opisałem pokrótce, jak usuwano awarie wcześniej. Ale świat nie stoi w miejscu. Po 1989 r. zaczęły się zmiany. W skrócie: na początku formalizowały się procedury usuwania skutków awarii. Jeszcze obowiązywało Prawo budowlane z 24 października 1974 r., a już wprowadzano dzienniki budowy, początkowo dla większych awarii (fot. 3. – strony tytułowa i trzecia okładki dziennika budowy z 27.02.1990 r., dotyczącego awarii linii 220 kV oraz 110 kV). 

Od 1995 r. zaczęło funkcjonować nowe Prawo budowlane, a od 1997 r. ustawa o gospodarce nieruchomościami, w szczególności jej art. 126, kodyfikujący postępowanie w razie konieczności zajęcia nieruchomości w celu zapobieżenia powstaniu znacznej szkody; tutaj chodzi o dojazdy i wjazdy na te grunty, gdzie wystąpiła awaria. Od 2004 r. inwestowanie w linie WN i NN podporządkowano ustawie Prawo zamówień publicznych – treść umów na wybudowanie linii nie mogła ulec zmianie, w tym cena i termin wykonania. Pojawiła się krytyczna trudność, bo przerwanie (opóźnienie) bieżących robót, by w tym czasie usuwać awarię, mogło skutkować nieodwołalną karą umowną nakładaną na firmę rynkową za niedotrzymanie terminu umownego. Na dodatek wymienione przepisy, inne też, bezustannie się zmieniają. Ustawa Prawo budowlane to tutaj sztandarowy przykład, rekordzista w liczbie zmian, a np. Prawo zamówień publicznych – to w wersji całkowicie znowelizowanej w 2019 r. – zmieniono już dwa razy. Ponadto nie można zapominać, że nadal każdy zapis prawa może być przez urzędników różnie odczytywany nawet w sąsiednich starostwach… Taki mamy klimat.

Produkcję słupów z serii zaprojektowanych po 1989 r. obwarowano zastrzeżeniami licencyjnymi, dokumentacje przestały być ogólnodostępne dla branży, co nie ułatwia dorabiania konstrukcji uszkodzonych w czasie awarii i blokuje powierzenie tych prac wykonawcom innym niż nabywcy licencji. Odnośnie do konstrukcji wsporczych – żeby nie było, iż widzę wszystko w czarnych kolorach – to wspomnę o tzw. słupach tymczasowych tj. o systemach ERS (ang. Emergency Restoration Systems), zaistniałych w Polsce pod koniec pierwszej dekady tego wieku. To uniwersalne modułowe konstrukcje wsporcze, niewymagające fundamentów. Takie sprytne „klocki lego” – można je tak poskładać, by zastąpiły słupy awaryjnie uszkodzone bądź połamane i szybko przywrócić przesył, a następnie spokojniej dokonywać gruntownej naprawy uszkodzeń.

Lecz tu również istnieje „ale”. I to poważne, niestety. Trzeba dysponować odpowiednią ilością i kompletacją elementów ERS dla wszystkich poziomów napięć. Ponadto ich każdorazowe zastosowanie wymaga indywidualnego projektu dla każdego z zastępowanych słupów, by z posiadanych elementów skonstruować, co potrzeba. To wymaga czasu, dostępności wyszkolonych w tym celu projektantów, posiadania licencjonowanego oprogramowania. I bieżącego szkolenia. Również praktyki w szybkim, awaryjnym działaniu, obejmującej wszystkich użytkowników tego systemu, przede wszystkim zaś projektantów i monterów. A na dodatek systemów ERS jest kilka i – jakżeby inaczej – nie są kompatybilne. Ponadto tymczasowe systemy ERS nie znajdują odniesienia w przepisach Prawa budowlanego i związanych – czyli nic nowego.

Wracając do zmian: w międzyczasie w miejsce 33 Zakładów Energetycznych pojawiły się Grupy Energetyczne, dla powstałych Polskich Sieci Elektroenergetycznych wydzielono sieć przesyłową, zreorganizowano wszystko.

„ELBUD-y”, różnorako prywatyzowane, początkowo podpisywały z operatorami umowy na usuwanie skutków awarii, ale z upływem czasu, z różnych przyczyn, niektóre kończyły działalność, inne kontynuowały przeobrażanie. Energoprojektów „liniowych”, krakowskiego i poznańskiego, już nie ma. Naturalnie znaleźli się następcy, ale to firmy rynkowe. Już nie są częścią elektroenergetyki zawodowej. Przyszło nowe. I funkcjonuje zgodnie z nowym prawem.

Należy zatem zapytać: gdzie dzisiaj odnalazły się trwające w gotowości struktury przygotowane organizacyjnie, technicznie i materiałowo do sprawnego i niezwłocznego likwidowania skutków awarii napowietrznych elektroenergetycznych linii WN i NN? Takich awarii, jak ta opisana na wstępie, lub większych. Jak tym strukturom zabezpieczono prawne podstawy umożliwiające skuteczne działanie w terenie? A jeśli etatowych wewnątrzzakładowych struktur nie ma, to jak oddalono od rynkowych wykonawców finansowe konsekwencje przerwania realizacji bieżących zadań umownych na rzecz likwidacji skutków awarii?

Czy brygady monterskie posiadają odpowiednie narzędzia i są przygotowane do ich stosowania według technologii „awaryjnych”, zgoła odmiennych od metod budowania nowych linii? Może gdzieś to ćwiczą, szkolą się? Bo przecież na co dzień nie mogą doskonalić postępowań awaryjnych – wszak budując nowe linie, pracują według odrębnych technologii.

Skąd wezmą się słupy w miejsce uszkodzonych? Tyle przecież pracuje serii i typów konstrukcji wsporczych. To samo dotyczy przewodów, izolacji, osprzętu. W razie kilku, takich jak przykładowa, jednoczesnych awarii, ERS-ów też nie wystarczy.

Kto to wszystko w trybie awaryjnym ogarnie projektowo? Formalnoprawnie? O fundamenty strach pytać. Kwestie uszkodzeń instalacji optotelekomunikacyjnych prowadzonych po liniach WN i NN pomijam w całości, to temat na osobną wypowiedź. A dalej: które biura projektowe przejęły po „Energoprojektach” profesjonalne, systematyczne analizowanie przyczyn awarii, jak są dzisiaj przenoszone wnioski z tych analiz do bieżącego projektowania serii słupów odpowiadających normom europejskim, też niestety raz za razem zmienianym? Jak te wnioski wpływają na projektowanie i eksploatację linii – również po to, by wzrastała ich odporność na współczesne uszkodzenia?

Tych pytań jest jeszcze wiele, coraz bardziej szczegółowych.

Jestem od kilku lat emerytem i już nie opowiem, jak jest obecnie, a chętnie bym o tym napisał. Może ktoś to zrobi za mnie i odpowie na zadane pytania? Może zapozna się przy tym ze stanem faktycznym i oceni, jak są obecnie weryfikowane: przygotowanie organizacyjne, umiejętności technologiczne, zasoby materiałowe, gotowość do niezwłocznego usuwania skutków awarii, takiej jak przywołana na wstępie lub większej. Może ćwiczeniami poligonowymi? A jeśli ćwiczeniami, to kto i jak przeprowadza konstruktywną walidację powyższego? Jaki ma ona wpływ na programy szkoleń?

Ja natomiast odpowiem na inne pytanie. Po co o tym wszystkim napisałem? Otóż po to, aby do wszystkich instalacji i urządzeń przedstawianych co miesiąc na łamach „elektro.info” energia elektryczna dopływała nieprzerwanie, bo bez niej nasz świat przestaje funkcjonować. Całkowicie.

KOMENTARZ EKSPERTA

W uzupełnieniu załączam komentarz byłego dyrektora wykonawstwa linii, pracującego nieprzerwanie przez blisko 50 lat w ELBUD-zie najbardziej doświadczonym w branży liniowej. Poniżej ten komentarz:

W felietonie autor poruszył m.in. tematy związane z procedurami usuwania rozległych awarii na napowietrznych liniach elektroenergetycznych 110 kV, 220 kV i 400 kV, aktualnie eksploatowanych w kraju, na tle doświadczeń wykonawczych z przeszłości.

Doprecyzować należy, że:

a) napowietrzne linie WN 110 kV są zarządzane i eksploatowane przez regionalne spółki dystrybucyjne (główne to ENEA, ENERGA, PGE, TAURON);

b) napowietrzne linie NN 220 kV i 400 kV są zarządzane i eksploatowane przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.;

c) poruszane tematy usuwania awarii na ww. liniach nie dotyczą pojedynczych zdarzeń uszkodzenia jakiegoś elementu linii (izolacja, osprzęt, konstrukcja słupów), lecz rozległych awarii w systemie energetycznym kraju;

d) przykładem mogą tu być awarie na liniach 110 kV takie jak opisana w felietonie, ale przede wszystkim awarie na liniach 220 kV w rejonie Szczecina (8.04.2008 r.).

Uwagi do felietonu

Doświadczenia wykonawcze z usuwania skutków rozległych awarii są różnorakie.

1) W większości przypadków awaria liniowa występowała przy ekstremalnych warunkach pogodowych (wichury, opady atmosferyczne lub sadź, niedostępny teren i brak dojazdów do stanowisk słupowych) i właśnie w takich warunkach przychodziło wykonawcy podejmować pracę, kiedy przede wszystkim trzeba było niezwłocznie przystąpić do zabezpieczenia miejsca awarii przed jej dalszym rozszerzaniem się;

2) Aktualnie szkoleni monterzy nie mają szans na zdobycie niezbędnego doświadczenia w usuwaniu skutków awarii i zachowań bhp niejako „na żywo”, w terenie;

3) Dla awarii ze zrozumiałych względów nie ma przygotowanego SIWZ, zatem niedoszacowanie jakiejś pozycji kosztowej staje się ryzykiem finansowym wykonawcy (w szczególności dotyczy to kosztów zgody właścicieli nieruchomości na wejście w teren);

4) Asortyment materiałowy dla linii wybudowanych przed laty jest trudno dostępny, podobnie jak trudno dostępne są akcesoria sprzętowe (rolki, uchwyty itp.);

5) Wykonawca ponosił zbyt duże ryzyko finansowe w sytuacji wymogu podania kosztów usunięcia skutków awarii (m.in. dla towarzystw ubezpieczeniowych).

Nie ma już autorskich biur projektowych, które posiadały dokumentacje ,,warsztatowe” poszczególnych typów słupów z lat 50., 60. i 70. ubiegłego wieku. W ślad za tym producenci słupów nie są w stanie przygotować konstrukcji w trybie awaryjnym.

Służby uczestniczące w ratowaniu zasobów gospodarczych, takie jak straż pożarna, prowadzą szkolenia w sposób ciągły, dbają o stały dostęp do sprzętu ratowniczego. Niemalże tak samo działają spółki dystrybucyjne i, podobnie jak straż pożarna, prowadzą szkolenia. Na ogół te spółki same usuwają skutki powstałych pojedynczych awarii na liniach SN i nn, czasami też pojedyncze awarie na swoich liniach 110 kV.

Spółka PSE S.A. w obszarze napowietrznych linii przesyłowych (systemowych) 220 kV i 400 kV nie ma w swoich strukturach wyspecjalizowanych służb do usuwania skutków rozległych awarii. Tę lukę wypełniają firmy wykonawcze wyspecjalizowane w budownictwie elektroenergetycznym najwyższych napięć. Niektóre z tych firm miały lub mają umowy z PSE S.A. na likwidację skutków awarii linii, lecz zapisane w tych umowach teoretyczne oczekiwania co do szybkości reakcji na zgłoszenie awarii oraz późniejszego wykonawstwa na ogół weryfikują sytuacje pozyskania materiałów, warunki terenowe i inne, chociażby formalnoprawne. Ponadto owe firmy wykonawcze na co dzień uczestniczą w procesach przetargowych i realizacyjnych obejmujących budowę i remonty obiektów energetycznych najwyższych napięć, prowadzonych przez PSE S.A. Działają w warunkach gospodarki rynkowej. Realizują podpisane umowy, w tym terminowe, zaś nagła potrzeba usunięcia skutków rozległej awarii na innym obiekcie, trwających często od kilku do kilkunastu tygodni, dezorganizuje prace i naraża wykonawcę na kary umowne w prowadzonych projektach. W przypadku pojawienia się awarii na liniach NN, ważnych dla prawidłowego działania systemu przesyłowego kraju, zachodzi potrzeba natychmiastowego działania. O ile informacja o rozległej awarii szybko dociera do ogółu zainteresowanych, to szybka reakcja rynkowych firm wykonawczych nie zawsze jest możliwa.

Dzieje się tak, ponieważ obecnie rynkowe firmy wykonawcze są zorganizowane inaczej niż przedstawiono to w felietonie. Musiały się dostosować do obecnych warunków ekonomiczno-rynkowych i aktualnej podaży zleceń. Własne zasoby wykonawcze ograniczyły do technicznie niezbędnych rozmiarów, a w razie potrzeby całe asortymenty robót, szczególnie wykonywanie fundamentów i montaż konstrukcji, podzlecają, co wymaga czasu. Jest tak, ponieważ podwykonawcy też mają swoje bieżące zobowiązania.

System linii tymczasowych – Emergency Restoration System (ERS) – w zamyśle miał służyć do ewentualnego usuwania skutków ­awarii. W praktyce wykonawczej, mimo kilku prób, temat jakby przestał być trakcyjny. Nie sposób udowodnić, że łączny czas usuwania ­awarii za pomocą ERS, tzw. ,,bypass”, skrócił czas unieczynnienia linii.

Przykład zastosowania systemu ERS na linii 220 kV uwidocznił m.in. następujące problemy:

1) licencja na system ERS obejmowała odcinek ze słupami od punktu A do B, ale bez tych punktów A i B;

2) w punktach A i B znajdowały się słupy odporowo-narożne. W sytuacji budowy ,,bypasa”, tj. równolegle do uszkodzonego odcinka linii, słupy A i B były narażone na inne niż dotychczas siły skręcające słup, bo pochodzące od przewodów przekierowanych na ,,bypass”. Biuro projektowe wykonawcy zobowiązane było przeliczyć wytrzymałość słupów A i B. By podjąć taką próbę projektową, należałoby znać parametry konstrukcyjne słupów A i B, a takimi parametrami wykonawca nie dysponuje, a autorskich biur projektowych już nie ma;

3) przy współczesnych programach i wymogach projektowych prawie wszystkie słupy dawnych konstrukcji nie spełniają wymagań – w takiej sytuacji tylko doświadczenie kierownika budowy może być przydatne, ale „nie uratuje” przed odpowiedzialnością;

4) sposób kotwienia słupów systemu ERS przy pomocy kotew szpilkowych nie zdał egzaminu: kotwy nie wytrzymywały obciążeń; najskuteczniejsze pozostało kotwienie do zakopywanych prefabrykatów betonowych;

5) ze względów bezpieczeństwa i zapobieżenia ewentualnemu wandalizmowi w terenie należało zapewnić stałe dyżurowanie i to na całej długości awaryjnego odcinka linii;

6) łączny czas unieczynnienia linii to:

a) czas na demontaż przewodów i izolacji od punktu A do B;

b) czas na montaż tych przewodów po słupach linii tymczasowej, ich naprężenia i wykonania mostków prądowych w punktach A i B;

c) czas na odbiór techniczny przed załączeniem linii po trasie ,,bypassu”, zaś po odtworzeniu odcinka linii w przybliżeniu taki sam czas na przełożenie linii z ,,bypassu” na pierwotną trasę linii;

7) w przypadku, gdy awaria linii zdarzy się w przecince leśnej (wydaje się, że najczęściej), nie ma w niej miejsca na system linii ERS w wersji równoległej,

8) również w terenie otwartym, w sytuacji, gdy obok linii napowietrznej rosną drzewa lub występują inne przeszkody, niemożliwe staje się zastosowanie systemu ERS (nie będzie zgody na wycinkę chociażby drzewa, a pod znakiem zapytania pozostanie również strona formalnoprawna),

9) jedynym praktycznym zastosowaniem systemu ERS wydaje się wykorzystanie tymczasowych słupów systemu do podwieszenia przewodów światłowodowych OPGW czy ADSS obok odtworzenia odcinka linii w strefie awarii.