Wykorzystanie techniki PPN do poprawy ... - Elektroenergetyka
Wykorzystanie techniki PPN do poprawy ... - Elektroenergetyka
Wykorzystanie techniki PPN do poprawy ... - Elektroenergetyka
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
<strong>Wykorzystanie</strong><br />
<strong>techniki</strong> <strong>PPN</strong><br />
<strong>do</strong> <strong>poprawy</strong><br />
diagnostyki<br />
stanu<br />
technicznego<br />
napowietrznych<br />
linii<br />
przesyłowych<br />
Krzysztof Mikołajczyk<br />
Jan Gramowski<br />
Tadeusz Szczepański<br />
PSE-Północ S.A.<br />
1. Aktualny stan diagnostyki liniowej<br />
Ocena stanu technicznego napowietrznych linii przesyłowych jest oparta<br />
głównie na wynikach zabiegów diagnostycznych przeprowadzanych z częstotliwością<br />
określoną w części „Instrukcji organizacji i wykonywania prac<br />
eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN”, <strong>do</strong>tyczącej napowietrznych linii<br />
najwyższych napięć. Wartość tej oceny jest więc zależna od <strong>do</strong>skonałości<br />
stosowanych technik diagnostycznych. W konsekwencji od jakości tych<br />
technik zależy poprawność wniosków zawartych w ocenie stanu technicznego<br />
poszczególnych linii, czyli skuteczność działań podejmowanych dla<br />
utrzymania pożądanego stanu technicznego tych obiektów. Odmienne<br />
funkcje poszczególnych elementów konstrukcyjnych linii napowietrznych<br />
powodują, że <strong>do</strong> ich oceny są stosowane różne <strong>techniki</strong> diagnostyczne.<br />
Tak np. pomiary termowizyjne czy pomiary ulotu systemem „Korona” pozwalają<br />
na wykrywanie usterek w torze prą<strong>do</strong>wym, a pomiary rezystancji<br />
uziemień konstrukcji wsporczych umożliwiają ocenę tego elementu linii.<br />
Jedynym uniwersalnym – jak <strong>do</strong>tąd – zabiegiem diagnostycznym są oględziny.<br />
Dotyczą one bowiem wszystkich elementów linii. Praktycznie tylko<br />
one umożliwiają ocenę konstrukcji wsporczych, przewodu odgromowego<br />
i izolacji. Zarówno oględziny wykonywane z powietrza (aktualnie wspomagane<br />
specjalistycznym oprogramowaniem umożliwiającym analizę zdjęć<br />
wykonanych poklatkowo), jak i tradycyjne oględziny piesze charakteryzują<br />
się znacznymi nie<strong>do</strong>skonałościami w postrzeganiu niektórych rodzajów<br />
usterek. Dotyczy to głównie poluzowanych połączeń śrubowych<br />
w mostkach przewodu odgromowego (w torze prą<strong>do</strong>wym winna wykryć to<br />
termowizja), czy w mocowaniach kątowników, szczególnie w górnej części<br />
konstrukcji słupa, poprzerywanych żyłek przy zacisku mostka przewodu<br />
odgromowego, osłabionych mechanicznie (wytartych w miejscach łączeń)<br />
różnego rodzaju łączników, wieszaków i uchwytów, braku zawleczek, czy<br />
podkładek w poszczególnych elementach osprzętu itp. Jak z powyższego<br />
wynika, nie<strong>do</strong>skonałości oględzin <strong>do</strong>tyczą głównie elementów związanych<br />
z górną partią konstrukcji wsporczej linii napowietrznej. W skrajnych<br />
przypadkach może to stanowić poważne zagrożenie dla pracy linii.<br />
2. Oględziny odgórne jako uzupełnienie<br />
diagnostyki liniowej<br />
Zaniechanie stosowanych kiedyś przeglądów linii napowietrznych (zabieg<br />
zagregowany łączący oględziny odgórne z usuwaniem wykrytych uste-<br />
nr 3 (9) | 2011<br />
99
ek) miało swoje uzasadnienie w narastających trudnościach związanych<br />
z uzyskaniem koniecznych wyłączeń linii z ruchu. Obecnie dysponujemy<br />
technikami pozwalającymi na wykonanie oględzin odgórnych bez wyłączania<br />
napięcia (technologie <strong>PPN</strong>) i bez odstawiania automatyki SPZ*.<br />
Monter przemieszczając się po konstrukcji górnych partii słupa może<br />
z bezpośredniej odległości <strong>do</strong>strzec (a także utrwalić na zdjęciu) i ustalić<br />
stopień zagrożenia dla usterek praktycznie niewykrywalnych innymi<br />
metodami. Wymaga to sporego <strong>do</strong>świadczenia zawo<strong>do</strong>wego, ale wszyscy<br />
monterzy <strong>do</strong>puszczeni <strong>do</strong> wykonywania prac w technologiach bez wyłączania<br />
napięcia dysponują takimi kwalifikacjami. Daje to gwarancję, że<br />
wynikiem oględzin będzie pełna identyfikacja ewentualnych nieprawidłowości<br />
wszystkich elementów związanych z górną partią słupa.<br />
Stosowanie w praktyce eksploatacyjnej oględzin odgórnych nie powinno<br />
eliminować jakiejkolwiek ze stosowanych aktualnie technik diagnostycznych<br />
<strong>do</strong>tyczących linii napowietrznych najwyższych napięć.<br />
Usterki, których wykrywanie jest możliwe praktycznie tylko przez<br />
oględziny odgórne, mają charakter uszkodzeń mechanicznych powstających<br />
głównie wskutek drgań oddziałujących w długim czasie przede<br />
wszystkim na wszelkie połączenia w układzie izolacyjnym, przewodach<br />
i konstrukcji słupa. Zatem oględziny jako uzupełnienie aktualnie stosowanej<br />
diagnostyki mogą być przeprowadzane w cyklu wieloletnim.<br />
Możliwości, jakie stwarzają opanowane już technologie <strong>PPN</strong>, skłaniają<br />
<strong>do</strong> zmiany poglądu w kwestii zasadności wykonywania przeglądów linii<br />
NN. Taki zabieg winien łączyć oględziny odgórne z usuwaniem usterek<br />
stwierdzonych w ich trakcie, uwzględniając także wyniki pozostałych<br />
zabiegów diagnostycznych. Same oględziny i likwidacja zdecy<strong>do</strong>wanej<br />
większości usterek mogą już być wykonywane w technologiach bezwyłączeniowych.<br />
Eliminuje to praktycznie trudności związane z uzyskiwaniem<br />
wyłączeń, umożliwiając przeprowadzanie okresowo pożądanych<br />
restytucji stanu technicznego linii.<br />
3. Doświadczenia PSE-Północ w prowadzeniu<br />
przeglądów linii NN w technologiach <strong>PPN</strong><br />
Pierwszy pełny przegląd odgórny bez wyłączania napięcia został przeprowadzony<br />
na linii 400 kV Grudziądz Węgrowo – Płock (wykonane<br />
wcześniej prace tego typu na liniach NN, będących w operatywnym kierownictwie<br />
PSE-Północ , <strong>do</strong>tyczyły wybranych, krótkich odcinków linii).<br />
Prace rozpoczęto w lipcu 2009 roku od oględzin odgórnych wszystkich<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
stanowisk linii (306 słupów). Na podstawie wyników oględzin (także<br />
<strong>do</strong>kumentacji zdjęciowej) została podjęta decyzja o zakresie prac<br />
w technologiach <strong>PPN</strong>. Przegląd został zakończony w czerwcu 2010 r.<br />
Efektywność prac skłoniła prowadzących eksploatację <strong>do</strong> kontynuacji<br />
przyjętego sposobu działania. W listopadzie 2010 r. rozpoczęto przegląd<br />
odgórny (328 stanowisk), w technologii <strong>PPN</strong>, linii 400 kV Gdańsk<br />
Błonia – Olsztyn Mątki. To zadanie zakończyło się w czerwcu 2011 r.<br />
Najliczniejsze grupy zabiegów w technologiach <strong>PPN</strong> przedstawiono<br />
w tab. 1. Pierwsze dwie kolumny zaznaczone jako „Naprawa mostków<br />
przewodu odgromowego” przedstawiają zabiegi wymuszone usterkami<br />
w zdecy<strong>do</strong>wanej większości możliwymi <strong>do</strong> wykrycia jedynie przez oględziny<br />
odgórne. Dotyczy to np. niezbędnej wymiany lub naprawy (uzupełnianie<br />
nakrętek, podkładek i <strong>do</strong>kręcanie poluzowanych połączeń)<br />
uchwytów śrubowo-kabłąkowych i zacisków uziemiających przewód<br />
odgromowy. Na obu liniach <strong>do</strong>tyczyło to 617 niezbędnych interwencji.<br />
Niezwykle trudnymi <strong>do</strong> wykrycia w inny niż preferowany tu sposób są<br />
także usterki wieszaków śrubowo-kabłąkowych (15 przypadków na<br />
obu liniach), czy uchwytów przelotowych, wahliwych (3 przypadki na<br />
obu liniach) w zawieszeniu przewodu odgromowego.<br />
Dwie kolumny środkowe („Wymiana uszkodzonych izolatorów kołpakowych”)<br />
oznaczają prace, których potrzeba (szczególnie w przypadku<br />
izolacji kołpakowej – szklanej) jest identyfikowalna przy okazji każdych<br />
oględzin (niekoniecznie odgórnych). Oględziny całego układu<br />
izolacyjnego (izolatory i różnego rodzaju wieszaki, łączniki, uchwyty<br />
oraz pierścienie i rożki ochronne) prowadzone z konstrukcji słupa dają<br />
jednak większą gwarancję na pełne zlokalizowanie usterek.<br />
Wreszcie dwie kolumny z prawej odpowiadają pracom związanym z uzupełnianiem<br />
braków w konstrukcji słupa. Przeprowadzenie tych uzupełnień<br />
w technologii <strong>PPN</strong>, a szczególnie ułatwienie lokalizowania luźnych połączeń<br />
śrubowych w górnej partii słupa, to istotna zaleta tej technologii.<br />
O realizacji prac w technologiach <strong>PPN</strong> przesądziła analiza modelu<br />
decyzyjnego przedstawionego na rys. 1. Prace na obu liniach zostały<br />
uznane za konieczne <strong>do</strong> wykonania w trybie prac planowych. Decyzja<br />
o wykonaniu oględzin odgórnych bez wyłączania napięcia była oczywista,<br />
ze względu na koszty nie przekraczające całkowitych kosztów<br />
wykonania tych zabiegów w stanie beznapięciowym (przy uwzględnieniu<br />
skutków wyłączenia linii dla systemu i <strong>do</strong>datkowych kosztów związanych<br />
z koniecznością zakładania przenośnych uziemiaczy w miejscu<br />
pracy). Ponadto stosowana technologia <strong>PPN</strong> nie narusza ruchowych<br />
* SPZ – automatyka samoczynnego ponownego załączania. Odstawienie tej automatyki<br />
w przypadku wystąpienia przemijającego zwarcia znacznie wydłuża<br />
przerwę w pracy linii.<br />
100
Fot. 1. Awaria jednego toru linii 400 kV relacji Żarnowiec – Gdańsk Błonia spowo<strong>do</strong>wana<br />
uszkodzeniem elementu zawieszenia łańcucha przelotowego<br />
Fot. 2. Przyczyna powyższej awarii. Wytarty i przerwany łącznik przedłużający jednowidlasty
Fot. 3. Trudno <strong>do</strong>strzegalne uszkodzenie przewodu uziemiającego na połączeniu z zaprasowywanym zaciskiem uziemiającym.<br />
Wi<strong>do</strong>czna nowa zawleczka na połączeniu uchwytu przelotowego z zawiesiem przewodu odgromowego<br />
Linie 400 kV<br />
Naprawa mostków przewodu<br />
odgromowego<br />
na słupach P na słupach ON PS-16B<br />
Wymiana uszkodzonych izolatorów<br />
kołpakowych<br />
PS-22A,<br />
PS-210W<br />
Uzupełnianie braków lub<br />
<strong>do</strong>kręcanie<br />
kątowników<br />
śrub<br />
włazowych<br />
Grudziądz – Płock 188 114 42 126 159 199<br />
Gdańsk – Olsztyn 54 6 191 39 33 383<br />
Tab. 1. Zabiegi w technologiach <strong>PPN</strong> przeprowadzone w ramach przeglądów odgórnych<br />
w sieci NN eksploatowanej na obszarze PSE-Północ<br />
Rys. 1. Model decyzyjny <strong>do</strong>tyczący wyboru technik przeglądów linii NN.<br />
KW – całkowity koszt wykonania pracy przy wyłączonym napięciu<br />
<strong>PPN</strong> – koszt wykonania pracy bez wyłączania napięcia<br />
1 – ścieżka decyzyjna w przypadku linii 400 kV Grudziądz Węgrowo – Płock<br />
2 – ścieżka decyzyjna w przypadku linii 400 kV Gdańsk Błonia – Olsztyn Mątki
warunków pracy linii (nie ma potrzeby odstawiania automatyki SPZ).<br />
Powoduje to, że praktycznie nie ma ograniczeń w ich realizacji – poza<br />
warunkami pogo<strong>do</strong>wymi. Można przyjąć, że <strong>do</strong>tyczy to wszystkich linii<br />
napowietrznych w polskiej sieci przesyłowej.<br />
Druga część przeglądu polegająca na likwidacji usterek zakwalifikowanych<br />
<strong>do</strong> usunięcia wymaga indywidualnego podejścia w zależności<br />
od konkretnego obiektu. Tak więc brak możliwości uzyskania wyłączeń<br />
dla realizacji zamierzonych prac na linii Grudziądz – Płock skutkował<br />
uruchomieniem ścieżki decyzyjnej oznaczonej jako „1”. W przypadku<br />
linii 400 kV Gdańsk – Olsztyn uzyskanie wyłączeń było teoretycznie<br />
możliwe (stąd ścieżka decyzyjna „2”).<br />
Po oszacowaniu wszystkich elementów wpływających na wybór sposobu<br />
pracy (w tym skutków wyłączeń linii dla systemu elektroenergetycznego,<br />
braku pewności uzyskiwania wyłączeń w <strong>do</strong>godnych terminach ze<br />
względu na uzależnienie możliwości tych wyłączeń od pracy Elektrowni<br />
Ostrołęka, <strong>do</strong>datkowych prac związanych z uziemianiem wielu miejsc pracy),<br />
okazało się, że koszty <strong>PPN</strong> i prac z wyłączeniem napięcia są porównywalne,<br />
a dla niektórych zabiegów technologia bezwyłączeniowa jest<br />
ewidentnie tańsza (chodzi o drobne naprawy w strefie napięciowej).<br />
4. Wnioski<br />
1. Ze względu na skuteczność (w pewnym zakresie unikalność) oględzin<br />
odgórnych oraz możliwości technologii <strong>PPN</strong> wdrożonych w polskiej<br />
sieci przesyłowej, wydaje się zasadne wznowienie przeglądów odgórnych<br />
napowietrznych linii przesyłowych jako zabiegów planowych<br />
wykonywanych cyklicznie (np. co 10 lat).<br />
2. Przegląd odgórny jako zabieg zagregowany winien obejmować następujące<br />
etapy:<br />
a) oględziny odgórne wykonywane w technologii <strong>PPN</strong>,<br />
b) analizę wyników oględzin odgórnych i wykonywanych ostatnio<br />
pozostałych technik diagnostycznych; ta analiza powinna się<br />
zakończyć ustaleniem zakresu prac niezbędnych <strong>do</strong> wykonania<br />
w ramach przeglądu,<br />
c) realizację ustalonych prac z wykorzystaniem wyżej przedstawionego<br />
modelu decyzyjnego.<br />
3. Dla ułatwienia przeprowadzania analiz ekonomicznych niezbędnych<br />
dla wyboru właściwej ścieżki decyzyjnej należy opracować<br />
możliwie prostą metodykę ich stosowania.<br />
Literatura<br />
[1] B. Dudek „Bezwyłączeniowe <strong>techniki</strong> eksploatacji sieci przesyłowej” „<strong>Elektroenergetyka</strong><br />
–Współczesność i Rozwój” nr 2-3/2010.<br />
[2] B. Dudek „Prace pod napięciem w elektroenergetyce – bezwyłączeniowe <strong>techniki</strong><br />
utrzymania sieci przesyłowej”, INPE, Seria podręczniki, Zeszyt 36, 2011.<br />
[3] J. Dąbrowski, J. Ignaczak „Instrukcja organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych<br />
na liniach i stacjach NN. Linie napowietrzne NN”, PSE Operator , 2006.<br />
[4] Praca zbiorowa. „Instrukcja prowadzenia prac bez wyłączania napięcia w obiektach<br />
sieciowych PSE Operator ”, 2009.<br />
Mgr inż. Krzysztof Mikołajczyk, absolwent Wydziału Elektrycznego Poli<strong>techniki</strong><br />
Gdańskiej, studiów podyplomowych energetyki jądrowej (Wydział Mechaniczny, Energetyki<br />
i Lotnictwa Poli<strong>techniki</strong> Warszawskiej) i kierunku menedżerskiego (Kolegium<br />
Zarządzania i Finansów SGH w Warszawie). Wieloletni specjalista techniczny w zakresie<br />
eksploatacji sieci elektroenergetycznej, instruktor prac pod napięciem, kierownik<br />
Obszarowej Dyspozycji Mocy w Bydgoszczy, zastępca dyrektora <strong>do</strong> spraw technicznych<br />
w PSE-Północ Sp. z o.o., dyrektor pionu w Dyrekcji Zarządzania Majątkiem Sieciowym<br />
PSE Aktualnie emeryt i <strong>do</strong>radca Zarządu PSE-Północ oraz koordynator prac pod napięciem<br />
w sieci przesyłowej PSE Operator<br />
Mgr inż. Jan Gramowski, absolwent Wydziału Elektrycznego Poli<strong>techniki</strong><br />
Gdańskiej. Wieloletni specjalista techniczny w zakresie eksploatacji napowietrznych<br />
linii przesyłowych ze szczególnym uwzględnieniem prac pod napięciem.<br />
Zastępca kierownika Wydziału Sieci w PSE-Północ.<br />
Mgr inż. Tadeusz Szczepański, od 2001 r. prezes zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych<br />
Północ. Absolwent Wydziału Telekomunikacji i Elektro<strong>techniki</strong> Akademii<br />
Techniczno-Rolniczej w Bydgoszczy (1976), Wydziału Elektrycznego Poli<strong>techniki</strong><br />
Poznańskiej (1980), specjalności energetyka jądrowa na Wydziale Mechanicznym,<br />
Energetyki i Lotnictwa Poli<strong>techniki</strong> Warszawskiej (1984); kierunku menedżerskiego<br />
w Kolegium Zarządzania i Finansów Szkoły Głównej Handlowej w Warszawie (1998);<br />
studiów podyplomowych z zakresu zarządzania spółką na rynku Unii Europejskiej<br />
w Kolegium Gospodarki Światowej SGH (2003). Od 1977 r. pracował w Zakładach Energetycznych<br />
Okręgu Północnego na stanowisku samodzielnego inżyniera <strong>do</strong> spraw<br />
sieci niskiego napięcia w Wydziale Sieci. W kolejnych latach był: kierownikiem Wydziału<br />
Sieci w PSE Oddział Bydgoszcz (1994–1997); zastępcą dyrektora <strong>do</strong> spraw technicznych<br />
i kierownikiem Obszarowej Dyspozycji Mocy w PSE-Północ sp. z o. o. (1998–2001),<br />
a w latach 1997–2000 członkiem rady nadzorczej PSE Działacz i rzeczoznawca SEP, od<br />
2006 roku prezes Zarządu Oddziału Bydgoskiego SEP.<br />
nr 3 (9) | 2011<br />
103
Change language