Zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kV

TECHNIKA I TECHNOLOGIE
Zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kV
Monitorowanie
dopuszczalnego
obciążenia
Działające w warunkach wolnorynkowych przedsiębiorstwa dystrybucyjne
coraz częściej stają przed problemem zwiększenia zdolności przesyłowych swoich sieci.
Przyczynia się do tego zarówno zwiększające się zapotrzebowanie na energię
ze strony odbiorców, jak i pojawianie nowych źródeł energii, tj.: farmy wiatrowe
czy małe elektrownie wodne.
Adam Babś
Tomasz Samotyjak
Instytut Energetyki Oddział Gdańsk
Krzysztof Nagórski
Energa-Operator SA
O
becnie już niektóre linie sieci
rozdzielczej 110 kV na terenie
Energa okresowo przeciążają
się. Istniejące uwarunkowania prawne
i społeczno-ekonomiczne w znacznym stopniu ograniczają możliwości
budowy nowych linii napowietrznych.
Zwiększenie dopuszczalnych obciążeń
linii poprzez wymianę jej przewodów na
tzw. wysokotemperaturowe jest drogie,
a koszt budowy jednego kilometra linii
w łatwym terenie wynosi ok. 0,5 mln zł.
Wobec spodziewanego lawinowego
przyrostu mocy generowanej przez farmy wiatrowe3, zwłaszcza w północnej
części Polski, problem bezpiecznego
przesyłu dodatkowej mocy istniejącą infrastrukturą sieciową nabiera istotnego
znaczenia.
Na podstawie wyników pracy
Instytutu Energetyki Oddział Gdańsk
z 2009 r. wykonanej na zlecenie
20
PSE-Operator i Energa-Operator, pt.:
„Wpływ generacji wiatrowej na pracę
sieci i prowadzenie ruchu systemu”,
szacuje się, że problem konieczności znacznego zwiększenie zdolności
przesyłowych sieci rozdzielczej będzie
szczególnie istotny w latach 20102012 i w tym czasie powinien zostać
rozwiązany.
Wdrożenie systemu
wyznaczania DOL
pozwala na efektywniejsze
i bezpieczniejsze
wykorzystanie
istniejącej infrastruktury
sieci dystrybucyjnej
bez ponoszenia kosztów
związanych z jej rozbudową.
System taki
może złagodzić problemy
związane z przyłączaniem
farm wiatrowych
do systemu
elektroenergetycznego.
Poza oczywistym sposobem zwiększenia zdolności przesyłowych sieci, jakim jest budowa nowej linii lub jej gruntowna modernizacja, obciążalność linii
można bezpiecznie zwiększyć poprzez
wyznaczanie jej obciążalności dynamicznej, tzn. dopuszczalnej obciążalności linii w aktualnych warunkach pogodowych panujących na trasie linii.
Znaczna liczba linii napowietrznych
została zaprojektowana na temperaturę
projektową przewodu wynoszącą 40°C,
co przy temperaturze projektowanej otoczenia 30°C oraz prędkości wiatru 0,5
m/s gwarantuje zachowanie dopuszczalnych odległości do obiektów znajdujących się pod linią. Powoduje to jednak
sztywne ograniczanie dopuszczalnego
prądu, który może płynąć przewodami
bez przekroczenia temperatury.
Bieżąca znajomość temperatury przewodów, która jest funkcją jej aktualnego
obciążenia oraz warunków pogodowych
panujących w miejscu zainstalowania
linii - zwłaszcza prędkości i kierunku
wiatru - pozwala na bezpieczne przeciążanie linii, tzn. takie, które nie powoduje
zmniejszenia normatywnych odległości
przewodów od obiektów pod linią.
TECHNIKA I TECHNOLOGIE
Dynamiczna
obciążalność linii
Bezpieczna praca linii w warunkach
bardziej sprzyjających niż przyjęte dla
celów projektowych możliwa jest przy
znacznie większej obciążalności przewodu niż wynika to z obliczeń projektowych. Doświadczenia krajów europejskich (w szczególności: Niemcy,
Belgia) wskazują, że DOL może przez
znaczącą część czasu być nawet o połowę większa niż obciążalność projektowana (statyczna).
Istnieje kilka rozwiązań technicznych
wyznaczania DOL, która to obciążalność w głównej mierze wynika z dopuszczalnego zwisu przewodu. Pomiar
bezpośredni zwisu, aczkolwiek najbardziej pożądany, jest w realizacji trudny
technicznie. Inne metody bazują na pomiarze takich wielkości fizycznych, które
pozwolą ten zwis obliczyć. Mierzy się zatem naprężenie przewodu, temperaturę
powierzchni przewodu obciążonego
określonym prądem lub też temperaturę
przewodu referencyjnego, tzn. zainstalowanego w pobliżu rzeczywistego przewodu lecz nie obciążonego prądem.
Każda z tych metod wymaga instalacji
urządzeń pomiarowych na przewodzie
linii i urządzeń transmisji danych na słupie w pobliżu miejsca pomiaru1,3.
Bezpieczna eksploatacja linii wymaga ograniczenia obciążalności prądowej poniżej maksymalnej granicy,
wynikającej z:
n m
inimalnego zbliżenia
do ziemi budynków itp.
(maksymalna wielkość zwisu)
n m
aksymalnej temperatury
przewodu, zależnej od jego
konstrukcji, materiału itp.
n m
aksymalnego przepływu mocy,
wynikającej ze statycznych
i dynamicznych własności
sieci przesyłowej
W warunkach statycznych przyjmuje
się, że powyższe warunki powinny być
spełnione przy temperaturze zewnętrznej
wynikającej z lokalizacji linii w określonej
strefie klimatycznej, prędkości wiatru 0,5
m/s i nasłonecznieniu 900 W/m2. Dla tak
zdefiniowanych warunków projektuje się
linie i wyznacza maksymalną obciążalność prądową. Obciążalność prądowa
przewodu AFL6-240 dla temperatury
otoczenia +30°C i prędkości wiatru 0,5
m/s prostopadłego do przewodu wynosi,
przy temperaturze granicznej przewodu
+80°C, dla okresu letniego 645 A.
Rys. 1. Schemat systemu DOL.
Działanie takie, określane jest jako
dynamiczna obciążalność linii (DOL)
jest obecnie jednym z najbardziej efektywnych sposobów zwiększenia zdolności przesyłowych linii. Przykładowo:
dla wiatru o prędkości 6 m/s prostopadłego do linii, obciążalność linii zwiększa się o połowę.
Rozwiązanie techniczne polega na
zainstalowaniu na słupach w wybranych przęsłach linii 110 kV stacji pogodowych, przesyłających do systemu
obliczeniowego w centrum dyspozytorskim aktualnych danych pogodowych:
prędkości i kierunku wiatru, temperatury na wysokości montażu przewodów
oraz nasłonecznienia. System centralny, na podstawie tych danych oraz
znajomości aktualnego obciążenia linii
dostępnego w systemie dyspozytorskim prowadzenia ruchu, w oparciu
o model cieplny linii oraz jej parametry konstrukcyjne, wyznacza możliwą
obciążalność dynamiczną i wyniki tych
obliczeń na bieżąco przekazuje do
systemu dyspozytorskiego.
l ENERGIA elektryczna luty 2010
Opisane w niniejszym artykule rozwiązanie polega na wyznaczaniu zwisu przewodów w oparciu o obciążenie
mocą czynną i bierną oraz warunki
atmosferyczne, tj. prędkość i kierunek
wiatru, nasłonecznienie oraz temperaturę otoczenia. Metoda ta została uznana w literaturze światowej5,6,7
jako rozwiązanie zapewniające dużą
dokładność wyznaczenia zwisu przewodów przy jednoczesnej względnej
prostocie (koszcie) systemu. Do obliczeń wykorzystuje się model cieplny
linii zgodny z zaleceniami WG 22.12,
opracowanymi przez CIGRE9.
Koszt instalacji w trzech newralgicznych przęsłach linii urządzeń mierzących warunki pogodowe wraz z przesłaniem tych danych oraz umieszczeniem
w systemie jest kilkakrotnie mniejszy
niż koszt budowy jednego kilometra linii, szacowany na ok. 500 tys. zł. 2,4
System DOL
Elementy systemu DOL pokazano na
rysunku 1.
Podstawowym elementem systemu
DOL są stacje pogodowe instalowane
na słupach linii WN lub przesyłowych.
luty 2010 ENERGIA elektryczna l 21
TECHNIKA I TECHNOLOGIE
Montaż (od lewej): miernika temperatury i prądu, okablowania oraz stacji pogodowej.
Stacje pogodowe wyposażone są w
następujące urządzenia:
n c
zujniki do pomiaru prędkości
i kierunku wiatru, nasłonecznienia
oraz temperatury zewnętrznej
n m
odem GPRS typu MKP-2
produkcji Instytutu Energetyki
Oddział Gdańsk do komunikacji
z serwerem centralnym
systemu DOL
n m
odem radiowy pracujący
na częstotliwości 433,2 MHz
do komunikacji z miernikiem
temperatury i prądu przewodu
typu MTP produkcji KARED
n b
aterie słoneczne, akumulator
żelowy, przekształtnik
do ładowania akumulatora
Miernik temperatury i prądu przewodu typu MTP, opracowany we współpracy z Instytutem Energetyki Oddział
Gdańsk przez firmę KARED, zapewnia
bieżący pomiar temperatury zewnętrznej przewodu i prądu w nim płynącego. Miernik jest zasilany z pola elektromagnetycznego, wytwarzanego przez
prąd płynący w przewodzie, na którym
ten miernik jest zainstalowany. Dane
pomiarowe są rejestrowane w określonych odstępach czasu (np. 10 s). Dane
te są udostępniane do odczytu przez
stację pogodową przy wykorzystaniu
modemu radiowego.
Na podstawie danych zbieranych
ze stacji pogodowych, parametrów
konstrukcyjnych linii oraz znajomości
aktualnego obciążenia linii, oprogramowanie zainstalowane na serwerze
systemu DOL wyznacza obciążalność
dynamiczną linii przy wykorzystaniu
jej modelu cieplnego. Podstawowymi
funkcjami serwera DOL, realizowanymi
22 l ENERGIA elektryczna luty 2010
poprzez specjalizowane oprogramowanie, są:
n k
omunikacja ze stacjami
pogodowymi
n a
kwizycja danych
i aktualizacja bazy
danych pomiarowych
i danych charakterystycznych linii
n o
bliczanie wielkości zwisu
i porównanie go z wartością
dopuszczalną
n w
yznaczanie dopuszczalnej
obciążalności linii w danych
warunkach pogodowych
oraz weryfikacja tych obliczeń
na podstawie bezpośrednich
pomiarów temperatury linii
n w
spółpraca z systemem
dyspozytorskim w zakresie
pobierania danych
o aktualnym obciążeniu linii
oraz przekazywania
wyznaczonych wartości
dopuszczalnego obciążenia
w istniejących warunkach
pogodowych
n k
ontrola działania łączności
GPRS
Pomiar temperatury przewodów przy
pomocy czujnika temperatury, instalowanego na jednym z przewodów roboczych, ma na celu weryfikację i porównanie obu metod wyznaczania zwisu,
tj. metody bazującej na pomiarze temperatury przewodu z metodą opartą o
pomiar czynników meteorologicznych.
W obu metodach korzysta się z modelu
cieplnego linii. Weryfikacji poprawności
wyznaczania zwisu przy pomocy obu
metod można dokonać poprzez bezpośredni pomiar zwisu za pomocą dalmierza laserowego.
Projektowanie,
uruchomienie
oraz eksploatacja
systemu DOL
Wybór linii i miejsca pomiaru warunków pogodowych powinien być poprzedzony studiami zarówno aktualnych
rozpływów mocy, jak i spodziewanej
sytuacji w ciągu kilku lat, wynikającej
głównie z podłączenia do systemu farm
wiatrowych.
Na podstawie doświadczeń eksploatacyjnych, do pierwszego wdrożenia
systemu DOL w koncernie Energa wytypowano te linie sieci dystrybucyjnej
110 kV, które już obecnie przeciążają
się lub zjawisko to wystąpi w najbliższej przyszłości. Dotyczy to np. jednej
z linii 110 kV, wyprowadzającej moc ze
stacji Ostrów, która po uruchomieniu
linii 400kV w relacji Rogowiec – Ostrów
stała się silnym węzłem sieci przesyłowej. Innym przykładem jest wybór linii
o przekroju przewodów 165 mm2 na
terenie oddziału Słupsk, która przeciąża się w sytuacji generacji wiatrowej.
Szczególną uwagę należy poświęcić
solidności konstrukcji wsporczych szafki i elementów towarzyszących (baterie
słoneczne) przy zachowaniu możliwej
prostoty montażu. (Przykład takiego
rozwiązania pokazano na rysunku 2.)
W przypadku stosowania czujnika temperatury zawieszonego na przewodzie
w pobliżu izolatora, należy pamiętać o
dopuszczalnych odległościach pomiędzy osprzętem linii. Ponadto, w razie
awarii urządzenia, która może wystąpić
z różnych przyczyn, serwis i naprawa
TECHNIKA I TECHNOLOGIE
są kłopotliwe, ponieważ wymagają wyłączenia linii z pracy.
Szafka pogodowa instalowana na
słupie zasilana jest z baterii słonecznej.
Zapewnienie niezawodnego zasilania
urządzeń pomiarowych i komunikacyjnych - zwłaszcza w okresie małego
nasłonecznienia od listopada do lutego - wymaga instalacji akumulatora o
odpowiednio dużej pojemności. Urządzenia instalowane w szafce powinny
zużywać możliwie mało energii. Dodatkowe oszczędności zużywanej energii
osiąga się poprzez włączanie układu
pomiarowego oraz modemu GPRS
tylko na czas komunikacji z centrum
dyspozytorskim.
Wiarygodność wyznaczanych w oparciu o model matematyczny przez system DOL wartości zwisu i temperatury
przewodu powinna być zweryfikowana
na etapie uruchamiania systemu poprzez pomiar bezpośredni tych wielkości za pomocą dalmierza laserowego
oraz kamery termowizyjnej.
Zazwyczaj dostępne są dwie wartości nastaw granicznej temperatury,
przy której następuje ostrzeżenie lub
wyłączenie. Prawidłowo nastawiona
funkcja zabezpieczenia od przeciążeń
linii, która spowodowała wyłączenie
po ok. 30 min. przeciążonego toru linii
przesyłowej, zapoczątkowała katastrofalną awarie we Włoszech w 2003 r.
Stosowanie systemu DOL dla linii,
których zabezpieczenia mają taką funkcję aktywną wymaga skoordynowania
jej działania z systemem DOL.
Odrębnym problem, pośrednio związanym z możliwą zwiększoną obciążalnością linii, jest zapewnienie stabilności napięciowej systemu w takich
warunkach. Służą temu odrębne narzędzia programistyczne, pozwalające
tę stabilność na bieżąco wyznaczać i
sygnalizować możliwe zagrożenia.
Podsumowanie
Wdrożenie systemu wyznaczania
DOL pozwala na efektywniejsze i bezpieczniejsze wykorzystanie istniejącej
infrastruktury sieci dystrybucyjnej bez
ponoszenia kosztów związanych z
jej rozbudową. System taki może złagodzić problemy związane z przyłączaniem farm wiatrowych do systemu
elektroenergetycznego - zwłaszcza
w sytuacji, gdy farmy wiatrowe pracują
Rys. 2. Rozwiązanie konstrukcyjne montażu szafki pogodowej na słupie.
w krótkich okresach i to zazwyczaj, kiedy przewody linii przesyłowej są chłodzone intensywniej niż przy bezwietrznej pogodzie.
Efektywność ekonomiczna proponowanego rozwiązania może być oszacowana poprzez obliczenie kosztów
unikniętych inwestycji, zdefiniowanych
jako różnica pomiędzy kosztem budowy nowej linii 110 kV w określonym
obszarze a kosztem wdrożenia metody
DOL.
Wydaje się, że przy obecnych kosztach budowy nowych linii 110 kV oraz
ciągłym wzroście mocy generowanej
przez elektrownie wiatrowe (mocy silnie
zależnej od prędkości wiatru), wykorzystanie naturalnych warunków chłodzenia linii jest optymalnym rozwiązaniem,
mającym na celu zwiększenie zdolności przesyłowych linii 110 kV.
Pomiar warunków pogodowych w
miejscu pracy linii, wraz z jego przesłaniem i umieszczeniem w systemie,
to koszt kilkadziesiąt razy mniejszy niż
budowa drugiego toru. Zakładając nawet pomiar w trzech newralgicznych
przęsłach linii, to koszt jest kilka razy
mniejszy od kosztu budowy nowej
linii (lub jej odcinka), wynoszącego ok.
500 tys. zł/km linii.
Ponadto, korzystając z pomiarów pogodowych uzyskiwanych ze stacji pogodowych, można tworzyć zestawienia
prędkości wiatru, nasłonecznia w określonych porach roku.
Literatura
1. Maciej Kula, Elżbieta Rzemieniec- Baster,
O wykorzystywaniu termicznej
obciążalności linii napowietrznych
400-110 kV w prowadzeniu ruchu sieci
elektroenergetycznych w zmiennych
warunkach pogodowych, ,,Energetyka’’
nr 10/2001.
2. Pijarski P., Kacejko P., Ocena wpływu
czynników atmosferycznych
na obciążalność prądową
elektroenergetycznych
linii napowietrznych
w świetle dokumentów IEEE i CIGRE,
materiały VII Seminarium Doktorantów,
Lublin 2005.
3. Sawicki J., Obciążalność prądowa
napowietrznych
linii elektroenergetycznych
w aspekcie wyprowadzenia mocy
z farm wiatrowych, APE 2007, Jurata.
4. Kacejko P., Pijarski P., Obciążalność cieplna
linii napowietrznych – pytania,
perspektywy, zagrożenia, ,,Automatyka
Elektroenergetyczna’’ nr 3/2007.
5. Saied M., Assessing the Dynamic Rating
of Overhead Transmission Lines, European
Transactions on Electrical Power, Wiley
InterScience 2007.
6. Douglas D., Uprating Transmission Lines
and Reducing Risk: Incremental Uprating
Methods can be Used to Increase Thermal
Line Rating,
Transmission & Distribution, March 1998.
7. Stephen R., Dealing with Thermal Power
Rating Limitations on Transmission Lines,
Opening
Lecture at the GCC-CIGRE 14th Seminar
on Transmission Lines Design & Operation,
Kuwait City, 2004.
8. Kończykowski S., Mayzel B., Konstrukcje
wsporcze linii napowietrznych, Arkady,
Warszawa 1962.
9. The Thermal Behavior of Overhead
Conductors, broszura CIGRE nr 207,
sierpień 2002.
n
luty 2010 ENERGIA elektryczna l 23