Kwartalnik Energetyków Acta Energetica nr 01/2011

act

nergetica

01/2011

numer 6/rok 3

Kwartalnik Naukowy Elektroenergetyk贸w

:\GDZFD ENERGA SA

3DWURQDW

3ROLWHFKQLND *GDñVND

ENERGA SA

5DGD naukowa -DQXV] %LDïHN 0LHF]\VïDZ %UG\Ă 0LURVïDZ &]DSLHZVNL $QWRQL 'PRZVNL 0LFKDï 'XG]LDN ,VWYDQ (UOLFK $QGU]HM *UDF]\N 3LRWU .DFHMNR 7DGHXV] .DF]RUHN 0DULDQ .DěPLHUNRZVNL -DQ .LFLñVNL .ZDQJ < /HH =ELJQLHZ /XERĂQ\ -DQ 0DFKRZVNL 2P 0DOLN -RYLFD 0LODQRYLF -DQ 3RSF]\N =ELJQLHZ 6]F]HUED 0DUFLQ 6]SDN * .XPDU 9HQD\DJDPRRUWK\ -DFHN :DñNRZLF]

5HFHQ]HQFL 6WDQLVïDZ &]DSS $QGU]HM *UDF]\N 3LRWU .DFHMNR -DQ .LFLñVNL =ELJQLHZ /XERĂQ\ -DQ 0DFKRZVNL -ö]HI 3DVND -DQ 3RSF]\N 'HVLUH 'DXSKLQ 5DVRORPDPSLRQRQD 6\OZHVWHU 5REDN 0DULDQ 6RELHUDMVNL 3DZHï 6RZD =ELJQLHZ 6]F]HUED $UWXU :LOF]\ñVNL

5HGDNWRU QDF]HOQ\ =ELJQLHZ /XERĂQ\ =DVWÚSFD UHGDNWRUD QDF]HOQHJR 5DIDï +\U]\ñVNL 5HGDNWRU]\ MÚ]\NRZL .DWDU]\QD ¿HOD]HN %HUQDUG -DFNVRQ 5HGDNWRU]\ WHPDW\F]QL -DFHN .OXF]QLN -HU]\ 0DMHZVNL 6HEDVWLDQ 1RMHN 5HGDNWRU VWDW\VW\F]Q\ 3DZHï 6]DZïRZVNL 6HNUHWDU] UHGDNFML -DNXE 6NRQLHF]Q\ Korekta 0LURVïDZ :öMFLN 3URMHNW JUDğF]Q\ 0LURVïDZ 0LïRJURG]NL 6NïDG 5\V]DUG .XěPD 7ïXPDF]HQLH 6NULYDQHN 6S ] R R 'UXN L RSUDZD *UDğ[ &HQWUXP 3ROLJUDğL 3U]\JRWRZDQLH GR Z\V\ïNL (1(5*$ 2EVïXJD L 6SU]HGDĝ 6S ] R R 5HGDNFMD $FWD (QHUJHWLFD XO 0LNRïDMD 5HMD *GDñVN 32/$1' WHO ID[ H PDLO UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ www.actaenergetica.org

0HGLD HOHNWURQLF]QH $QQD )LEDN UHGDNWRU MÚ]\NRZ\

3DZHï %DQDV]DN UHGDNWRU WHFKQLF]Q\

,QIRUPDFMD o ZHUVML SLHUZRWQHM :\GDQLH SDSLHURZH $FWD (QHUJHWLFD MHVW ZHUVMÈ SLHUZRWQÈ SLVPD :\GDZQLFWZR GRVWÚSQH MHVW UöZQLHĝ QD VWURQLH LQWHUQHWRZHM ZZZ DFWDHQHUJHWLFD RUJ

,661

w numerze 4

ELEKTROWNIE JĄDROWE W WARUNKACH AWARII KATASTROFALNEJ dr inż. Ireneusz Grządzielski dr inż. Krzysztof Sroka

12

ENERGOELEKTRONICZNE KOMPENSATORY BOCZNIKOWE JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA MOCY BIERNEJ dr inż. Robert Kowalak dr inż. Robert Małkowski

22

GOSPODARKA ODPADAMI PROMIENIOTWÓRCZYMI ORAZ WYPALONYM PALIWEM JĄDROWYM W OKRESIE BUDOWY ELEKTROWNI JĄDROWEJ ŻARNOWIEC mgr inż. Tomasz Minkiewicz

30

PROBLEMY EKSPLOATACJI ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECI ROZDZIELCZYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA W ASPEKCIE NIEZAWODNOŚCI ELEKTROENERGETYCZNEJ AUTOMATYKI ZABEZPIECZENIOWEJ dr hab. inż. Wiesław Nowak dr inż. Szczepan Moskwa dr inż. Rafał Tarko

40

ROZWÓJ ELEKTROENERGETYCZNYCH KOMPAKTOWYCH LINII NAPOWIETRZNYCH WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ dr hab. inż. Waldemar Skomudek, prof. Politechniki Opolskiej

50

KOORDYNACJA UKŁADÓW REGULACJI GENERATORÓW I TRANSFORMATORÓW ELEKTROCIEPŁOWNI PRZEMYSŁOWEJ prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba

58

WPŁYW CZYNNIKÓW EKONOMICZNYCH, ORGANIZACYJNYCH ORAZ PRAWNYCH NA BEZPIECZEŃSTWO ELEKTROENERGETYCZNE KRAJU prof. dr hab. inż. Artur Wilczyński

66

POMIARY UZIEMIEŃ SŁUPÓW LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH dr inż. Stanisław Wojtas

Wygrywamy partner�wem Napędza nas na�ralna energia

PRZYŁĄCZ SIĘ W trudnych i wymagających warunkach, również rynkowych, liczy się zaufanie.

Grupa ENERGA, jako nowoczesna firma, szczególny nacisk kładzie na przyjazne relacje z partnerami, w�ieranie oraz w�ółdziałanie w obniżaniu kosztów działalności ich firm. Nie u�ajemy w wysiłkach, by wzmacniać pozycję �abilnego, pewnego przedsiębior�wa, solidnego do�awcy usług i energii.

Więcej można osiągnąć w�ółpracując ze sobą. To przepis na wygraną.

www.energa.pl

Większość linii elektroenergetycznych przesyłowych o napięciu 400 i 220 kV zostało wybudowanych w latach siedemdziesiątych i osiemdziesiątych XX wieku. To samo dotyczy transformatorów i aparatury łączeniowej WN, gdzie procentowa liczba obiektów liczących 30–40 lat jest znacząca.

PSE Operator SA podaje w swoim raporcie, że liczba obiektów elektroenergetycznych liniowych starszych niż planowany okres eksploatacji jest równa ok. 41 proc. w sieci przesyłowej oraz ok. 35 proc. w sieciach rozdzielczych. To bardzo duże wartości.

Twierdzi się, że większość z obiektów o napięciu 400 kV może być jeszcze eksploatowanych przez kilkanaście lat, natomiast linie elektroenergetyczne o napięciu 220 kV wymagają znacznie wcześniejszej modernizacji (głównie wymiany na nowe linie o napięciu 400 kV – co jest planowane).

Dramatyzmu sytuacji dodaje fakt, że tempo rozbudowy sieci elektroenergetycznych (włączając w to modernizację linii istniejących) jest wolne. Przykładowo, na przestrzeni minionych pięciu lat przebudowano 83 km linii najwyższych napięć, przy potrzebach zidentyfikowanych do 2020 roku na 2600 km. Słabe tempo przebudowy (rozbudowy) sieci elektroenergetycznych wynika głównie z obowiązującego prawa, przedkładającego prawo własności ponad bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Należy przypuszczać, że prawo drogi w elektroenergetyce, nad którym trwają właśnie prace, pozwoli rozwiązać ten problem, tj. zintensyfikować przebudowę sieci elektroenergetycznej.

Do powyższego dodaje się rozwój OZE, przyłączanych do sieci o napięciu 110 kV oraz do sieci SN, prowadzący do wyczerpywania się zdolności przesyłowych sieci (przy obecnie stosowanych zasadach prowadzenia jej ruchu).

Rozwiązaniem problemu, oprócz rozbudowy sieci elektroenergetycznych, jawi się tu intensyfikacja ich wykorzystania. Może być ona realizowana w różny sposób, a w tym poprzez działania organizacyjne oraz techniczne.

Tej właśnie tematyce poświęcona jest znacząca część artykułów prezentowanych w niniejszym numerze Acta Energetica. Nie zapominany również o elektrowniach jądrowych. Zapraszam do lektury. prof. dr hab. inż. Zbigniew Lubośny redaktor naczelny Acta Energetica

4

Ireneusz Grządzielski / Politechnika Poznańska Krzysztof Sroka / Politechnika Poznańska

Autorzy / Biografie

Ireneusz Grządzielski Poznań / Polska

Krzysztof Sroka Poznań / Polska

Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej (1973). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (1982). Obecnie pracuje na stanowisku adiunkta w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmują zagadnienia związane z problematyką obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego w stanach awarii katastrofalnych systemu elektroenergetycznego, pracą systemu elektroenergetycznego w stanach nieustalonych, przyłączaniem źródeł rozproszonych, w szczególności wiatrowych, do systemu elektroenergetycznego.

Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym Politechniki Poznańskiej (1976). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (1986). Obecnie pracuje na stanowisku docenta w Instytucie Elektroenergetyki Wydziału Elektrycznego Politechniki Poznańskiej.

Elektrownie jądrowe w warunkach awarii katastrofalnej

ELEKTROWNIE JĄDROWE W WARUNKACH AWARII KATASTROFALNEJ dr inż. Ireneusz Grządzielski / Politechnika Poznańska dr inż. Krzysztof Sroka / Politechnika Poznańska

1. WPROWADZENIE W polskim systemie elektroenergetycznym wymagane są daleko idące zmiany w sektorze wytwórczym.

Wynikają one z dwóch przesłanek: • znacznie wyeksploatowanej bazy wytwórczej – ponad 45 proc. źródeł wytwórczych eksploatowane jest już dłużej niż trzydzieści lat • konieczności znacznego ograniczenia emisji CO2.

Ponieważ aktualnie 96 proc. energii elektrycznej wytwarza się w elektrowniach opalanych węglem kamiennym lub brunatnym, 2 proc. pochodzą z elektrociepłowni opalanych gazem ziemnym, a kolejne 2 proc. z odnawialnych źródeł energii, istnieje pilna potrzeba dywersyfikacji energii pierwotnej, wykorzystywanej w procesie generacji energii elektrycznej. W dokumencie „Polityka energetyczna Polski do roku 2030” przyjmuje się, że nadal podstawowym surowcem energetycznym w Polsce będzie węgiel, jednak w sposób znaczący w procesie wytwarzania energii elektrycznej wzrośnie udział odnawialnych źródeł energii oraz istotne miejsce znajdzie również energetyka jądrowa.

Ta zmiana struktury źródeł wytwórczych może w istotny sposób wpływać na pracę systemu elektroenergetycznego i znacząco determinować rozwiązania dotyczące scenariuszy obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego w warunkach awarii katastrofalnej.

Ponieważ w planach rozwoju elektroenergetyki do roku 2030 energetyka jądrowa może osiągnąć poziom nawet 10 000 MW mocy zainstalowanej w nowych elektrowniach, warto już teraz, na etapie planowania i projektowania tych elektrowni, brać pod uwagę aspekt bezpieczeństwa ich pracy i stosować rozwiązania pozwalające na właściwe ich użytkowanie w warunkach zagrożeń awariami systemowymi.

Wobec braku bezpośrednich doświadczeń eksploatacyjnych elektrowni jądrowych w Polsce, próbę wstępnej oceny zachowania się elektrowni jądrowych w warunkach blackoutu oparto na doświadczeniach z przebytych awarii w krajach ze znaczącą generacją z elektrowni jądrowych. W szczególności źródłem takich obserwacji była awaria w dniu 14 sierpnia 2003 roku w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie. Na bazie tych doświadczeń podjęto próbę zdefiniowania charakterystycznych cech elektrowni jądrowych i sformułowania wymagań, jakie muszą spełniać te elektrownie w systemie elektroenergetycznym w kontekście możliwości wystąpienia blackoutu.

2. DOŚWIADCZENIA Z AWARII SYSTEMOWYCH W KRAJACH Z GENERACJĄ Z ELEKTROWNI JĄDROWYCH Doświadczenia z awarii systemowej w Stanach Zjednoczonych i Kanadzie w roku 2003 [6] Blackout w dniu 14 sierpnia 2003 roku spowodował wyłączenie 263 elektrowni (531 jednostek wytwórczych) w USA i Kanadzie, głównie w czasie drugiej fazy awarii (podczas kaskady napięciowej i częstotliwościowej), ale nie powodując znaczących szkód w tych obiektach. W czasie tej awarii, w USA aż dziewięć elektrowni jądrowych, a w Kanadzie siedem, zostało gwałtownie wyłączonych na skutek zaniku napięcia w sieci zewnętrznej (LOOP – loss of offsite power). Cztery inne kanadyjskie elektrownie jądrowe odłączyły się automatycznie od sieci na skutek zakłóceń w sieci, ale mogły nadal kontynuować pracę przy obniżonym poziomie mocy i powrócić Streszczenie W artykule podjęto próbę wstępnej oceny pracy elektrowni jądrowych w warunkach awarii katastrofalnej.

Analizę tę przeprowadzono, wykorzystując doświadczenia z przebytych awarii katastrofalnych w krajach ze znaczącą generacją z elektrowni jądrowych. Na bazie tych doświad-

czeń podjęto próbę zdefiniowania charakterystycznych cech elektrowni jądrowych i sformułowania wymagań, jakie muszą spełniać te elektrownie w systemie elektroenergetycznym w kontekście możliwości wystąpienia blackoutu.

5

Ireneusz Grządzielski / Politechnika Poznańska Krzysztof Sroka / Politechnika Poznańska

6

do systemu elektroenergetycznego po odbudowaniu sieci. Sześć amerykańskich elektrowni jądrowych i jedna kanadyjska doznały znacznych uszkodzeń elektrycznych, ale ich stan techniczny umożliwiał udział w restytucji systemu i generację energii elektrycznej.

Dziewięć amerykańskich elektrowni jądrowych wyłączyło się w ciągu 60 sekund na skutek zakłóceń w sieci. Wyłączenia wszystkich jednostek nastąpiły automatycznie przez zadziałanie systemów zabezpieczeń reaktora albo turbozespołu w odpowiedzi na warunki w sieci, a nie na skutek ręcznego odstawienia przez obsługę. Awaryjne odstawienie tych jednostek odbyło się z zachowaniem zasad bezpieczeństwa i dobrego stanu technicznego układów i urządzeń technologicznych, a wyłączone elektrownie pozostawały w bezpiecznych warunkach aż do restartu. Czas wyłączenia elektrowni jądrowych w USA zestawiono w tab. 1.

Tab. 1. Czas wyłączenia elektrowni jądrowych w USA Elektrownia

Wyłączenie reaktora

Wyłączenie generatora

Perry

16:10:25

16:10:42

Fermi 2

16:10:53

16:10:53

Oyster Creek

16:10:58

16:10:57

Nine Mile1

16:11:00

16:11:09

Indian Point 2

16:11:00

16:11:21

Indian Point 3

16:11:00

16:11:32

FitzPatrick

16:11:04

16:11:04

Ginna

16:11:36

16:12:17

Nine Mile2

16:11:48

16:11:52

Nuclear Working Group (NWG), badająca przebieg awarii z 14 sierpnia 2003 roku, nie znalazła dowodów na to, że wyłączenie amerykańskich i kanadyjskich elektrowni jądrowych spowodowało blackout lub przyczyniło się do jego rozszerzenia. Wszystkie elektrownie reagowały prawidłowo na warunki w sieci elektroenergetycznej.

Przebiegające procesy przejściowe w sieci spowodowały dojście parametrów pracy generatorów, turbin lub reaktorów do granic bezpieczeństwa i zadziałanie odpowiednich zabezpieczeń powodujących wyłączenie elektrowni. Odłączenie elektrowni od sieci następowało tylko w sposób automatyczny.

Powody wyłączenia elektrowni były następujące: • wyłączenie generatora jako rezultat wahań napięcia i częstotliwości w systemie • wyłączenie turbiny jako rezultat wahań częstotliwości w systemie • wyłączenie reaktora jako wynik zadziałania systemu kontroli niskiego ciśnienia w turbinie, wywołanego wahaniami częstotliwości w systemie • odłączenie generatora od systemu i automatyczna redukcja mocy reaktora jako skutek znacznej utraty mocy elektrycznej wywołanej wahaniami częstotliwości w systemie • odłączenie generatora od systemu i automatyczna redukcja mocy reaktora spowodowana kołysaniami mocy w systemie • redukcja mocy reaktora do poziomu 60 proc. (ten reaktor był gotowy kontynuować dostarczanie energii elektrycznej do systemu na polecenie operatora systemu).

Charakterystyczne cechy elektrowni jądrowej z punktu widzenia zagrożeń blackoutem są następujące: • Układ elektryczny bloku jądrowego – w zasadzie jest on analogicznie rozwiązany jak w konwencjonalnych blokach energetycznych, zarówno w zakresie toru wyprowadzenia mocy, jak również zasilania potrzeb własnych (podstawowo z odczepu z głównego generatora i rezerwowo z mostu rezerwowo-rozruchowego), a istotna różnica polega na tym, że w przypadku nieakceptowalnego napięcia wyłączniki zasilania rozdzielni blokowych potrzeb własnych są automatycznie otwarte, a wybrane sekcje rozdzielni są natychmiast zasilone z szybkostartujących awaryjnych agregatów prądotwórczych.

• Reakcja elektrowni jądrowej na zmiany napięcia – w trybie automatycznym pracy regulatora napięcia głównego generatora, generator będzie reagował na zmiany napięć, zmieniając generację mocy biernej. Zabezpieczenie podnapięciowe gwarantuje bezpieczną pracę rozdzielni elektrowni jądrowej i poszczególnych elementów układu technologicznego (urządzeń potrzeb własnych). W szczególności

Elektrownie jądrowe w warunkach awarii katastrofalnej

jest ono wykorzystane w reaktorach wodnych ciśnieniowych (PWR) do zabezpieczenia pomp wody chłodzącej reaktor.

• Cechy zabezpieczeń elektrowni jądrowej – zarówno generator, jak i turbina mają system zabezpieczeń podobny do stosowanego w konwencjonalnej elektrowni opalanej paliwem stałym. Generalnie systemy zabezpieczeń reaktora są projektowane do zabezpieczenia układu paliwowego reaktora przed uszkodzeniem oraz do zabezpieczenia układu chłodzenia reaktora przed przekroczeniami dopuszczalnych ciśnień i temperatur. Należy podkreślić, że pomiędzy poszczególnymi zabezpieczeniami występują określone interakcje.

Osobnej uwagi wymagają elektrownie kanadyjskie, w których stosowane są reaktory typu CANDU. W przeciwieństwie do reaktorów wodno-ciśnieniowych (PWR), wykorzystywanych w USA, w których jako paliwo stosowany jest uran wzbogacony, a zwykła woda pełni rolę czynnika chłodzącego i moderatora, reaktor CANDU wykorzystuje uran naturalny i ciężką wodę jako chłodziwo i moderator. Dzięki temu reaktor CANDU może pracować ze znaczną redukcją obciążenia. Znacznie mniejsza liczba prętów regulacyjnych w reaktorze pozwala na bezpieczną redukcję mocy nawet do 60 proc. Konsekwencją możliwej znacznej redukcji mocy jest to, że reaktor nie będzie ulegał „zatruciu” i będzie mógł pozostawać w stanie zredukowanej mocy nawet do dwóch dni. W reaktorze typu PWR wymagana jest redukcja mocy do zera. Te unikatowe własności reaktorów CANDU pozwalają na redukcję pełnej mocy do 60 proc. również podczas odłączenia generatora od systemu i w razie potrzeby utrzymywanie gotowości przez kilka dni. Po ponownym zsynchronizowaniu z systemem można już po kilku minutach uzyskać obciążenie 60 proc., a pełną moc po 25 godzinach. Specyficzna konstrukcja reaktora CANDU jest również powodem zastosowania innego systemu zabezpieczeń reaktora. Najczęściej reaktor taki ma dwa oddzielne, niezależne i różne systemy wyłączenia reaktora w przypadku zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego. Pierwszy wykorzystuje dużą liczbę awaryjnych prętów kadmowych, które wprowadzane są do rdzenia reaktora, powodując pochłanianie neutronów. Drugi system polega na wysokociśnieniowym wtryskiwaniu azotanu gadolinu również pochłaniającego neutrony. W przypadku odłączenia jednostki wytwórczej od systemu następuje bezpieczny zrzut mocy reaktora, a utrzymanie niezbędnych systemów jest zabezpieczone przez zasilanie ich z baterii akumulatorów i awaryjnych generatorów. W przypadku redukcji obciążenia reaktora do zera powrót do stanu pełnego obciążenia reaktora trwa ok. 2 dni i dopiero po tym czasie można uruchomić turbinę i zsynchronizować jednostkę z systemem. Te własności reaktorów CANDU zostały wykorzystane do szybkiego restartu niektórych elektrowni jądrowych w Kanadzie.

Proces odbudowy zdolności wytwórczych elektrowni jądrowych po awarii w dniu 14 sierpnia był następujący:

Elektrownie amerykańskie • 17 sierpnia – generację energii elektrycznej podjęły cztery elektrownie • 18 sierpnia – dwie elektrownie • 20 sierpnia – jedna elektrownia • 21 sierpnia – jedna elektrownia • 22 sierpnia – jedna elektrownia • po usunięciu awarii na skutek problemów z urządzeniami – przywrócono pracę w dwóch Elektrownie kanadyjskie • 7 godzin po zdarzeniu – z siecią zostały zsynchronizowane cztery jednostki • 17 i 18 sierpnia – trzy jednostki • 22–25 sierpnia – pozostałe.

Awaria w Skandynawii w roku 2003 [4] Awaria miała miejsce na obszarze południowej Szwecji i duńskiej Zelandii 23 września 2003 roku, czyli na pięć dni przed dużą awarią włoską. Początek awarii systemowej rozpoczął się od awaryjnego odstawienia bloku elektrowni jądrowej Oskarshamn o mocy 1175 MW, o godz. 12.30. Automatyczne uruchomienie rezerw w elektrowniach wodnych rozpoczęło proces stabilizacji częstotliwości, jednakże o godz. 12.35 miało miejsce podwójne zwarcie szyn zbiorczych w stacji Horred, wyprowadzającej moc z elektrowni jądrowej Ringhals, spowodowane mechanicznym uszkodzeniem odłącznika. W trakcie zwarcia wypadły dwa bloki jądrowe o mocy łącznej 1750 MW. W następnych 90 sekundach od zwarcia w stacji zaczęły wypadać kolejne linie przesyłowe oraz nastąpiło oddzielenie systemu południowego Szwecji, w którym wystąpił znaczny niedobór mocy skutkujący blackoutem.

7

8

Ireneusz Grządzielski / Politechnika Poznańska Krzysztof Sroka / Politechnika Poznańska

Awaria w Szwecji pokazuje, że generację energii elektrycznej z elektrowni jądrowych cechują znaczne moce jednostkowe poszczególnych źródeł wytwórczych. Powoduje to w przypadku awarii znaczny deficyt mocy w systemie. Badania symulacyjne przeprowadzone w Szwecji podczas analizy awarii wykazały, że system elektroenergetyczny powinien w takich przypadkach spełniać kryterium bezpieczeństwa n-2.

3. WYMAGANIA STAWIANE ELEKTROWNIOM JĄDROWYM PODCZAS ODBUDOWY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO Celem pierwszoplanowym każdej elektrowni znajdującej się w stanie beznapięciowym po wystąpieniu awarii katastrofalnej w systemie elektroenergetycznym, w tym elektrowni jądrowej w szczególności, powinno być możliwie szybkie odbudowanie zasilania energią elektryczną urządzeń potrzeb własnych tej elektrowni z zewnętrznego źródła. Co w konsekwencji zapewni bezpieczną obsługę reaktora i umożliwi restart elektrowni.

Szczegółowe instrukcje ruchowe elektrowni określają szczegółowo harmonogramy czasowe awaryjnego odstawienia jednostki wytwórczej oraz jej uruchomienia, a także warunki, które muszą być spełnione, aby można było przeprowadzać te procedury. Ze względu na te wymagania, powrót elektrowni jądrowej do pracy w systemie elektroenergetycznym może być znacznie dłuższy niż innych typów elektrowni. Takie stwierdzenie znajduje się w dokumencie NERC Electric System Restoration [6]: „Jądrowe jednostki wytwórcze wymagają specjalnego traktowania. Wytyczne startowe Nuclear Regulatory Commission generalnie nie zezwalają na gorący restart.

Jednostki jądrowe, które zostały awaryjnie odłączone od sieci w sposób bezpieczny, mogą być przywrócone do pracy najwcześniej w ciągu około 24 godzin, ale bardziej prawdopodobne jest przywrócenie ich zdolności wytwórczych w czasie 48 godzin po awaryjnym wyłączeniu. Dlatego o ile przywrócenie napięcia z sieci zewnętrznej dla elektrowni jądrowej wymaga szczególnej szybkości, to jednak przywracanie zasilania odbiorców będzie musiało się odbyć bez udziału tej elektrowni jądrowej”. Z tych względów przywrócenie zasilania wszystkich odbiorców w podsystemach, w których znaczny udział mają elektrownie jądrowe, może nie być możliwe nawet przez kilka dni.

Elektrownia jądrowa w warunkach awaryjnego odstawienia W pierwszym momencie po wystąpieniu blackoutu operator systemu przesyłowego musi zostać poinformowany o tym, czy elektrownia jądrowa została bezpiecznie odstawiona i czy jest w stanie technicznym pozwalającym zachować jej bezpieczeństwo. O bezpiecznym przetrwaniu elektrowni po takim awaryjnym odstawieniu decydować będzie skuteczne zasilenie pewnych urządzeń potrzeb własnych. W elektrowniach konwencjonalnych będą to potrzeby związane z pracą obracarek turbin, pracą pomp oleju smarnego i uszczelniającego, z pracą obrotowych podgrzewaczy powietrza itd. W elektrowni jądrowej te potrzeby związane z bezpiecznym przetrwaniem są jeszcze bardziej znaczące. Dlatego elektrownie jądrowe są wyposażone w awaryjne źródła zasilania, najczęściej agregaty dieslowskie, które zapewniają w razie niebezpieczeństwa pracę systemów chłodzenia rdzenia reaktora w taki sposób, żeby reaktor i turbina mogły zostać bezpiecznie odstawione podczas utraty wszystkich zewnętrznych źródeł zasilania.

Generalnie elektrownia jądrowa może pozostawać w stanie awaryjnego odstawienia przez dłuższy okres czasu. Jednak wymagania techniczne elektrowni pozwalają kontynuować trwanie w stanie odstawienia przy braku zewnętrznych źródeł zasilania tylko przez określony czas. Dlatego tryb, w którym jednostka wytwórcza będzie zagrożona podczas blackoutu, jest funkcją długości czasu, jaki potrzebny będzie do przywrócenia zasilania z zewnętrznych źródeł. Natomiast ostatecznie wymagany czas restytucji będzie przyjmowany jako czas rozruchu aż do synchronizacji elektrowni jądrowej z systemem elektroenergetycznym.

Elektrownie jądrowe są projektowane tak, aby radzić sobie z utratą zewnętrznej mocy (LOOP – loss of offsite power) przy wykorzystaniu źródeł awaryjnych, głównie generatorów Diesla. Chociaż pręty regulacyjne są wsunięte do rdzenia reaktora, zatrzymując reakcję rozszczepiania, to jednak rozpadowi izotopów radioaktywnych powstałych w czasie pracy reaktora towarzyszy wydzielanie ciepła, które należy z rdzenia odbierać przez kilka tygodni. Brak chłodzenia może doprowadzić do uszkodzenia elementów paliwowych i uwolnienia materiału radioaktywnego do otoczenia. Do odprowadzania ciepła rozpadu w dłuższym okresie konieczne jest zasilanie z sieci zewnętrznej lub uruchomienie źródeł awaryjnych. Dlatego uważa się zdarzenie LOOP za potencjalnego prekursora dużo poważniejszych sytuacji. Ryzyko uszkodzenia rdzenia reaktora rośnie przy wzroście częstości występowania albo czasu trwania LOOP.

Elektrownie jądrowe w warunkach awarii katastrofalnej

Operator systemu przesyłowego powinien ustalić, jak długo elektrownia jądrowa może pozostawać w stanie bez zewnętrznego zasilania (np. ilość paliwa do ciągłej pracy generatora awaryjnego zasilania potrzeb własnych elektrowni).

Dla operatora systemu przesyłowego zadaniem o najwyższym priorytecie będzie odbudowanie zewnętrznych źródeł napięcia dla elektrowni jądrowej. Jeśli rozważa się wykorzystanie elektrowni jądrowej do odbudowy systemu, należy błyskawicznie zapewnić jej zewnętrzne źródło napięcia.

Elektrownie jądrowe, ze względu na ich duże moce i odległe położenie, z reguły połączone są z systemem elektroenergetycznym poprzez sieci najwyższych napięć. Z tego powodu nie można będzie dostarczyć do elektrowni jądrowej energii z zewnętrznych źródeł przed odbudowaniem systemu sieci najwyższych napięć. Dlatego odbudowa sieci najwyższych napięć jest szczególnie ważna dla pełnej odbudowy systemu, w którym funkcjonuje elektrownia jądrowa. Odbudowa sieci najwyższych napięć może trwać wiele godzin, co z kolei uniemożliwia szybkie dołączenie elektrowni jądrowej do systemu.

Warunki odbudowy zdolności wytwórczych elektrowni jądrowych Elektrownia jądrowa może znajdować się w jednym z czterech typowych stanów: • praca • postój po awaryjnym odstawieniu • gorąca rezerwa • zimna rezerwa.

Optymalnym trybem dla restartu jest stan gorącej rezerwy (również postój po awaryjnym odstawieniu).

Operator (DIRE) elektrowni powinien szczegółowo określić warunki, jakie muszą być spełnione, aby elektrownia mogła pozostawać w tym trybie, i długość czasu, w jakim elektrownia może pozostawać w takim stanie.

Powinien również określić czasy restartu i synchronizacji z siecią z tych stanów. Informacje takie powinny być uwzględnione przy opracowywaniu strategii odbudowy całego systemu.

Poniższe zestawienie przedstawia typowe działania, które należy podjąć przed przyłączeniem elektrowni jądrowej do sieci po utracie napięcia w rozdzielni: • Napięcie dostarczane z sieci zewnętrznej do rozdzielni elektrowni jądrowej musi być normalne i stabilne. Elektrownie jądrowe nie są projektowane do uruchamiania bez zewnętrznego zasilania.

• Szyny rozdzielni potrzeb własnych elektrowni muszą być zasilane z przyelektrownianej stacji elektroenergetycznej, a awaryjny generator Diesla jest w tym momencie już odstawiony.

• Podstawowe urządzenia potrzeb własnych elektrowni, takie jak pompy chłodzenia reaktora i pompy wody recyrkulującej, muszą być uruchomione.

• Wszystkie warunki techniczne muszą być spełnione. Warunki techniczne dla każdej elektrowni jądrowej są ustalane jako część jej licencji. Z nich wynika, jakie wyposażenie musi być sprawne oraz jakie parametry procesu technologicznego muszą być spełnione, aby reaktor mógł pracować.

Przykładowe wymagania, które były między innymi narzucone po wydarzeniach 14 sierpnia, obejmują napełnienie zbiorników paliwa do agregatów Diesla, napełnienie zbiorników kondensatu, realizację wymuszonego obiegu chłodziwa reaktora. Należy wykonać testy sprawdzające zgodnie z obowiązującą specyfikacją techniczną (np. należy sprawdzić sprawność detektorów neutronów termicznych). W szczególności: • system zabezpieczeń musi być ustawiony w stan umożliwiający uruchomienie • ciśnienia i temperatury systemu chłodzenia reaktora muszą być ustawione odpowiednio do warunków jego uruchomienia • należy przeprowadzić obliczenia krytyczności reaktora, aby określić ustawienie prętów regulacyjnych konieczne do osiągnięcia krytyczności, przy której reakcja łańcuchowa staje się samopodtrzymująca.

Na skutek wyłączenia reaktora rośnie koncentracja niektórych produktów pochłaniających neutrony.

W wodnych reaktorach ciśnieniowych należy dopasować koncentrację boru w chłodziwie w obiegu pierwotnym do poziomu wynikającego z obliczeń krytyczności.

Pod koniec cyklu paliwowego elektrownia jądrowa może nie mieć możliwości dostosowania koncentracji boru lub ustawienia prętów regulacyjnych wymaganego do uruchomienia. W takiej sytuacji uruchomienie będzie możliwe dopiero po zmniejszeniu absorpcji neutronów, a czas na to potrzebny to więcej niż 24 godziny po wyłączeniu. Może być konieczna zwłoka jednego lub więcej dni, zanim elektrownia jądrowa będzie mogła być uruchomiona po normalnym wyłączeniu.

9

10

Ireneusz Grządzielski / Politechnika Poznańska Krzysztof Sroka / Politechnika Poznańska

Wyłączenia elektrowni są stanami przejściowymi dla urządzeń elektrownianych, które mogą wywoływać ich nietypowe stany eksploatacyjne i w związku z tym konieczna jest szczególnie staranna obsługa zapewniająca dobry stan techniczny tych urządzeń przed ich uruchomieniem i poprawny przebieg samego uruchamiania.

Dołączenie jednostek jądrowych do systemu elektroenergetycznego Typowa kolejność dołączania jednostek wytwórczych do systemu jest następująca: • elektrownie wodne • turbiny gazowe • elektrownie konwencjonalne (jednostki opalane paliwami kopalnymi) • jednostki jądrowe.

Istotna część wszystkich jednostek niejądrowych powraca do systemu w ciągu 24 godzin. Szybkie dołączenie dużych jednostek do systemu nie jest pożądane z dwóch powodów. Duże jednostki mają z reguły wysokie minimum techniczne. Z tego względu nie jest zasadne dołączenie tych jednostek, zanim system nie będzie zdolny do zapewnienia odpowiedniego dociążania tych jednostek. W trakcie takiego procesu dociążania mogą wystąpić wahania częstotliwości, co może prowadzić do zadziałania zabezpieczeń i ponownego rozpadu systemu. Ponadto możliwość dołączenia tych jednostek do systemu jest ograniczona przez uruchamianie linii najwyższych napięć.

BIBLIOGRAFIA 1. Adamski G., Jenkins R., Gill P., Nuclear Plant Requirements During Power System Restoration, IEEE Transactions on Power Systems, vol. 10, no. 3, August 1995, pp. 1486–1491.

2. Grządzielski I., Marszałkiewicz K., Sroka K., Kuczyński R., Układy wyspowe wokół dużych jednostek wytwórczych jako podstawowy element scenariuszy odbudowy KSE. Energetyka, Zeszyt tematyczny nr XVII: Blackout a Krajowy System Elektroenergetyczny – Rola dużych jednostek wytwórczych w realizacji planów obrony i odbudowy KSE, 2008, s. 152–158.

3. Markov Y., Reshetov V., Stroev V., Voropai N., Blackout Prevention in the United States, Europe and Russia, Proceedings of the IEEE, vol. 93, no. 11, November 2005.

4. Power failure in Eastern Denmark and Southern Sweden on 23 September 2003, Final report on the course of events, Elkraft System Report, November 4th, 2003, www.elkraft-system.dk.

5. Rychlak J., Kuczyński R., Regulacyjne Usługi Systemowe – środki techniczne obrony i odbudowy KSE, II Konferencja Naukowo-Techniczna: Blackout a Krajowy System Elektroenergetyczny, Poznań, kwiecień 2007, Energetyka, Zeszyt tematyczny nr X/2007.

6. U.S.-Canada Power System Outage Task Force: Final Report on the August 14, 2003, Blackout in the United States and Canada, April 2004.

12

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Robert Kowalak Gdańsk / Polska

Robert Małkowski Gdańsk / Polska

Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2000). Stopień naukowy doktora nauk technicznych uzyskał na swoim macierzystym wydziale (2005). Obecnie pracuje w Katedrze Elektroenergetyki Wydziału Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej na stanowisku adiunkta. Jego zawodowe zainteresowania obejmują: układy energoelektroniczne dużych mocy (FACTS, HVDC), modelowanie pracy układów energoelektronicznych w systemie elektroenergetycznym, współpracę układów zasilania z elektroenergetyką trakcyjną.

Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). W roku 2003 uzyskał stopień doktora.

Aktualnie zatrudniony jest na stanowisku adiunkta w Katedrze Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej. Zakres jego zainteresowań naukowych obejmuje zagadnienia związanie z energetyką wiatrową, awariami katastrofalnymi systemu elektroenergetycznego, jak również regulacją poziomów napięć i rozpływu mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

Energoelektroniczne kompensatory bocznikowe jako sterowane źródła mocy biernej

ENERGOELEKTRONICZNE KOMPENSATORY BOCZNIKOWE JAKO STEROWANE ŹRÓDŁA MOCY BIERNEJ dr inż. Robert Kowalak / Politechnika Gdańska dr inż. Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Problemy z utrzymaniem właściwych poziomów napięć w węzłach systemu elektroenergetycznego występowały praktycznie od chwili uruchomienia pierwszych układów zasilania. Rosnące wymagania dotyczące zarówno pewności zasilania, jak i jakości dostarczanej mocy wymuszają stosowanie coraz nowocześniejszych (szybszych, bardziej niezawodnych, o szerszym zakresie zastosowań) urządzeń. Trend ten dotyczy również urządzeń stosowanych do regulacji napięć czy też kompensacji mocy biernej.

W celu pokrycia dodatkowego zapotrzebowania na moc bierną oraz utrzymania możliwości regulacji napięć w założonym przedziale, stosuje się różnego rodzaju źródła mocy biernej w postaci np. kompensatorów bocznikowych. W zakresie urządzeń mających za zadanie poprawić warunki stabilności napięciowej systemu elektroenergetycznego w ostatnich dekadach nastąpił wyraźny postęp. Jest to w dużej mierze spowodowane rozwojem systemów zasilania na świecie, który to zmusił do poszukiwania coraz to lepszych metod regulacji i sterowania przepływami mocy i poziomami napięć. Coraz większe znaczenie zyskały w tej dziedzinie układy FACTS (ang. Flexible Alterna�ng Current Transmission Systems). Podstawową cechą tych układów, wyróżniającą je na tle innych rozwiązań, jest duża szybkość działania przy równocześnie dużej dynamice prowadzonej regulacji [1, 9].

Niniejszy artykuł zawiera syntetyczny opis wybranych własności regulacyjnych energoelektronicznych układów bocznikowych, jakimi są układy SVC (ang. Sta�c Var Compensator) – statyczne kompensatory mocy biernej, układy typu STATCOM (ang. Sta�c Compensator) – statyczne generatory mocy biernej oraz układy stanowiące połączenie obu tych rozwiązań, które określa się mianem SVC na bazie STATCOM. Jak dotąd układy tego typu nie znalazły jeszcze zastosowania w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE). Mając na uwadze potrzebę zwiększenia bezpieczeństwa napięciowego KSE, jak również rosnące wymagania co do zapewnienia odpowiedniej jakości energii, należy się spodziewać większego zainteresowania tymi układami.

2. ROLA KOMPENSATORÓW BOCZNIKOWYCH W SYSTEMACH ELEKTROENERGETYCZNYCH Pierwszy na świecie układ kompensatora typu FACTS na napięcie o wartości powyżej 100 kV został uruchomiony w 1977 roku w Stanach Zjednoczonych. Był to układ SVC przeznaczony do regulacji napięcia na szynach 138 kV w węźle, w którym występowały duże problemy z utrzymaniem napięcia we właściwym przedziale wartości [3].

Pierwszy układ STATCOM powstał w Japonii w 1991 roku [21]. Układy STATCOM, dzięki zastosowanemu rozwiązaniu technicznemu, do dziś uważane są za jedne z najlepszych układów energoelektronicznych wykorzystywanych w systemach elektroenergetycznych do regulacji napięć i poziomów mocy biernej. Układy te określane są często mianem „młodszego brata” układów SVC, gdyż w systemie pełnią te same funkcje.

Układy kompensatorów energoelektronicznych projektuje się głównie z myślą o prowadzeniu procesu regulacji napięcia i/lub mocy biernej w punkcie przyłączenia. Układy te mogą działać również wg innych kryteriów (rys. 1).

Streszczenie Na podstawie analizy rozwiązań technicznych stosowanych na świecie przedstawiono podstawowe cechy konstrukcyjne energoelektronicznych układów boczni-

kowych. Omówiono wady i zalety pod kątem możliwości wykorzystania tych układów jako sterowanych źródeł mocy biernej w systemie elektroenergetycznym.

13

14

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

Kryteria regulacji stosowane w kompensatorach bocznikowych typu FACTS Regulacja napięcia Utrzymanie zadanej wartości napięcia w węźle przyłączenia.

Jest to podstawowe kryterium pracy tych kompensatorów.

Regulacja współczynnika mocy Kryterium stosowane głównie w zakładach przemysłowych w celu zapewnienia utrzymania wartości współczynnika mocy w określonym przedziale wartości.

Regulacja mocy biernej Kryterium możliwe do realizacji w celu utrzymania wartości mocy biernej na określonym poziomie, w praktyce nie jest stosowane.

Tłumienie kołysań mocy Kryterium, którego zadaniem jest eliminacja kołysań mocy w stanach np. pozwarciowych.

Rys. 1. Kryteria regulacji stosowane w kompensatorach bocznikowych typu FACTS

Szybkość działania oraz możliwość regulacji ciągłej energoelektronicznych kompensatorów bocznikowych sprawia, że ich rola w systemie nie sprowadza się tylko do stanowienia w systemie dodatkowego źródła / odbioru mocy biernej i związanego z tym procesu regulacji napięcia. Ich zadaniem może być także poprawianie jakości napięcia w układzie zasilania. Odnosi się to do ograniczania szybkich zmian i zapadów napięcia powodowanych procesami łączeniowymi czy pracą odbiorów niespokojnych (np. huty, podstacje trakcyjne, zakłady chemiczne).

3. STOSOWANE ROZWIĄZANIA KOMPENSATORÓW 3.1. Wprowadzenie Podstawowy podział kompensatorów bocznikowych przedstawia rys. 2.

Kompensatory bocznikowe

Elektromaszynowe

Statyczne

Energoelektroniczne Rys. 2. Podstawowy podział kompensatorów bocznikowych

Klasyczne

Energoelektroniczne kompensatory bocznikowe jako sterowane źródła mocy biernej

Kompensatorami elektromaszynowymi są przede wszystkim regulowane maszyny synchroniczne pobierające lub oddające moc bierną. Obecnie układy te w systemie elektroenergetycznym spotykane są już stosunkowo rzadko.

Kompensatory statyczne dzielimy na kompensatory klasyczne oraz kompensatory energoelektroniczne.

Podstawową wadą kompensatorów klasycznych poza dyskretnym (skokowym) sposobem regulacji jest wykorzystywanie w nich łączników elektromechanicznych. Łączniki te mają dość długie czasy przełączania oraz ograniczoną liczbę łączeń (ze względu na zużywanie się elementów mechanicznych i styków), co nie pozwala na prowadzenie procesu regulacji w stanach szybkozmiennych. Do tej grupy kompensatorów zaliczamy kondensatory załączane łącznikami elektromechanicznymi (MSC – Mechanically Switched Capacitor) oraz dławiki załączane również takimi łącznikami (MSR – Mechanically Switched Reactor). Obecnie w KSE kompensatory tego typu są najbardziej rozpowszechnione.

Kompensatory bocznikowe energoelektroniczne są najnowocześniejszą grupą kompensatorów. Umożliwiają one prowadzenie procesu regulacji w sposób ciągły, zarówno w stanach ustalonych, jak i szybkozmiennych.

3.2. Kompensatory typu SVC Wśród energoelektronicznych kompensatorów bocznikowych największą grupę stanowią kompensatory należące do grupy układów SVC. Cechą charakterystyczną tych układów jest budowa modułowa, przez co możliwe jest uzyskanie wielu odmian tych układów, z których cechy każdej zależne są od wykorzystanych komponentów. W zależności od indywidualnych potrzeb możliwe są konfiguracje umożliwiające regulację dyskretną (skokową) oraz ciągłą. Analiza rozwiązań technicznych układów SVC spotykanych na świecie pozwala wyodrębnić kilka typów: • TSC (ang. Thyristor Switched Capacitor) to kondensator załączany tyrystorowo. Układy tego typu składają się z jednej lub kilku współpracujących ze sobą trójfazowych sekcji TSC, gdzie w skład każdej sekcji, wraz z kondensatorami, wchodzą również łączniki tyrystorowe, które są załączane lub wyłączane w zależności od sumarycznej mocy biernej, jaką ma dostarczać cały układ.

• TSR lub TCR. TSR i TCR to układy posiadające tylko człony indukcyjne. Składają się z sekcji TSR (ang.

Thyristor Switched Reactor) lub TCR (ang. Thyristor Controlled Reactor), przy czym TSR to dławiki załączane tyrystorowo, natomiast TCR są dławikami o tyrystorowo regulowanej indukcyjności. Kompensator typu TSR składa się z kilku trójfazowych sekcji TSR, których łączniki tyrystorowe są załączane lub wyłączane (regulacja skokowa) w zależności od mocy biernej, jaką ma pobierać z systemu cały układ.

Podobną budowę ma kompensator typu TCR, ale podstawowa różnica pomiędzy tymi układami polega na tym, że w układzie TCR uzyskujemy możliwość prowadzenia płynnej regulacji indukcyjności.

• TCR-FC. Układy te składają się z dwóch typów komponentów. Pierwszy stanowią moduły TCR pobierające moc bierną, a drugi to stałe baterie kondensatorów FC (ang. Fixed Capacitors), do których zalicza się również filtry wyższych harmonicznych o charakterze pojemnościowym. Stanowią one niezbędny element, jeżeli chodzi o pracę układu TCR. Układy FC stanowią źródło mocy biernej.

• TCR-TSC -FC. Kompensatory te składają się z trzech grup komponentów. Pierwszą grupę stanowią układy dławików regulowanych tyrystorowo typu TCR. Drugą grupę stanowią układy TSC stanowiące podstawowe źródło mocy biernej. Trzecia grupa to filtry wyższych harmonicznych (postrzegane jako stałe pojemności – FC) stanowiące dodatkowe źródło mocy biernej. Obecność ich w tym układzie jest niezbędna ze względu na konieczność eliminowania zakłóceń wprowadzanych przez układy TCR, ale również można wprowadzić dodatkowo filtry eliminujące inne zakłócenia, niepochodzące z samego kompensatora. Omawiane rozwiązanie identyfikowane jest jako typowa struktura układu SVC. Na rys. 3 zaprezentowano strukturę tego typu układu z regulatorem napięcia, składającą się z jednej gałęzi TCR, jednej gałęzi TSC i filtrów wyższych harmonicznych.

15

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

16 WN�

U�T� I�k�

TR� RU�

SN� Filtry�

TCR�

UT�z�

TSC�

�� � �� � � �� �� �

zał . wył .

Rys. 3. Struktura kompensatora SVC typu TCR-TSC-FC: USS – układ sterowania susceptancją, RU – regulator napięcia, TR – transformator WN/SN, α – kąt zapłonu tyrystorów TCR, UTz – napięcie zadane, UT – napięcie kontrolowane, Ik – prąd kompensatora

�

• TSR-TSC. Kompensatory tego typu składają się z dwóch grup elementów. Pierwszą grupę stanowią dławiki załączane tyrystorowo TSR, natomiast drugą grupę stanowią układy TSC. Układ może prowadzić regulację tylko w sposób dyskretny.

Zaprezentowany podział układów SVC wzorowano na podziałach stosowanych przez producentów tych układów [2, 4, 12, 13, 14, 17, 18].

3.3. Kompensatory typu STATCOM Drugą grupą układów są kompensatory typu STATCOM. Cechą charakterystyczną tych układów jest zwarta budowa. Przy tej samej wartości dyspozycyjnej mocy biernej jak SVC, układy STATCOM zajmują znacznie mniejszą przestrzeń. Ponadto charakteryzują się lepszą dynamiką działania. Mimo swoich właściwości układy te nie wyparły z użycia układów SVC. Jedną z głównych przyczyn są koszty instalacji – układy STATCOM, mimo ciągłego rozwoju technologicznego, są nadal droższym rozwiązaniem kompensatora w stosunku do SVC. Pod względem konstrukcyjnym wyróżnić można dwie podstawowe odmiany tych układów.

Pierwszą z nich stanowią układy typu VSI (ang. Voltage Source Inverter), w których przekształtnik stanowi przetwornicę napięcia. Obciążeniem przekształtnika jest w tym układzie kondensator. Spośród dwóch możliwych metod sterowania przekształtnika najbardziej rozpowszechniła się metoda impulsowej modulacji fazy PWM, przy której wymagane jest utrzymywanie stałej wartości napięcia na kondensatorze stanowiącym obciążenie przetwornicy po stronie DC. Na rys. 4 zaprezentowano strukturę takiego układu z regulatorem napięcia.

WN� UT�� I�T�

TR�

Uk�� Ik��

SN�

��

�

-

+

UD� C�

�

UWT�

Uk��,��

RU�

UT� z�

U�DC�, ID� C�

�

Rys. 4. Struktura kompensatora STATCOM skonstruowanego na bazie przetwornicy napięcia VSI: TR – transformator WN/SN, RU – regulator napięcia, UWT– układ wysterowania tyrystorów, α – sygnał wysterowania przekształtnika, UTz – napięcie zadane, UT – napięcie kontrolowane, IT – prąd kompensatora, Uk – napięcie przekształtnika, Ik – prąd przekształtnika, UDC – napięcie w obwodzie DC, IDC – prąd w obwodzie DC

Energoelektroniczne kompensatory bocznikowe jako sterowane źródła mocy biernej

Układy STATCOM typu VSI znalazły zastosowanie w systemach elektroenergetycznych jako układy przeznaczone do współpracy z farmami elektrowni wiatrowych, odbiorami niespokojnymi (np. huty, podstacje trakcyjne), a także do regulacji napięcia w węzłach systemu elektroenergetycznego [10, 11, 15, 16, 19, 20].

Drugą z odmian układów STATCOM są układy bazujące na przetwornicy prądu CSI (ang. Current Source Inverter). Układy tego typu nie znalazły dotychczas zastosowania w systemach elektroenergetycznych.

3. 4. Kompensatory hybrydowe Ostatnią, najmłodszą grupę kompensatorów bocznikowych energoelektronicznych stanowią układy będące hybrydowym połączeniem układów SVC i STATCOM. Z racji swojej budowy często nazywane są SVC na bazie STATCOM. Związane jest to z tym, że struktura tych układów bazuje na strukturze układów SVC z tą różnicą, że dławiki sterowane tyrystorowo (TCR) zostały w nich zastąpione układami STATCOM (rys. 5).

WN�

�� ��

UT Ik

TR�

SN�

Filtry�

TSC�

STATCOM�

�

��

-

UDC

+

�

�� ��� �� ��� �� ���� � ��

zał . wył .

�

��

UT z

Rys. 5. Struktura układu SVC na bazie STATCOM: TR – transformator WN/SN, Regulator – regulator układu, α – sygnał wysterowania przekształtnika STATCOM, UTz – napięcie zadane, UT – napięcie kontrolowane, Ik – prąd kompensatora, UDC – napięcie w obwodzie DC, IDC – prąd w obwodzie DC

�

� � � �

U DC I DC

�

Wprowadzenie do kompensatorów SVC zamiast TCR układów STATCOM o tej samej mocy znamionowej sprawia, że zakres wytwarzania mocy biernej całego układu jest większy, a nie ulega zmianie zdolność poboru tej mocy. Ponadto układy STATCOM są szybsze w prowadzeniu regulacji od TCR i wprowadzają mniej zakłóceń do układu zasilania. Jednak mimo wielu zalet podstawową wadą tych układów, podobnie jak układów STATCOM, jest ich wysoka cena, stąd jak na razie ich liczba w układach zasilania jest jeszcze mała.

4. REGULACJA NAPIĘCIA Z WYKORZYSTANIEM ENERGOELEKTRONICZNYCH UKŁADÓW BOCZNIKOWYCH Jakość i zakres regulacji napięcia w węźle przyłączenia kompensatora bocznikowego zależna jest zarówno od algorytmu regulacji, jak i dyspozycyjnej wartości mocy biernej. W stanach ustalonych właściwości regulacyjne dobrze opisują charakterystyki zewnętrzne.

Charakterystyki zewnętrzne napięciowo-mocowe omawianych układów przedstawia rys. 6. a)

b) U

U Umax

A B

poj.

ind.

poj.

Q

Umin ind.

Q

Rys. 6. Charakterystyka statyczna napięciowo-mocowa: a) SVC – z regulatorem napięcia, b) STATCOM – z regulatorem napięcia

17

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

18

Oba układy wyposażone są w regulator napięcia. W zakresie regulacyjnym umożliwia to uzyskanie charakterystyki napięciowej o małym nachyleniu, odpowiadającym przyjętemu statyzmowi (najczęściej 1–10 proc.).

W zakresie liniowym oba kompensatory zachowują się podobnie. Zasadnicza różnica ujawnia się w przypadku wystąpienia zbyt wysokiego lub zbyt niskiego napięcia. Dla układu SVC dyspozycyjna moc zmienia się w kwadracie napięcia, odpowiednio: • dla części pojemnościowej zmiana mocy odpowiada paraboli: Q = Bmax × U2

(1)

• dla indukcyjnej: Q = Bmin × U2

(2)

Przy czym: Bmax – odpowiada susceptancji pojemnościowej uzyskiwanej przy załączonych wszystkich członach baterii kondensatorów i wyłączonych dławikach Bmin – odpowiada susceptancji indukcyjnej uzyskiwanej przy załączonych wszystkich dławikach i wyłączonych wszystkich członach baterii kondensatorów.

W układzie STATCOM wielkością regulowaną jest prąd. Po osiągnięciu wartości granicznych (punkty A i B) utrzymywany jest on na stałym poziomie I = const, aż do zadziałania ograniczników napięcia (Umax, Umin). Stąd też moc bierna opisana zależnością: Q=I×U

(3)

będzie zmieniała się wprost proporcjonalnie do wartości napięcia.

Opisane powyżej właściwości znajdują swoje odzwierciedlenie w praktyce. Szczególnie w przypadku pracy poza zakresem regulacyjnym, najczęściej przy napięciach znacznie odbiegających od warunków znamionowych.

Doskonałą ilustracją zachowania się różnych typów kompensatorów są krzywe nosowe. Na kolejnych rysunkach zaprezentowano przykładowe krzywe wyznaczone dla węzła 400 kV (rys. 7 i rys. 8).

General load / bez kompensatora General load / MSC lub TSC General load / SVC General load / STATCOM

,

,

,

,

,

, ,

,

,

,

,

Rys. 7. Wpływ zainstalowania różnych typów kompensatorów na kształt krzywych nosowych

,

Energoelektroniczne kompensatory bocznikowe jako sterowane źródła mocy biernej

,

,

,

,

,

, ,

,

,

,

,

,

General load / bez kompensatora General load / MSC lub TSC General load / SVC General load / STATCOM

Rys. 8. Powiększony fragment rysunku 7 obejmujący zakres regulacji kompensatorów

W ramach porównania dokonano zestawienia krzywych uzyskanych dla węzłów bez kompensatora oraz z kompensatorami typu: MSC, SVC i STATCOM. Krzywa uzyskana dla układu MSC odpowiada także zachowaniu się układu SVC typu TSC. Natomiast krzywa opisana jako SVC dotyczy SVC typu TSR-TSC -FC. W bardzo podobny sposób zachowa się również układ SVC typu FC -TCR (nie będą tam widoczne jedynie zaburzenia związane z załączaniem kolejnych sekcji TSC). Uzyskane krzywe otrzymano dla układów kompensatorów o mocy znamionowej 200 MVA każdy.

W zakresie regulacyjnym skutki działania układów SVC i STATCOM są porównywalne. Widoczne na przebiegach skoki napięcia w przypadku pracy układu MSC związane są z załączaniem kolejnych baterii kondensatorów. Należy tu zaznaczyć, że układ MSC miał za zadanie niedopuszczenie do obniżenia się napięcia poniżej 3 proc. wartości zadanej, podczas gdy układy SVC i STATCOM pracowały z zadanym statyzmem na poziomie 3 proc. Przyjęcie takiego założenia zapewniało podobne zakresy regulacji dla wszystkich układów.

Po obniżeniu się napięcia do wartości, w której proces regulacji napięcia wszystkich układów został zakończony (MSC – załączenie wszystkich baterii kondensatorów, SVC – wyłączenie dławika TCR i załączenie wszystkich członów TSC, STATCOM – praca z maksymalnym prądem w zakresie generacji mocy biernej), efekty oddziaływania poszczególnych układów na system elektroenergetyczny uległy zmianie. Przy poziomach napięcia powyżej 85 proc. napięcia znamionowego (lecz poniżej strefy regulacji) układy SVC, MSC i STATCOM zachowywały się bardzo podobnie. Zauważa się jednak drobne różnice na korzyść układu SVC i MSC w stosunku do układu STATCOM. Natomiast dla niższych wartości napięcia lepszym układem okazuje się STATCOM. Wynika to z faktu, że dla kondensatorów (a tak zachowują się poza zakresem regulacji MSC i SVC) generowana przez nie moc bierna zależy od kwadratu napięcia, natomiast w przypadku układu STATCOM jego zdolność generacji mocy biernej zależy liniowo od wartości napięcia (patrz zależności 1, 2, 3).

19

20

Robert Kowalak / Politechnika Gdańska Robert Małkowski / Politechnika Gdańska

5. PODSUMOWANIE Kompensatory energoelektroniczne należą do grupy kompensatorów, które umożliwiają szybką automatyczną regulację napięcia w systemie. Cechą istotną, szczególnie w stanach awaryjnych, jest możliwość regulacji prowadzenia przez te układy także w stanach szybkozmiennych.

Kompensatory te należy uznać za bardzo dobre rozwiązanie pod kątem zwiększenia bezpieczeństwa napięciowego systemu [6, 7, 8]. Choć rozwiązania te są droższe od klasycznych układów kompensatorów, to jednak ich cechy sprawiają, że warte jest rozważenie wprowadzenia ich do KSE. Własności regulacyjne kompensatorów energoelektronicznych mogą być wykorzystywane z powodzeniem również w sieciach dystrybucyjnych, np. w celu poprawy jakości napięcia w sieciach z dużym nasyceniem farm wiatrowych.

Jak wykazały awarie napięciowe ostatnich lat, konieczne staje się wprowadzenie w KSE dodatkowych źródeł mocy biernej. Ze względu na koszty najprawdopodobniej częściej instalowane będą kompensatory klasyczne.

Niemniej energoelektroniczne układy kompensatorów bocznikowych mogą być alternatywą wartą rozważenia.

BIBLIOGRAFIA 1. Acha E., Fuerte-Esquivel C.R., Ambriz-Perez H., Angeles-Comacho C., FACTS Modelling and Simulaton in Power Networks, John Wiley & Sons, LTD, 2004.

2. Faruque M.O., Dinahavi V., Santoso S., Adapa R., Review of Electromagnetic Transient Models for Non-VSC FACTS, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 20, no. 2, April 2005.

3. Hingorani N.G., Flexible ac transmission, IEEE SPECTRUM April 1993.

4. Kodsi S.K.M., Cañizares C.A., Kazerani M., Rective current control through SVC for load power factor correction, Electric Power System Research 76, 2006.

5. Komunikat PSE-Operator SA w sprawie raportu końcowego z badania awarii napięciowej w dniu 26 czerwca 2006 r. oraz programu działań podejmowanych dla zapobieżenia stanom zagrożenia w przyszłości.

6. Kowalak R., Małkowski R., Zajczyk R., Zbroński A., Instalowanie kompensatorów w sieci przesyłowej KSE, Konferencja Naukowo-Techniczna „Problematyka mocy biernej w sieciach dystrybucyjnych i przesyłowych”, Wisła, 7–8 grudnia 2010.

7. Kowalak R., Szczeciński P., Zajczyk R., Wpływ układów SVC na rozwój awarii napięciowej. Energetyka, zeszyt tematyczny nr XVII, październik 2008 (jako materiały konferencyjne III Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Blackout a krajowy system elektroenergetyczny” 2008, Rosnówko k. Poznania, 8–10 października 2008).

8. Kowalak R., Zajczyk R., Wpływ kompensatorów energoelektronicznych zainstalowanych w określonych punktach KSE na awarię napięciową, Energetyka, zeszyt tematyczny nr XX, 2010 (jako materiały konferencyjne IV Międzynarodowej Konferencji Naukowej „Blackout a krajowy system elektroenergetyczny” 2010, Rosnówko k. Poznania, 16–18 czerwca 2010).

9. Machowski J., Elastyczne systemy przesyłowe – FACTS, Przegląd Elektrotechniczny 7/2002.

10. Materiały informacyjne, ABB Advanced Power Electronics, ABB Switzerland Ltd., Advanced Power Electronics, 3BHS237242 ZAB E01, pozyskano od firmy: lipiec 2010.

11. Materiały informacyjne: ABB STATCOM For flexibility in power systems, ABB Power Systems AB, A02-0165E, pozyskano od firmy: lipiec 2010.

12. Materiały informacyjne, AMSCTM SVC Static Var Compensator, American Superconductor Corporation, 2008.

13. Materiały informacyjne, Modelling of SVC in Power System Studies, ABB Power Systems AB, information NR 500-026E, April 1996.

14. Materiały informacyjne, Power Transmission and Distribution, Discover the World of FACTS Technology, Technical Compendium, SIEMENS AG Power Transmission and Distribution High Voltage Division, No E50001-U131-A99-X-7600.

15. Materiały informacyjne, STATCOM solutions for Wind Farm, ABB Switzerland Ltd., Advanced Power Electronics, 3BHT490587R0001, 2008.

16. Materiały informacyjne, STATCOM, ABB Switzerland Ltd., Advanced Power Electronics, 3BHT490522R0001, 2006.

17. Materiały informacyjne, SVC Configuration Optimisation, Nokian Capacitors Ltd., EN-TH18-03/2007, 2007.

18. Materiały informacyjne, SVC Static Var Compensator, ABB Power Technologies AB, A02–0100E, uzyskano od firmy: lipiec 2010.

19. Materiały informacyjne, Using Dynamic Reactive Compensation to Mitigate Voltage Sags at a Micron Technology Semiconductor Manufacturing Facility, American Superconductor Corporation, MCRN_CS_0610, 2010.

20. Oskoui A., Mathew B., Hasler J.P., Oliveira M., Larsson T., Petersson A., John E., Holly STATCOM – FACTS to replace critical generation, operation experience, materiały uzyskane od firmy ABB: lipiec 2010.

21. Strzelecki R., Benysek G., Układy STATCOM i ich rola w systemie elektroenergetycznym, Międzynarodowa Konferencja Naukowo-Techniczna „Nowoczesne urządzenia zasilające w energetyce”, Kozienice, marzec 2004.

22

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Tomasz Minkiewicz Gdańsk / Polska Ukończył studia na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (2009). Będąc słuchaczem Studium Doktoranckiego macierzystego wydziału, jest zatrudniony na stanowisku asystenta w Katedrze Elektroenergetyki PG. Jego zawodowe zainteresowania obejmują aktualny stan i rozwój energetyki jądrowej w Polsce i na świecie.

Gospodarka odpadami promieniotwórczymi oraz wypalonym paliwem jądrowym w okresie budowy Elektrowni Jądrowej Żarnowiec

GOSPODARKA ODPADAMI PROMIENIOTWÓRCZYMI ORAZ WYPALONYM PALIWEM JĄDROWYM W OKRESIE BUDOWY ELEKTROWNI JĄDROWEJ ŻARNOWIEC mgr inż. Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Elektrownia Jądrowa Żarnowiec budowana była w latach 1982–1990. Jako lokalizację wybrano miejsce po zlikwidowanej wsi Kartoszyno nad Jeziorem Żarnowieckimw północnej części województwa pomorskiego (60 km od Gdańska, 10 km od Morza Bałtyckiego). Docelowo miały być tam zainstalowane cztery bloki energetyczne z reaktorami WWER-440. Każdy blok miał charakteryzować się mocą elektryczną 465 MW i mocą cieplną 1375 MW. Łączna moc elektryczna brutto całej elektrowni miała wynosić ok. 1860 MW. Teren EJ Żarnowiec podzielony został na dwie strefy: I i II strefę kontrolowaną. Strefa II, zwana brudną, obejmowała budynki, w których personel mógł mieć do czynienia ze skażeniem promieniotwórczym, a więc miejsca przeznaczone na gospodarkę odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym (budynki: reaktorowy, gospodarki odpadami promieniotwórczymi, spalania odpadów, wypalonego paliwa, warsztaty, laboratoria, pralnie).

Zaproponowane rozmieszczenie budynków przedstawiono na rys. 1, gdzie czerwonymi ramkami zaznaczono te obiekty, w których personel mógł mieć bezpośredni kontakt z materiałami promieniotwórczymi. Całkowity plan zagospodarowania terenu EJ Żarnowiec przedstawiono w dokumentach dotyczących budowanej wówczas elektrowni, np. w [1], skąd zaczerpnięto rys. 1.

Rys. 1. Plan zagospodarowania terenu EJ Żarnowiec [1]

B1 – budynek reaktorów D2 – budynek gospodarki odpadami radioaktywnymi D4 – budynek wypalonego paliwa jądrowego D5 – budynek spalania odpadów radioaktywnych D6 – składowisko odpadów niskoaktywnych

Streszczenie Niniejszy artykuł pozwala zapoznać się z aspektami dotyczącymi gospodarki odpadami promieniotwórczymi (stałymi, ciekłymi i gazowymi) oraz wypalonym paliwem jądrowym (OPiWPJ) w czasach, gdy projektowano

i budowano Elektrownię Jądrową Żarnowiec. Naświetlono również obecny stan gospodarki OPiWPJ w Polsce i Europie, wyciągając stosowne wnioski.

23

24

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

Jak wynika z tego rysunku, przejście pomiędzy strefami miało być możliwe wyłącznie poprzez śluzy dozymetryczno-sanitarne (w pełni kontrolowane; pracownicy zobowiązani byli do przebrania się w specjalną odzież, obuwie oraz zaopatrzenia się w dozymetr). Poziom skażenia ciała i odzieży miał być sprawdzany w budynku służb eksploatacyjnych (rys. 1 – F1D) oraz budynku wypalonego paliwa (rys. 1 – D4). Dodatkowym zabezpieczeniem miała być również kontrola skażeń odzieży osobistej personelu oraz środków transportu drogowego i kolejowego przy wejściu (bramie wjazdowej) do EJ Żarnowiec.

Cały teren EJ Żarnowiec, jak również okolice, miały być objęte systemem kontroli dozymetrycznej (kontrola w poszczególnych pomieszczeniach, obiektach oraz otoczeniu EJ; ciągłe pomiary aktywności czynników i szczelności wyposażenia technologicznego; kontrola aktywności odpadów usuwanych z EJ; kontrola skażeń wewnętrznych personelu i wybranej grupy ludności). Planowano zainstalowanie dziesięciu automatycznych stacji pomiarowych, odczytujących poziom skażenia powietrza aerozolami promieniotwórczymi, aktywność opadu atmosferycznego oraz naturalnego tła promieniowania gamma.

W elektrowni miały być wytwarzane trzy rodzaje odpadów promieniotwórczych: ciekłe, stałe i gazowe, z czego ok. 99 proc. materiałów radioaktywnych zawierają elementy paliwowe, natomiast pozostała część odpadów powstaje głównie na skutek nieszczelności koszulek paliwowych i przedostawania się produktów rozszczepienia do chłodziwa.

W latach budowy EJ Żarnowiec, Sejm PRL przewidywał, iż zgodnie z programem rozwoju energetyki, ok. roku 2000 wybudowane zostanie Centralne Składowisko Odpadów Promieniotwórczych (CSOP). Składowisko to znajdować się miało poza terenem EJ Żarnowiec i przyjmować wszelkie stałe odpady promieniotwórcze ze wszystkich działających elektrowni jądrowych (do 2000 roku moc zainstalowana w polskich blokach jądrowych miała wynosić 9860 MW – proponowano 16 lokalizacji). W razie konieczności istniała również możliwość wybudowania na terenie EJ Żarnowiec przejściowego magazynu niskoaktywnych odpadów promieniotwórczych.

2. GOSPODARKA ODPADAMI STAŁYMI Odpady stałe, które miały powstawać podczas eksploatacji elektrowni, podzielono ze względu na moc dawki ekspozycyjnej promieniowania gamma. Dawniej używaną jednostką mocy dawki ekspozycyjnej był rentgen na godzinę (R/h), natomiast obecnie w układzie SI jest to amper na kilogram (A/kg). Podział prezentował się następująco: • odpady niskoaktywne (2,15 – 2,15×103 pA/kg) • odpady średnioaktywne (2,15×103 – 7,17×104 pA/kg) • odpady wysokoaktywne (powyżej 7,17×104 pA/kg).

Dla porównania średnia moc dawki gamma w powietrzu w Krakowie wynosi 0,72 pA/kg, a w Zakopanem 0,85 pA/kg. Istnieją na świecie miejsca, gdzie moc dawki jest dużo wyższa od średniej dawki w Polsce. Przykładem jest Kapitol i Biblioteka Kongresu USA, gdzie promieniowanie emitowane przez ściany wynosi 2,15×103 pA/kg i jest to górna granica dawki promieniowania gamma dla niskoaktywnych odpadów promieniotwórczych [6, 7].

Do odpadów niskoaktywnych zaliczyć można zużytą odzież roboczą i ochronną, szmaty, elementy konstrukcyjne i drobne urządzenia obiegów pomocniczych, sprzęt laboratoryjny, narzędzia, ale również osady promieniotwórcze, które zbierać się mogą na powierzchniach wyposażenia oraz pomieszczeń (spowodowane wyciekami z obiegu pierwotnego i osadzaniem aerozoli). Udział odpadów stałych w ogólnej objętości odpadów jest dość niski. Odpady te miały być przechowywane w magazynie stałych odpadów promieniotwórczych zlokalizowanym w budynku gospodarki odpadami promieniotwórczymi (D2), a docelowo w CSOP. Odpady średnioaktywne (wkłady filtrów układów wentylacyjnych, fragmenty rurociągów, armatura mająca kontakt z chłodziwem reaktorowym, izolacja termiczna obiegu pierwotnego, itp.) miały być składowane w betonowych komorach budynku gospodarki odpadami promieniotwórczymi, a docelowo w CSOP. Objętość komór obliczano na dziesięć lat eksploatacji EJ. Wysokoaktywne odpady promieniotwórcze, takie jak elementy konstrukcyjne reaktora, położone w strefie promieniowania neutronowego, miały być składowane w przechowalnikach usytuowanych bezpośrednio w pobliżu basenu wypalonego paliwa jądrowego. Objętość przechowalników obliczono na pełen okres eksploatacji EJ.

Gospodarka odpadami promieniotwórczymi oraz wypalonym paliwem jądrowym w okresie budowy Elektrowni Jądrowej Żarnowiec

Przerób odpadów promieniotwórczych, w większości odpadów (głównie niskoaktywnych), polegać miał przede wszystkim na cięciu, prasowaniu i spalaniu, co pozwala na zmniejszenie objętości. W przypadku osadów zaproponowano stosowanie tzw. dekontaminacji, czyli procesu usuwania i dezaktywacji materiałów radioaktywnych, czego efektem jest powstawanie odpadów ciekłych.

Odpady niskoaktywne nie wymagają żadnych specjalnych zbiorników do celów transportowych i składowania – stosowane są pojemniki w kształcie bębna wykonane ze stali ocynkowanej o objętości 25–200 litrów.

Transport i składowanie odpadów średnio- i wysokoaktywnych wymaga zastosowania dodatkowych osłon wykonanych z betonu, ołowiu lub wielowarstwowych pojemników ochronnych.

3. GOSPODARKA ODPADAMI CIEKŁYMI Odpady ciekłe posiadają największy udział we wszystkich odpadach produkowanych w EJ, zarówno ilościowy, jak i ze względu na aktywność. Układ gospodarki odpadami promieniotwórczymi ciekłymi zlokalizowany miał być w budynku gospodarki odpadami promieniotwórczymi. Służyć miał zbieraniu odpadów, okresowemu składowaniu i przekazywaniu do dalszej obróbki. W procesie tym otrzymywane miały być dwie postacie odpadów.

Jedna z nich to zużyte jonity, czyli substancje mające zdolność wymiany jonów z roztworu na jony wymieniacza, które w wyniku oczyszczania wód obiegu chłodzenia reaktora tworzą odpady promieniotwórcze i szlamy postrąceniowe powstałe w wyniku oczyszczania ścieków promieniotwórczych. Druga postać odpadów to pozostałości powyparne.

Obróbka ciekłych odpadów promieniotwórczych polegać miała na wykorzystaniu układów zestalania pozostałości powyparnej z roztopionym bitumem (gęstą mieszaniną substancji organicznych stałych i ciekłych z przewagą węglowodorów, najczęściej asfaltu) [2]. Proces ten służy zatężaniu i przetwarzaniu odpadów ciekłych w odpady stałe. Układy do realizacji procesu pozwalały na zestalanie odpadów (o stężeniu 200 g/kg) oraz pulpy (mieszaniny wodnej) zużytych jonitów. Stężone ścieki promieniotwórcze podawane miały być do układu bitumowania zasilanego parą o ciśnieniu 0,2 MPa. Tam miało następować odparowanie wody i wytrącenie kryształków soli o 5-proc. wilgotności. Bitum i sucha pozostałość powyparna miały się mieszać w proporcjach 1:0,8 (przy zestalaniu pulpy zużytych jonitów miało się ją mieszać z bitumem i suchą pozostałością powyparną w stosunku 1:3:1). Schemat układu magazynowania pozostałości powyparnej i zużytych jonitów można znaleźć w [1].

Tak przygotowane mieszaniny miały być przetrzymywane w beczkach i transportowane do magazynu odpadów zestalonych. Magazyn ten miał się znajdować w budynku gospodarki odpadami promieniotwórczymi i był przewidywany na pięć lat normalnej eksploatacji czterech bloków jądrowych WWER-440. Zakładano możliwość rozbudowy tego magazynu, co zwiększałoby okres składowania do dziesięciu lat.

4. GOSPODARKA ODPADAMI GAZOWYMI Układ gospodarki odpadami gazowymi miał się opierać na oczyszczaniu gazów promieniotwórczych powstających podczas eksploatacji EJ (85Kr oraz 129I). Są to gazy wydostające się poprzez nieszczelności elementów paliwowych do obiegu pierwotnego, aerozole oraz pary uwalniane z powierzchni wody w basenach paliwowych.

W skład układu miały wchodzić dwa wymienniki ciepła, dwa separatory wilgoci, filtr samooczyszczający, filtr jodowy, dwa filtry zeolitowe (roboczy i rezerwowy przeznaczone do usuwania związków azotu i fosforu z wody, zawierające materiał do filtracji biologiczno-chemicznej), dwa filtry aerozolowe (roboczy i rezerwowy), dwa elektryczne grzejniki (roboczy i rezerwowy) oraz zbiornik wodny. Układ ten opisano szczegółowo w [1]. Dodatkowo zaprojektowano układy przejściowego magazynowania gazów promieniotwórczych, co skutkować miało obniżeniem aktywności na skutek rozpadów promieniotwórczych.

Oczyszczone powietrze miało być transportowane do komina wentylacyjnego. Stopień oczyszczania gazów miał być na tyle duży, aby wartość dopuszczalnych uwolnień do atmosfery nie była przekroczona.

25

26

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

5. GOSPODARKA WYPALONYM PALIWEM JĄDROWYM Zgodnie z planem przeładunku paliwa w EJ Żarnowiec, rocznie miały być wymieniane 104 kasety paliwowe i 12 kaset regulacyjnych. Podczas przeładunku/tasowania paliwa zarówno basen paliwowy, szyb reaktora, jak i korytarz łączący oba te pomieszczenia miały być zalewane wodą borowaną, co miało zapewniać pełną osłonę biologiczną (warstwa wody o grubości ok. 3,3 m).

Kasety po wyjęciu z rdzenia miały być sprawdzane pod kątem szczelności koszulek elementów paliwowych (nieszczelność powoduje przedostanie się lotnych produktów rozszczepienia z paliwa do chłodziwa, skutkując aktywacją chłodziwa). Jeżeli zostałaby wykryta taka nieszczelność, wówczas kasety z uszkodzonymi elementami paliwowymi miały być umieszczone w jednym z 53 szczelnych zasobników przypadających na każdy blok jądrowy, a następnie przetransportowane do basenu wypalonego paliwa jądrowego. Basen ten chciano wypełnić roztworem kwasu borowego o stężeniu nie mniejszym niż 12 g/kg i zapewniać osłonę warstwą nie mniejszą niż 3 m (utrzymywanie temperatury do 323 K w stanach normalnych lub do 343 K w stanach awaryjnych). Gazy zbierające się nad lustrem wody chłodzącej, powstające podczas przechowywania wypalonego paliwa, miały być zbierane przez układ wentylacji wyciągowej.

Wypalone paliwo miało być przechowywane w basenie trzy lata (sześć lat w przypadku składowania większej niż normatywna liczba kaset z wypalonym paliwem jądrowym), a następnie przewzić do budynku wypalonego paliwa D4 (rys. 1) przy wyłączonym reaktorze. W budynku tym miały znajdować się cztery baseny paliwowe (trzy podstawowe i jeden rezerwowy), a każdy z nich mógł pomieścić 56 pojemników po 30 kaset paliwowych.

Cały budynek obliczony był na przechowywanie wypalonego paliwa jądrowego z wszystkich czterech planowanych bloków jądrowych WWER-440 przez okres dziesięciu lat (składowanie 5040 kaset wypalonego paliwa). Po tym czasie wypalone paliwo miało być transportowane do ZSRR.

6. OBECNY STAN GOSPODARKI ODPADAMI PROMIENIOTWÓRCZYMI I WYPALONYM PALIWEM JĄDROWYM W tej chwili Polska nie dysponuje doświadczeniem w składowaniu wypalonego paliwa jądrowego pochodzącego z elektrowni jądrowych, dlatego też należy skorzystać z doświadczeń państw, w których proces ten jest realizowany od lat. Może to być np. Francja, gdzie w La Hague w Normandii znajduje się zakład utylizacji i wzbogacania odpadów jądrowych Towarzystwa COGEMA oraz składowisko odpadów nisko- i średnioaktywnych, Finlandia (składowisko ostateczne w Olkiluoto) czy Szwecja (składowisko ostateczne w Forsmark), czyli kraje europejskie o wysoko rozwiniętej technologii jądrowej.

Problem składowania wypalonego paliwa jądrowego może się pojawić 30–40 lat po uruchomieniu w Polsce pierwszej elektrowni jądrowej. A to z uwagi na fakt, iż obecnie elektrownie są tak projektowane, aby wyprodukowane przez cały okres pracy odpady promieniotwórcze przetrzymywane były w sposób całkowicie bezpieczny wyłącznie na terenie EJ. Gospodarką odpadami promieniotwórczymi w Polsce zajmuje się obecnie Krajowe Składowisko Odpadów Promieniotwórczych (KSOP). Według klasyfikacji Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej jest to typ składowiska powierzchniowego, przeznaczonego do ostatecznego składowania głównie odpadów krótkożyciowych, nisko- i średnioaktywnych. Zlokalizowane jest w Różanie (woj. mazowieckie). Od pięćdziesięciu lat gromadzi ono odpady promieniotwórcze (nisko- i średnioaktywne) z całej Polski, które przygotowywane są w Zakładzie Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych (ZUOP) w Otwocku-Świerku. W ZUOP cały czas prowadzone są prace mające na celu udoskonalanie technik przetwarzania i zestalania odpadów promieniotwórczych (ulepszono technologię zestalania zużytych jonitów przez wykorzystanie żywicy poliestrowej jako materiału wiążącego, zmodyfikowano sposób przygotowania do składowania źródeł radowych poprzez szczelne ich zamykanie przy wykorzystaniu kombinacji sztucznych barier, planowane jest uruchomienie nowej technologii zatężania ciekłych odpadów z wykorzystaniem procesów destylacji i procesów membranowych) [4].

Co roku wykonywane są sprawozdania o stanie ochrony radiologicznej na terenie i w okolicy KSOP w Różanie, które następnie przekazywane są do Państwowego Inspektoratu Bezpieczeństwa Jądrowego i Ochrony Radiologicznej, Państwowej Agencji Atomistyki, Wojewody Mazowieckiego oraz do Zarządu Miasta i Gminy Różan.

Pomiary poziomu mocy dawek w tej gminie nie odbiegają od wartości w pozostałych obszarach Polski, a według

Gospodarka odpadami promieniotwórczymi oraz wypalonym paliwem jądrowym w okresie budowy Elektrowni Jądrowej Żarnowiec

opinii specjalistów z Centrum Onkologii im. Marii Skłodowskiej-Curie w Warszawie, gmina ta charakteryzuje się jedną z najniższych umieralności na choroby nowotworowe w Polsce [3].

W Komisji Europejskiej trwają prace nad projektem nowej dyrektywy dotyczącej gospodarki odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym. Efektem prac nad nową dyrektywą będzie nałożenie na poszczególne kraje obowiązku budowy własnych składowisk dla wypalonego paliwa jądrowego i pozostałości po jego przerobie lub też budowy wspólnych składowisk przez kilka krajów. Powołano zespół, którego celem będzie stworzenie Organizacji Rozwoju Europejskiego Składowiska (ERDO).

Zgodnie z raportem SAPIERR II, przygotowanym przez unijnych ekspertów, wspólne składowanie jest dużo tańsze od magazynowania odpadów indywidualnie przez każde państwo z osobna. Jeśli kraje grupy roboczej ERDO (w tym Polska) zdecydują się na stworzenie jednego bardzo dużego składowiska (ulokowanego we wschodniej części Europy), będzie można uzyskać oszczędności na poziomie 15–25 mld euro. Budowa mniejszych ośrodków dla dwóch, trzech państw również obniży koszty składowania odpadów radioaktywnych o kilka miliardów euro [5].

7. PODSUMOWANIE Konieczność opracowania i wdrożenia technik wykorzystywanych w czasie projektowania EJ Żarnowiec i związanych z gospodarką odpadami promieniotwórczymi wynikała w głównej mierze z uruchomienia w 1961 roku Centralnej Składnicy Odpadów Promieniotwórczych (CSOP), obecnie KSOP. Jedną z ważniejszych spraw związanych z uruchomieniem energetyki jądrowej (poza wyborem technologii i lokalizacji) jest obecnie rozwiązanie kwestii składowania nisko- i średnioaktywnych odpadów promieniotwórczych, które pochodzą nie tylko z elektrowni jądrowych, ale powstają również w wyniku stosowania radioizotopów w medycynie, przemyśle i badaniach naukowych, podczas produkcji otwartych i zamkniętych źródeł promieniowania oraz przy eksploatacji reaktora badawczego, służącego m.in. do produkcji radioizotopów. W związku z tym, iż jedyne w Polsce składowisko odpadów promieniotwórczych zaczyna się zapełniać (zamknięcie przewidywane jest na rok 2020), zgodnie z harmonogramem Programu Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) prace projektowe nowego składowiska mają ruszyć w 2013 roku, budowa dwa lata później, a uruchomienie w 2018 roku.

Oprócz konieczności zbudowania składowiska odpadów nisko- i średnioaktywnych, ważną kwestią związaną z odpadami promieniotwórczymi jest odpowiedź na pytanie, czy Polska powinna w przyszłości wybudować składowisko odpadów wysokoaktywnych, transportować wypalone paliwo do innych krajów, czy zbudować własny zakład przerobu wypalonego paliwa jądrowego. Najkorzystniejszym rozwiązaniem byłoby zbudowanie wspólnie z kilkoma krajami jednego dużego składowiska lub też zakładu zajmującego się recyklingiem paliwa jądrowego. Jednakże pewne jest to, iż ze względu nie tylko na aspekty techniczne, ale i społeczne, większość państw chciałaby zbudować taki obiekt poza granicami swojego kraju.

Konieczne jest – poza zmianami prawno-organizacyjnymi, związanymi z zasadami gospodarowania odpadami promieniotwórczymi – wykształcenie wykwalifikowanego personelu oraz odpowiednia kampania informacyjna, która przekona społeczeństwo o bezpieczeństwie obiektów jądrowych, w tym także składowiska odpadów promieniotwórczych, pochodzących z elektrowni jądrowej. Należy również podjąć wszelkie możliwe działania, aby zwiększyć stopień wykorzystania paliwa jądrowego w reaktorach, a tym samym zmniejszyć ilość produkowanych odpadów.

Gospodarka odpadami promieniotwórczymi i wypalonym paliwem jądrowym musi zapewniać bezpieczeństwo zarówno ludziom, jak i środowisku. Bezpieczeństwo to zachowane musi być zarówno w warunkach normalnych, jak i w stanach awaryjnych. Projektując EJ Żarnowiec, spełniono oba te warunki (zwiększone marginesy bezpieczeństwa, redundancja układów bezpieczeństwa, systemy ciągłych pomiarów itd.). Opierając się na doświadczeniu z prac związanych z budową EJ Żarnowiec, pięćdziesięciu latach doświadczenia w zakresie eksploatacji KSOP w Różanie oraz nawiązując współpracę z krajami, które mają w tej dziedzinie dużo większe doświadczenie (Francja, Finlandia, Szwecja, Wielka Brytania), należy mieć nadzieję, iż w najbliższych latach rozwinie się w Polsce zarówno nowoczesna technologia jądrowa, jak i bezpieczny system przetwarzania i składowania odpadów promieniotwórczych oraz wypalonego paliwa jądrowego.

27

28

Tomasz Minkiewicz / Politechnika Gdańska

BIBLIOGRAFIA 1. Elektrownia Jądrowa Żarnowiec. II Etap 2x465 MW. Wstępny raport bezpieczeństwa, część I, opis ogólny, praca zbiorowa, BSiPE Energoprojekt, Warszawa 1989.

2. Reński A., Elektrownie Jądrowe. Część II, Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 1991.

3. Madaj K., Doświadczenia z 50 lat unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych w Polsce, II Szkoła Energetyki Jądrowej, Warszawa 2009.

4. Zakład Unieszkodliwiania Odpadów Promieniotwórczych, http://www.zuop.pl.

5. ICEM 2009, Shared, regional repositories: developing a practical implementation strategy, http://www.arius-world. org/pages/pdf_2009/02_ICEM_2009_SAPIERR.pdf.

6. Naniewicz J., Naturalne tło promieniowania i inne źródła – percepcja ryzyka, Instytut Hematologii i Transfuzjologii, III Szkoła Energetyki Jądrowej, Warszawa 2010, RTA Sp. z o.o. Warszawa.

7. Strupczewski A., Porównanie zagrożeń związanych z różnymi źródłami energii elektrycznej, Polskie Towarzystwo Nukleoniczne, marzec 2005.

30

Wiesław Nowak; Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Autorzy / Biografie

Wiesław Nowak Kraków / Polska

Szczepan Mosk wa Kraków / Polska

Absolwent Akademii Górniczo-Hutniczej. Tytuł zawodowy mgr. inż. (1988), a następnie stopnie naukowe doktora (1995) oraz doktora habilitowanego (2006) w zakresie elektrotechniki uzyskał na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH. „Od 1987 zatrudniony jest w Akademii Górniczo-Hutniczej, obecnie na stanowisku profesora nadzwyczajnego. Jego specjalnością naukową jest elektroenergetyka, a główne zainteresowania naukowe dotyczą komputerowego modelowania i analizy stanów dynamicznych w układach elektroenergetycznych.

Studia magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH, kierunek elektrotechnika (2000). Tytuł doktora uzyskał na tym samym wydziale (2007). Od 2000 roku jest pracownikiem Katedry Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Główne obszary działalności zawodowej dotyczą strategii eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych, niezawodności urządzeń i systemów elektroenergetycznych.

Rafał Tarko Kraków / Polska Studia magisterskie na kierunku elektrotechnika, specjalność elektroenergetyka, ukończył na Wydziale Elektrotechniki, Automatyki, Informatyki i Elektroniki AGH (2001). Stopień naukowy doktora uzyskał na tym samym wydziale (2007). Od 2001 roku pracuje w Katedrze Elektrotechniki i Elektroenergetyki AGH. Jego główne zainteresowania naukowe dotyczą analizy narażeń eksploatacyjnych i elektromagnetycznych stanów przejściowych w układach elektroenergetycznych.

Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

PROBLEMY EKSPLOATACJI ELEKTROENERGETYCZNYCH SIECI ROZDZIELCZYCH ŚREDNIEGO NAPIĘCIA W ASPEKCIE NIEZAWODNOŚCI ELEKTROENERGETYCZNEJ AUTOMATYKI ZABEZPIECZENIOWEJ dr hab. inż. Wiesław Nowak / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie dr inż. Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie dr inż. Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

1. WSTĘP Eksploatacji układów elektroenergetycznych towarzyszą różnorodne stany zakłóceniowe, uniemożliwiające lub utrudniające ich normalną pracę. Jednym z zakłóceń o podstawowym znaczeniu są zwarcia, których skutki mogą mieć zarówno charakter lokalny (przede wszystkich narażenia cieplne i dynamiczne elementów układu oraz zagrożenie porażeniowe), jak i charakter globalny, np. możliwość utraty stabilności systemu elektroenergetycznego. Należy przy tym zaznaczyć, iż praktyka eksploatacyjna wykazuje, że wśród zakłóceń około 70–80 proc. to zwarcia jednofazowe doziemne. Wykrywanie oraz eliminacja zakłóceń lub innych nienormalnych warunków występujących w systemie elektroenergetycznym jest zadaniem elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ). Jednym z podstawowych wymagań stawianych układom EAZ jest ich niezawodność. Działanie EAZ może być prawidłowe albo nieprawidłowe, przy czym wśród działań nieprawidłowych wyróżnia się zarówno działania brakujące, jak i działania zbędne.

W odróżnieniu od elektroenergetycznych układów przesyłowych wysokich (WN) i najwyższych napięć (NN), sieci rozdzielcze średnich napięć (SN) eksploatowane są jako układy trójfazowe z punktem neutralnym izolowanym, uziemionym przez dławik (tzw. sieć skompensowana) albo uziemionym przez rezystor. Niezależnie od sposobu eksploatacji sieci SN, ich wspólną cechą są relatywnie małe w stosunku do układów WN i NN wartości prądów doziemień (zwarć jednofazowych doziemnych), nieprzekraczające na ogół wartości kilkunastu, kilkudziesięciu amperów w sieciach z izolowanym punktem neutralnym i skompensowanych oraz wartości rzędu kilkuset amperów w sieciach uziemionych przez rezystor.

Pomimo że prądy doziemień w sieciach średnich napięć nie stanowią narażeń cieplnych oraz dynamicznych urządzeń i aparatów elektroenergetycznych, to zakłócenia te powinny być odpowiednio szybko eliminowane przede wszystkim ze względu na wynikające z doziemienia zagrożenie porażeniowe. Jednak brak skutecznego uziemienia punktu neutralnego implikuje wiele niekorzystnych warunków i trudności w realizacji skutecznych zabezpieczeń ziemnozwarciowych [np. 1, 2, 3]. Problemy te są przedmiotem niniejszego artykułu, w którym przedstawiono wyniki badań dwóch wybranych przypadków nieprawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w elektroenergetycznych sieciach SN: 1. działania brakującego w warunkach wysokorezystancyjnego zwarcia doziemnego 2. działania zbędnego w warunkach powstania ferrorezonansu.

2. ANALIZA WARUNKÓW DZIAŁANIA ZABEZPIECZEŃ ZIEMNOZWARCIOWYCH W PRZYPADKU WYSOKOREZYSTANCYJNYCH ZWARĆ Z ZIEMIĄ Przedmiotem badań był układ elektroenergetyczny z izolowanym punktem neutralnym o napięciu 15 kV (rys. 1), eksploatowany przez jedną ze spółek dystrybucyjnych na terenie kraju. Na linii LPi przyłączonej w polu

Streszczenie Artykuł wpisuje się w problematykę eksploatacji sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie prawidłowego działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Zaprezentowano w nim dwa udokumentowane przypadki nieprawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Przedstawiono również wyniki analiz opartych na pomiarach w rozpatrywanych

sieciach rozdzielczych oraz obliczeniach z wykorzystaniem symulacyjnego programu EMTP-ATP. Wnioski wynikające z przeprowadzonej analizy mają nie tylko charakter indywidualny, specyficzny dla rozważanego zdarzenia zakłóceniowego, ale również charakter ogólny dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych zainstalowanych sieciach dystrybucyjnych średnich napięć.

31

32

Wiesław Nowak; Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

P06 rozdzielni 15 kV wystąpiło zakłócenie w postaci zwarcia wielofazowego, które spowodowało powalone na linię drzewo. Zakłócenie to zostało efektywnie wyeliminowane w wyniku działania zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego zwłocznego. Linia jednak została ponownie załączona przez automatykę SPZ (samoczynnego ponownego załączania).

Rys. 1. Uproszczony schemat układu 15 kV z izolowanym punktem neutralnym

Cztery godziny po zaistniałym zdarzeniu dyspozytor Rejonu Dystrybucji odebrał zgłoszenie o zerwanym i dotykającym ziemi przewodzie rozważanej linii. Przybyłe na miejsce służby energetyczne stwierdziły wypaloną na długości ok. kilkunastu metrów ziemię przez leżący na niej zerwany przewód linii. Przewód ten do momentu zdalnego wyłączenia linii przez dyspozytora cały czas pozostawał pod napięciem, stwarzając zagrożenie porażeniowe dla osób, które mogły znaleźć się w pobliżu zerwanego przewodu.

Na podstawie wstępnej analizy stwierdzono, że podczas zwarcia międzyfazowego doszło do upalenia, zerwania i opadnięcia na ziemię przewodu linii, co jednak nie spowodowało zadziałania zabezpieczenia ziemnozwarciowego. Założono, że prawidłowe działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych uniemożliwia zbyt duża rezystancja przejścia w miejscu zetknięcia się przewodu fazowego z ziemią.

Przeprowadzone badania własności elektrycznych gruntu w miejscu zdarzenia wykazały, że wartości jego rezystywności zawierają się w zakresie od 8,9 do 12,3 kΩm. Są to wartości typowe dla suchych gruntów żwirowych i piaszczystych. W celu określenia możliwej rezystancji przejścia, mogącej wystąpić po zerwaniu się i opadnięciu przewodu na powierzchnię ziemi, wykorzystano dziesięciometrowy odcinek linki stalowo-aluminiowej typu AFL-6 70 mm2. Otrzymane wartości rezystancji przejścia przekroczyły wartość 20 kΩ. Wykazano więc, że ze względu na specyficzne własności geoelektryczne gruntu w miejscu rozważanego zakłócenia mogą występować w przypadku doziemień rezystancje przejścia rzędu kilku tysięcy omów.

W celu określenia napięciowych i prądowych warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych rozważanego układu, opracowano jego model w Electromagnetic Transients Program (EMTP-ATP) – rys. 2. Analizowano istotne z punktu widzenia działania automatyki ziemnozwarciowej, zależności następujących wielkości od rezystancji przejścia Rd w miejscu doziemienia: • składowa zerowa U0 napięć fazowych na szynach rozdzielni 15 kV zasilającej doziemioną linię (napięcie otwartego trójkąta przekładników tworzących filtr składowej zerowej napięcia) • składowa zerowa I0 prądów w polu zasilającym doziemioną linię (suma geometryczna prądów fazowych mierzona przez przekładnik prądu zerowego lub układ Holmgreena, przeliczona na stronę pierwotną).

Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

P06

LCC

LCC

0.099 km 0.466 km 2.4 km

LCC

LCC

3.6 km

7.4 km

7.2 km

3.1 km

LCC

2.8 km LCC

4.4 km LCC

LCC

5.6 km LCC

2.4 km

LAT

PL6

P06

T

Y

LCC

T

Y

BCT

I

T

V

HV

LCC

LCC

GROUP wyl

P12

P10

2.953 km 0.674 km LCC LCC

T

P08

0.561 km 21.43 km 2.731 km 54.76 km LCC LCC LCC LCC

F

P04

0.381 km 0.265 km 0.79 km 2.364 km LCC LCC LCC

P15

10.49 km 0.552 km 1.077 km LCC LCC LCC

P19

0.811 km 0.21 km 4.341 km LCC LCC LCC

P24

3.316 km 4.944 km 2.703 km LCC

P20

1.314 km LCC

P18

0.133 km 1.255 km 8.853 km 32.27 km LCC

P16

3.477 km LCC

P14

4.968 km LCC

F

U0

T

I0

LCC

LCC

LCC

LCC

LCC

LCC

LCC

0.17 km

M M M

Rys. 2. Fragment modelu analizowanego układu 15 kV dla programu EMTP-ATP

I

PGW

Na rys. 3 przedstawiono zależności U0 = f(Rd ) oraz I0 = f(Rd ) otrzymane dla trzech wariantów eksploatacji układu: 1. z punktem neutralnym izolowanym 2. z punktem neutralnym uziemionym przez dławik o reaktancji 75 Ω (założenie kompensacji sieci o rozstrojeniu S = 2%) 3. z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor o oporności 56,8 Ω. a)

b)

Rys. 3. Zależność napięcia U0 składowej zerowej (a) oraz prądu I0 składowej zerowej (b) w zależności od rezystancji doziemienia Rd: PNI – punkt neutralny izolowany, PNR – punkt neutralny uziemiony przez rezystor, UK – układ kompensowany

33

34

Wiesław Nowak; Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Przeprowadzona analiza wartości sygnałów wejściowych (U0, I0) zabezpieczeń ziemnozwarciowych wykazała, że już przy wartościach rezystancji przejścia w miejscu zwarcia powyżej kilkuset omów może nie nastąpić pobudzenie zainstalowanego cyfrowego zespołu zabezpieczeniowego EX-BEL, który wyposażony jest w moduł zabezpieczenia ziemnozwarciowego kierunkowego z następującymi nastawami: wartość rozruchowa napięcia U0 = 15 V; wartość rozruchowa prądu I0 = 6 A; czas zadziałania 0,5 s.

Niezależnie od struktury sieci oraz sposobu pracy punktu neutralnego, w sytuacjach doziemień wysokooporowych, takich jakie było przedmiotem niniejszych badań, nie jest praktycznie możliwe prawidłowe i niezawodne działanie obecnie stosowanych zabezpieczeń ziemnozwarciowych, a tym samym wykrycie zaistniałego w tych warunkach doziemienia.

3. ANALIZA WPŁYWU FERROREZONANSU NA DZIAŁANIE ZABEZPIECZEŃ ZIEMNOZWARCIOWYCH Przedmiotem badań był układ o napięciu 30 kV, który eksploatowany jest z izolowanym punktem neutralnym. Uproszczony schemat tego układu przedstawiono na rys. 4.

Rys. 4. Uproszczony schemat układu 30 kV z izolowanym punktem neutralnym

W wydzielonej części układu, w stacjach GPZ-Z, EW-T oraz EW-Z znajdują się trzy rozdzielnie 30 kV, połączone ze sobą liniami T1 i T2 oraz Z1 i Z2. Linie T1 i T2 są liniami napowietrznymi o długości ok. 8,9 km, prowadzonymi jako linia dwutorowa na wspólnych konstrukcjach wsporczych. Linia Z1 również jest linią napowietrzną o długości ok. 5,5 km, natomiast linia Z2 jest linią kablową o długości ok. 5,1 km.

W układzie zainstalowane są cyfrowe zabezpieczenia odległościowe serii 7SA511 oraz 7SA610 firmy Siemens, wyposażone w funkcję czułego zabezpieczenia ziemnozwarciowego dla sieci izolowanych. Dzięki rejestracji przez te zabezpieczenia przebiegów napięć i prądów, w analizowanym układzie stwierdzone zostały stany zakłóceniowe związane z wyłączaniem doziemień. Jednym z takich zdarzeń było doziemienie linii kablowej Z2, które zostało poprawnie wyeliminowane przez zabezpieczenie w polu linii Z2 w rozdzielni EW-T. Po wyłączeniu linii Z2 na szynach rozdzielni 30 kV w stacji GPZ-Z zarejestrowany został wzrost napięć fazowych do wartości ok. 50 kV, utrzymujący się przez dłuższy czas, jak również nastąpiło zbędne wyłączenie linii T2. Zarejestrowane podczas tego zakłócenia przebiegi napięć wskazywały, że jego przyczyną jest zjawisko ferrorezonansu.

Zjawisko ferrorezonansu ma miejsce, gdy rdzenie ferromagnetyczne urządzeń elektroenergetycznych – przede wszystkim przekładników napięciowych – pracują w warunkach nasycenia, a indukcyjność magnesująca staje się w takim przypadku elementem nieliniowym (rys. 5). W przeciwieństwie do rezonansu liniowego, gdzie częstotliwość rezonansowa jest ściśle określona, ferrorezonans może wystąpić dla częstotliwości uzależnionej od warunków pracy układu. W praktyce ferrorezonans może zostać zainicjowany nawet przez chwilowe wprowadzenie rdzenia w stan nasycenia. Może to nastąpić np. w przypadku czynności łączeniowej lub przy zmianie wartości napięcia zasilającego, np. wskutek doziemienia.

Ferrorezonans stwarza istotne zagrożenie przepięciowe dla układów izolacyjnych, stanowi poważne narażenie prądowe uzwojeń pierwotnych włączonych doziemnie przekładników napięciowych, jak i podnosi potencjał punktu neutralnego układu [np. 4, 5, 6]. Podniesienie potencjału punktu neutralnego powoduje również pojawienie się składowej zerowej napięcia, mogącej fałszować działanie układów zabezpieczeń ziemnozwarciowych.

Na podstawie badań przeprowadzonych w układzie rzeczywistym opracowano model w programie EMTP-ATP dla analizy warunków wzbudzania ferrorezonansu i określenia sposobów jego tłumienia.

Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

Rys. 5. Charakterystyki magnesowania przekładników stosowanych w układzie 30 kV

Analiza wymagała dokładnego odwzorowania wszystkich elementów sieci, mogących mieć wpływ na przebiegi napięć i prądów w stanach nieustalonych, a więc mogących wywołać nieprawidłowe działania układu automatyki zabezpieczeniowej. Szczególnie istotnymi elementami decydującymi o wystąpieniu ferrorezonansu są przekładniki napięciowe zainstalowane na szynach rozdzielni 30 kV. Do opracowania ich adekwatnych modeli matematycznych wykorzystano wyniki pomiarów nieliniowych charakterystyk prądowo-napięciowych, o których kształcie decyduje zjawisko nasycania się rdzenia ferromagnetycznego (rys. 5). Na podstawie tych charakterystyk oraz badań przekładników w stanie zwarcia wyznaczono modele przekładników napięciowych w programie EMTP-ATP. Przykładowy model przekładnika typu U30-1MOc przedstawiono na rys. 6 i 7. a)

b)

Rys. 6. Model przekładnika typu U30-1MOc w programie EMTP-ATP: a) schemat grupy trójfazowej b) okno dialogowe przekładnika

35

36

Wiesław Nowak; Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

KARD 3 3 4 4 5 5 6 6 6 37 38 39 41 42 42 43 44 44 KARG 1 -1 -1 -2 -1 -3 6 7 -1 5 3 -1 -2 2 3 -3 4 5 KBEG 3 9 3 9 3 9 27 33 3 3 3 3 3 21 27 3 21 27 KEND 8 14 8 14 8 14 32 38 8 8 8 8 8 26 32 8 26 32 KTEX 1 1 1 1 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 $ERASE /BRANCH C < n1 >< n2 ><ref1><ref2>< R >< L >< C > C < n1 >< n2 ><ref1><ref2>< R >< A >< B ><Leng><><>0 HA____MAG___ 20685.31143.

MAG___TM____ 19446. .21362 MAG___TL____ 1.29E568355.

C BUS1->BUS2->BUS3->BUS4-><-CURR<-FLUX<..........

93MAG___ CUR___FLU___ 0.0 0.0 5.00027E-5 5.

1.00087E-4 10.

1.5066E-4 15.

2.0278E-4 20.

2.58485E-4 25.

3.21114E-4 30.

3.95636E-4 35.

4.88975E-4 40.

6.10336E-4 45.

7.71531E-4 50.

9.87304E-4 55.

0.00128 60.

0.00166 65.

0.00216 70.

0.00281 75.

0.00365 80.

0.00471 85.

0.00603 90.

0.00767 95.

0.00969 100.

0.01214 105.

0.01509 110.

0.01863 115.

0.02282 120.

0.02777 125.

0.03356 130.

0.04031 135.

0.04813 140.

9999 LN____ 1.E6 MN____ 1.E6 MAG___ 1.4E7 /SOURCE 14TM____ 1.E-20 50.

18 300.MA____MN____ 14TL____ 1.E-20 50.

18 519.615LA____LN____ $EOF User-supplied header cards follow.

16-Dec-08 ARG,HA____,MA____,MN____,LA____,LN____,CUR___,FLU___ NUM,CUR___,FLU___ DUM,MAG___,TM____,TL____ Rys. 7. Zawartość pliku vt2_mod.lib dołączanego w oknie dialogowym z rysunku 6b

0 0 0 0

0 0 0 -1.

10.

-1.

10.

13:38:46

Problemy eksploatacji elektroenergetycznych sieci rozdzielczych średniego napięcia w aspekcie niezawodności elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

Analiza potwierdziła możliwość wzbudzania ferrorezonansu związaną z wyłączaniem doziemień. Jednym z takich zdarzeń było doziemienie linii kablowej Z2. Na rys. 8 przedstawiono przykładowe przebiegi napięć fazowych UA, UB, UC oraz napięcia punktu neutralnego UN w rozdzielni 30 kV stacji GPZ-Z, otrzymane przy założeniu doziemienia fazy A linii Z2 w chwili t = 0,1 s, a następnie wyłączenia doziemionej linii w chwili t = 0,3 s. Wyłączeniu temu towarzyszy wzbudzenie ferrorezonansu, który jest powodem drgań zarówno napięć fazowych, jak i napięcia punktu neutralnego, stanowiącego jednocześnie składową zerową U0 napięć fazowych.

Ponieważ funkcja czułego zabezpieczenia ziemnozwarciowego zainstalowanych zabezpieczeń realizowana jest w wyniku ich pobudzania przez napięcie składowej zerowej, to powstające w układzie drgania ferrorezonansowe są przyczyną zbędnych działań EAZ, w efekcie których następuje odłączenie nieuszkodzonej linii T2.

Rys. 8. Przebiegi napięć fazowych UA, UB, UC oraz napięcia punktu neutralnego UN w rozdzielni 30 kV stacji GPZ-Z

Rys. 9. Przebiegi napięć fazowych UA, UB, UC oraz napięcia punktu neutralnego UN w rozdzielni 30 kV stacji GPZ-Z w warunkach tłumienia ferrorezonansu

Analiza pozwoliła wyznaczyć potencjalnie możliwe stany zakłóceniowe (doziemienia) oraz stany normalnych łączeń, których zaistnienie może prowadzić do zjawiska ferrorezonansu, a więc w konsekwencji do nieprawidłowego działania zabezpieczeń. Zaproponowano również rozwiązania zmierzające do tłumienia ferrorezonansu w analizowanym układzie 30 kV, które mogłyby poprawić działanie zabezpieczeń. Jednym z nich jest dołączanie do obwodu otwartego trójkąta, który tworzą połączone szeregowo uzwojenia dodatkowe przekładników (rys. 6a) rezystora tłumiącego. Przykładowe wyniki symulacji dla rezystora o oporności 10 Ω (załączonego w czasie 0,6 s, a następnie odłączonego w czasie 0,9 s), potwierdzają efektywność takiego rozwiązania (rys. 9).

Innym analizowanym rozwiązaniem było zastosowanie urządzenia o nazwie VTGuard firmy ABB, którego rezystancja dostosowuje się aktywnie do warunków pracy [7]. W przypadku występowania składowej zerowej o niewielkiej wartości, wynikającej z dopuszczalnych asymetrii w warunkach normalnej pracy, urządzenie reprezentuje bardzo dużą rezystancję i nie powoduje obciążenia cieplnego zarówno przekładników, jak i samego urządzenia. W przypadku pojawienia się składowej zerowej na poziomie przewyższającym strefę nieczułości urządzenia, VTGuard staje się rezystorem o wartości rezystancji, skutecznie wytłumiającej stan ferrorezonansowy, co zostało potwierdzone zarówno metodą symulacji komputerowych, jak i eksperymentalnie. Jeśli składowa zerowa obecna w obwodzie otwartego trójkąta utrzymuje się przez czas dłuższy, co może wynikać np. z dużej asymetrii w sieci, spowodowanej np. zwarciem doziemnym, urządzenie samoczynnie przechodzi w stan wysokoomowy, nie stanowiąc zbędnego obciążenia dla przekładników. Po ustąpieniu przyczyny asymetrii urządzenie samoczynnie powraca do stanu początkowego.

37

38

Wiesław Nowak; Szczepan Moskwa / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie Rafał Tarko / Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

4. PODSUMOWANIE Zapewnienie odpowiedniej jakości dostawy energii elektrycznej uwarunkowane jest opanowaniem wielu zagadnień o charakterze technicznym. W obszar tych zagadnień wpisuje się problematyka zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach rozdzielczych średnich napięć.

W artykule przedstawiono dwa udokumentowane przez służby eksploatacji przypadki nieprawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Jednak wnioski wynikające z przeprowadzonej analizy mają nie tylko charakter indywidualny, specyficzny dla rozważanego zdarzenia zakłóceniowego, ale również charakter ogólny dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych zainstalowanych w sieciach dystrybucyjnych średnich napięć.

Niezależnie od struktury sieci oraz sposobu pracy punktu neutralnego, w sytuacjach doziemień wysokooporowych, takich jakie przedstawiono w artykule, nie jest praktycznie możliwe prawidłowe i niezawodne działanie obecnie stosowanych zabezpieczeń ziemnozwarciowych, a tym samym wykrycie zaistniałego w tych warunkach doziemienia. Wniosek ten musi skłaniać do poszukiwania efektywnych i uzasadnionych pod względem ekonomicznym rozwiązań technicznych tego problemu.

Specyfika sieci rozdzielczych średniego napięcia, wynikająca z ich eksploatacji przy nieskutecznie uziemionym punkcie neutralnym, implikuje również możliwość powstawania ferrorezonansu, który może istotnie wpływać na działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Pomimo że pierwsze publikacje dotyczące ferrorezonansu ukazały się na początku wieku XX, to do dzisiaj nie sprecyzowano efektywnych w praktyce kryteriów jego występowania, jak i sposobów przeciwdziałania. Wśród prac badawczych prowadzonych w tym obszarze wyróżnić można takie grupy zagadnień, jak analiza stanów ferrorezonansowych (w tym od lat 90. ubiegłego wieku z wykorzystaniem nieliniowej dynamiki i teorii chaosu), rozpoznanie skutków ferrorezonansu w układach elektroenergetycznych czy przeciwdziałanie powstawaniu ferrorezonansu. Istotnym elementem tych badań są modele komputerowe układów elektroenergetycznych i zachodzących w nich zjawisk dynamicznych.

BIBLIOGRAFIA 1. Lorenc J., Admitancyjne zabezpieczenia ziemnozwarciowe, Poznań, Komitet Elektrotechniki Polskiej Akademii Nauk, Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej 2007.

2. Nowak W., Moskwa S., Tarko R., Analiza warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w przypadku wysokorezystancyjnych zwarć z ziemią. Materiały Konferencji Naukowej nt. Wysokorezystancyjne zwarcia z ziemią w sieciach napowietrznych średniego napięcia, SEP, Tarnów, 3 grudnia 2008.

3. Nowak W., Tarko R., Moskwa S., Gawryał A., Cich W., Analiza warunków działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieci średniego napięcia, Archiwum Energetyki, tom XXXIX, 2009, nr 1, s. 135–145.

4. Piasecki W., Florkowski M., Fulczyk M., Mahonen P., Luto M., Nowak W., Ferroresonance involving voltage transformers in medium voltage networks, 14th International Symposium on High Voltage Engineering ISH2005, Beijing, China, 2005, paper F-19.

5. Piasecki W., Florkowski M., Fulczyk M., Nowak W., Preventing the risk o ferroresonance involving Voltage Transformers in MV ungrounded networks, 3rd International Symposium on Modern Electric Power (MEPS’06) under auspices of IEEE, Poland, Wrocław, September 6–8, 2006, pp. 398–401.

6. Piasecki W., Florkowski M., Fulczyk M., Mahonen P., Luto M., Nowak W., Mitigating Ferroresonance in Voltage Transformers in Ungrounded MV Networks, IEEE Trans. on Power Delivery, vol. 22, 2007, no. 4, pp. 2362–2369.

40

Waldemar Skomudek / Politechnika Opolska

Autorzy / Biografie

Waldemar Skomudek Opole / Polska Absolwent Wydziału Elektrotechniki Wyższej Szkoły Inżynierskiej w Opolu. Posiada ponad 25-letni staż pracy w energetyce. W roku 1998 uzyskał tytuł doktora, a w roku 2009 doktora habilitowanego w dziedzinie nauk technicznych. Ponadto ukończył studia doktoranckie i studia podyplomowe „Rachunkowość i finanse” (Politechnika Opolska) oraz „Nowoczesne zarządzanie finansami” (WIFI Institut Osterreich w Wiedniu).

W pracy naukowo-badawczej zajmuje się – w sferze technicznej – problematyką oceny stopnia zagrożenia i skuteczności ochrony przed oddziaływaniem zjawisk o charakterze falowym (elektromagnetycznym), które towarzyszą wyładowaniom atmosferycznym i stanom zakłóceniowym w sieciach elektroenergetycznych, a w sferze zarządczej – funkcjonowaniem w kraju rynku energii elektrycznej, problematyką stabilności pracy KSE i zarządzania podmiotami podsektora elektroenergetyki w warunkach konkurencji.

Opublikował 85 artykułów naukowych i referatów, jest współautorem dwóch książek i autorem dwóch monografii.

Rozwój elektroenergetycznych kompaktowych linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć

ROZWÓJ ELEKTROENERGETYCZNYCH KOMPAKTOWYCH LINII NAPOWIETRZNYCH WYSOKICH I NAJWYŻSZYCH NAPIĘĆ dr hab. inż. Waldemar Skomudek, prof. Politechniki Opolskiej / Politechnika Opolska

1. WSTĘP Rezultaty badań, analiz i rozważań prowadzonych przez autora referatu w zakresie zobiektywizowania stopnia zagrożenia układów izolacyjnych przez przepięcia pozwalają stwierdzić, że te specyficzne obciążenia elektryczne, powstające podczas różnego rodzaju stanów nieustalonych w sieciach elektroenergetycznych, mają istotny wpływ na podejmowanie decyzji dotyczących sposobu eksploatacji i wyposażenia sieci elektroenergetycznych średniego, wysokiego i najwyższych napięć [2, 3, 4, 8]. Znaczenie przepięć uzasadnia potrzebę ich badań i analiz, które należy kontynuować i rozwijać w miarę postępu możliwości pomiarowych, obliczeniowych oraz w dziedzinie nowych rozwiązań konstrukcyjnych, w szczególności mających wpływ na wzrost niezawodności dostawy i jakości energii elektrycznej.

Niemniej jednak zaprezentowana w publikacjach [1, 8, 9] możliwość odmiennego podejścia do zasad koordynacji izolacji i ochrony przed przepięciami sieci średniego, wysokiego i najwyższych napięć wskazuje kierunki działań modyfikacyjnych polegających przede wszystkim na: • zwiększeniu roli naturalnej redukcji poszczególnych rodzajów przepięć • optymalizacji wytrzymałości udarowej izolacji (ograniczenie przewymiarowania układów izolacyjnych) • racjonalnym podejściu do wskaźnika ochrony izolacji, uwzględniającego wykorzystanie nowoczesnych urządzeń do ograniczania przepięć • unifikacji postanowień zawartych w normach odnoszących się do zagadnień koordynacji izolacji i ochrony od przepięć.

Pogłębiona analiza zasadności przyjęcia zaproponowanych kierunków działań modyfikacyjnych uwzględnia również aspekt ekonomiczny procesu inwestycyjnego w elektroenergetyce.

2. OCENA POTRZEB INWESTYCYJNYCH Krajowa elektroenergetyka, podobnie jak firmy tej branży w innych krajach Unii Europejskiej, podlega głębokim przemianom. Począwszy od lat dziewięćdziesiątych XX wieku, w wyniku tworzenia rynków energii elektrycznej, w których dominują konkurencja, demonopolizacja i prywatyzacja, zachodzą w niej zasadnicze przemiany. Istotna staje się ekonomika funkcjonowania tej branży.

Z analizy makroekonomicznych danych statystycznych, charakteryzujących rynek energii elektrycznej na tle tempa wzrostu gospodarczego określanego wskaźnikiem PKB1, wynika, że zużycie energii elektrycznej w Polsce w ciągu ostatnich kilku lat ma stałą tendencję wzrostową, jedynie czasowo spowolnioną kryzysem z końca

1 Produkt krajowy brutto – zagregowana wartość dóbr i usług finalnych wytworzonych na terenie danego kraju w określonej jednostce czasu (np. w ciągu roku).

Streszczenie Pogłębiona analiza zasad koordynacji izolacji wskazuje na istniejącą możliwość modyfikacji jej procedury. Podjęcie działań w tym kierunku może doprowadzić do uzyskania wymiernych efektów ekonomicznych, które w świetle obecnych potrzeb inwestycyjnych w zakresie elektroenergetycznej przesyłowej i dystrybucyjnej infra-

struktury sieciowej, możliwości finansowych podmiotów zarządzających tą infrastrukturą oraz istniejących barier prawnych i środowiskowych przy ich realizacji (w szczególności dotyczy to inwestycji liniowych) będą czynnikiem o decydującym znaczeniu.

41

roku 2009. Obecnie krajowe zużycie energii elektrycznej jest na poziomie roku 2008. Jednak odnotowana konsumpcja energii elektrycznej w pierwszym półroczu 2010 r. jest o ponad 4,7% wyższa od analogicznego okresu roku ubiegłego. I choć ostatnie dwa lata przyniosły polskiej elektroenergetyce istotne zmniejszenie konsumpcji paliw i energii elektrycznej, potwierdzając zagrożenia wynikające z kryzysu finansowego świata, to jednak wzrost ten należy przyjąć jako wyraźny sygnał ożywienia gospodarczego w kraju.

Opierając się na obecnej i prognozowanej tendencji wzrostu PKB, zapotrzebowanie na energię elektryczną brutto2, przy jednoczesnym obniżeniu energochłonności gospodarki, osiągnie poziom ok. 200 TWh w roku 2030, przy czym w roku 2010 krajowe zużycie energii elektrycznej wyniosło prawie 155 TWh3. Uwzględniając obecne i przyszłe wskaźniki zapotrzebowania na energię elektryczną w analizach potencjału sieciowego dochodzimy jednak do niepokojących wniosków, gdyż stopień dekapitalizacji sieci elektroenergetycznych zarówno przesyłowych, jak i dystrybucyjnych sięga 40-65% (rys. 1). ������������������

����������������������� ������������������������ ��������������������

42

Waldemar Skomudek / Politechnika Opolska

���������������

���� ��� ��� ��� ��� ��

��������

������������

������������

������������

�������������������������� ��������������

���������

���������

���������

�������

Rys. 1. Struktura wiekowa krajowych elektroenergetycznych linii napowietrznych

W rezultacie dochowanie reguł rynku konkurencyjnego opartych na równoważeniu popytu i podaży na towar, jakim jest energia elektryczna, odsłania znaczną lukę inwestycyjną między innymi w elektroenergetycznych liniach napowietrznych. Szacuje się, że aby zamknąć powstałą lukę, na przestrzeni lat 2011–2020 powinien nastąpić przyrost długości sieci przesyłowych o ok. 2000 km, a dystrybucyjnych o ok. 2800 km. Ponadto struktura wiekowa istniejących linii napowietrznych wskazuje na znaczne potrzeby w zakresie modernizacji, które szacuje się na ok. 9000 km4.

Taka skala potrzeb inwestycyjnych jest wystarczającą motywacją do poszukiwania i wdrażania rozwiązań, które pozwolą przede wszystkim uniknąć przerw w dostawie energii, a tym samym zwiększą bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Zatem każde zadanie inwestycyjne będzie wyzwalać potrzebę prowadzenia pogłębionych analiz ekonomicznych, optymalizujących wydatkowanie celowych środków finansowych.

3. OGRANICZENIA PRAWNE I ŚRODOWISKOWE W procesie realizacji inwestycji elektroenergetycznej, w szczególności inwestycji liniowej, znaczącą rolę odgrywa stosowanie regulacji wielu aktów prawnych, począwszy od prawa energetycznego, poprzez prawo budowlane, prawo zamówień publicznych, prawo o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym aż po szeroko rozumiane prawo związane z ochroną środowiska. Szczególnego znaczenia nabierają ograniczenia środowiskowe podyktowane względami lokalizacyjnymi. Polegają one między innymi na skomplikowanej procedurze planowania przestrzennego, obejmującej: 2 Energia elektryczna uzyskana z procesu przemiany energetycznej w postaci prądu elektrycznego zmierzonego na zaciskach generatora.

3 Dane wg McKinsey & Company, Global Insight, ARE. 4 Przyjęto zasadę ostrożnego szacowania.

Rozwój elektroenergetycznych kompaktowych linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć

• wprowadzenie inwestycji do miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego • uzyskanie tzw. prawa drogi, czyli prawa do dysponowania terenem pod budowę linii lub stacji, wraz z nadaniem decyzji rygoru natychmiastowej wykonalności • przeprowadzenie postępowania związanego z oceną oddziaływania na środowisko planowanego przedsięwzięcia • uzyskanie zgody społecznej na realizację inwestycji.

Z doświadczeń krajowej i międzynarodowej elektroenergetyki wynika, że najwięcej problemów sprawia postępowanie związane z oceną oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko. Wiele problemów, które trzeba rozwiązać w toku inwestycji, ma charakter społeczny i wynika wprost z faktu, że inwestycja powstaje w konkretnym środowisku przyrodniczym. Relacje pomiędzy inwestorem, jednostkami administracji terenowej a społecznością lokalną są regulowane przez prawo, które nakłada obowiązek takiego prowadzenia inwestycji, aby zapewnić udział społeczeństwa przy podejmowaniu decyzji dotyczących środowiska. W tym przypadku pojęcie środowiska ma sens zarówno przyrodniczy, jak i społeczno-środowiskowy.

Specyfiką inwestycji liniowych jest to, że trasa linii zazwyczaj przebiega przez tereny zróżnicowane pod wieloma względami, w tym także pod względem stosunków własnościowych. W budownictwie liniowym preferowane są więc takie rozwiązania, które maksymalnie ograniczają ingerencję w środowisko naturalne i własność prywatną (np. stacje małogabarytowe, linie kompaktowe budowane na wąskotrzonowych kratowych słupach stalowych, stalowych słupach pełnościennych lub na słupach betonowych). Stąd wybór trasy oraz odpowiedniego rodzaju i typu linii staje się problemem o decydującym znaczeniu.

Równie istotnym zjawiskiem towarzyszącym pracy każdej linii i stacji elektroenergetycznej jest występowanie wokół nich pola elektromagnetycznego. Pole to może być przyczyną uciążliwości dla środowiska. Szczególnie jego oddziaływanie na organizmy żywe wymusza stosowanie takich rozwiązań, które ograniczą ten negatywny wpływ do możliwie najniższego poziomu, osiągalnego rozsądnymi technicznymi środkami i nakładami kapitałowymi. Na wartość maksymalną i rozkład pola elektrycznego i magnetycznego w otoczeniu linii napowietrznej wpływ głównie mają: rodzaj i wartość napięcia znamionowego, odległość przewodów fazowych od ziemi, odstępy pomiędzy przewodami różnych faz, geometryczny układ przewodów i wysokość ich zawieszenia.

Istotną uciążliwością dla środowiska naturalnego jest także konieczność stworzenia pasa ochronnego (technologicznego) linii, którego szerokość uzależniona jest od napięcia znamionowego linii oraz jej typu5. Dąży się zatem do tego, aby linie napowietrzne były budowane z wykorzystaniem słupów praktycznie niedostrzegalnych, idealnie wkomponowanych w krajobraz, a dodatkowo w terenach leśnych lub zadrzewionych jako wąskogabarytowe lub linie o bardzo wysokich słupach, umożliwiających prowadzenie przewodów nad wierzchołkami drzew (linie wykonane na słupach nadleśnych).

4. IMPLEMENTACJA PRZESŁANEK MODYFIKACJI ZASAD KOORDYNACJI IZOLACJI Zachowanie linii napowietrznych w warunkach wyładowań piorunowych zależy od wielu czynników, z których najważniejszymi są: • gęstość wyładowań piorunowych • wytrzymałość izolacji (układu izolacyjnego) • wartość rezystancji uziemienia słupa • ochrona wykonana przewodami odgromowymi • układ przewodów • wysokość zawieszenia przewodów linii.

Analiza zasad i reguł obowiązujących przy ustalaniu poziomów wartości amplitud przepięć i wytrzymałości izolacji (układu izolacyjnego) opisana w monografii [8] wykazała, że w przypadku odstępów między przewodami fazowymi a uziemioną konstrukcją słupa można dokonać optymalizacji odległości. Ocena ryzyka przeskoku, wyrażona wskaźnikiem zagrożenia izolacji, wskazuje także na możliwość optymalizacji poziomów ochrony i izolacji.

W obu przypadkach optymalizacja może przynieść efekt techniczny i ekonomiczny.

5 Minimalna odległość od drzew (odległość pionowa) wynosi – 1,5 m + Del, przy czym według PN-EN 50341-1 Del jest minimalnym odstępem w powietrzu wymaganym w celu uniknięcia wyładowania zupełnego pomiędzy przewodem fazowym a obiektami o potencjale ziemi w czasie przepięć o łagodnym lub stromym czole; dla najwyższego napięcia pracy urządzeń Um = 123 kV odstęp Del = 1 m.

43

Waldemar Skomudek / Politechnika Opolska

44

Aby określić w sposób wymierny efektywność implementacji wyników badań, analiz i ocen w liniach elektroenergetycznych, podjęto próbę oszacowania korzyści, które będą skutkiem: • minimalizacji rezerw wytrzymałości udarowej izolacji • koordynacji odstępów izolacyjnych na słupie • zmniejszenia szerokości pasa ochronnego w trasie linii • naturalnej redukcji przepięć atmosferycznych poprzez zmniejszenie rezystancji i indukcyjności uziemionych słupów.

4.1. Optymalizacja wytrzymałości udarowej izolacji W celu wykonania ekonomicznych projektów elektroenergetycznych linii napowietrznych średniego, wysokiego i najwyższych napięć należy optymalizować poziom rezerwy wytrzymałości udarowej izolacji. W procesie tym decydujące znaczenie przypisuje się napięciom udarowym, które wpływają na dobór odstępów izolacyjnych zarówno zewnętrznych, jak i wewnętrznych linii oraz na szerokość pasa ochronnego w trasie linii.

Zaprezentowane na rys. 2 przykładowe wartości odstępów minimalnych w powietrzu, dla różnych wartości znormalizowanego wytrzymywanego napięcia udarowego piorunowego (Uw), zostały określone ostrożnie, z uwzględnieniem doświadczeń eksploatacyjnych i ekonomii, i zapewniają określony poziom izolacji.

Zatem, przyjmując w dalszych rozważaniach minimalne odstępy na przykład dla linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV dla skrajnych wartości napięcia Uw (rys. 2 – wartości na szarym tle), możemy uzyskać zmniejszenie ciężaru konstrukcji wsporczej wskutek skrócenia długości poprzeczników i izolatorów, co w przypadku korekty długości izolatora (łańcucha izolatorów) będzie miało dodatkowo wpływ alternatywnie na zmniejszenie zwisu przewodów lub wysokość słupa. Korekta odstępów zewnętrznych i wewnętrznych linii będzie miała wpływ również na szerokość pasa ochronnego.

Aby oszacować możliwy do uzyskania poziom korzyści ekonomicznych, wynikający z koordynacji odstępów izolacyjnych, przeprowadzono obliczenia, przyjmując jako podstawowe założenia następujące dane: • długość jednostkowa linii wynosi 100 km • udział słupów przelotowych (P) i mocnych (M) w linii wynosi odpowiednio 70% i 30% • słupy mocne (M) przyjęto jako M3 (lub ON 150) • skrócenie poprzeczników nie powoduje zmiany kosztów pozostałych elementów linii • koszty budowy przyjęto jako procent kosztów materiałów (100% kosztów materiałów) • koszt linii nie uwzględnia wydatków finansowych na pozyskanie praw do terenu • ceny jednostkowe elementów linii 110 kV przyjęto według stanu na dzień 1 października 2009.

������������������������������������������ ���������������������

�������������������������������������������������������������������� ������������� �����������

���� ����

����� �����

���� ����

��� ���

��� ���

���

���� ����

������������������������� ���������������������

���

���

���

��� ���

������������� �����������

��� ��� � ������� ������� ������� ������������������������������������������������������������

Rys. 2. Prezentacja minimalnych odstępów izolacyjnych w powietrzu dla linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV; wartości na szarym tle oznaczają różnicę minimalnych odstępów dla skrajnych wartości znamionowego wytrzymywanego napięcia udarowego piorunowego

Rozwój elektroenergetycznych kompaktowych linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć

�������

���

������

�

������

���

������

�

������

���

�

� ��

��

��

��

��

������������������������ ����������

������������������������ �����������

Uzyskane wyniki obliczeń zaprezentowano na rys. 3, przy czym końcowa iteracja zakłada zastąpienie stalowych poprzeczników układem izolatorów, na przykład według propozycji zamieszczonych na rys. 4.

��� ��� ��� ���

������������������������������������������

�����������������������������������

���������������������������������

����������������������������������

��������������������������������

Rys. 3. Wpływ redukcji długości poprzeczników słupa na poziom kosztu jednostkowego odcinka linii

Analiza rezultatów obliczeń wykazała, że redukcja długości poprzeczników nieprzekraczająca 40 cm pozwala ograniczyć koszt budowy linii o 0,3–0,5%. Natomiast zastąpienie tradycyjnych poprzeczników na słupach linii napowietrznej układem izolatorów prowadzi do dalszego ograniczenia kosztów budowy linii o 1,3–2,5%.

Wdrożenie takich działań wiąże się z możliwością ograniczenia powierzchni pasa ochronnego wzdłuż trasy linii o ok. 6%. Prowadzi również do zmniejszenia oddziaływania wartości maksymalnych pola elektrycznego o ok.

19% i magnetycznego o ok. 28% (przyjmując maksymalną, dopuszczalną pod względem wytrzymałości udarowej redukcję długości poprzeczników słupa).

Zatem można stwierdzić, że ograniczenie odstępów izolacyjnych (przy zachowaniu wymaganych poziomów wytrzymałości udarowej izolacji) prowadzi do uzyskania wymiernego efektu ekonomicznego, przy czym maksymalizacja tego efektu następuje przy jednoczesnym uwzględnieniu istniejących w kraju potrzeb inwestycyjnych w zakresie elektroenergetycznych linii napowietrznych. Nie bez znaczenia dla poziomu uzyskanych korzyści będzie rodzaj zastosowanych linii tj. jedno- czy wielotorowych, oraz przyjęty system mocowania przewodów (poprzeczniki stalowe o zredukowanej długości lub układ izolatorów zastępujący poprzeczniki stalowe). a)

b)

c)

Rys. 4. Wybrane przykłady układów izolatorów służących do zawieszenia przewodów roboczych linii napowietrznych wysokiego i najwyższych napięć: a) układ tradycyjny z możliwością zredukowania długości poprzeczników, b) układ trójkątowy z pionowym mocowaniem układu izolatorów, c) układ trójkątowy z poziomym mocowaniem układu izolatorów

45

Waldemar Skomudek / Politechnika Opolska

46

4.2. Naturalna redukcja przepięć atmosferycznych Jednym ze sposobów ochrony elektroenergetycznych linii napowietrznych przed przepięciami jest niedopuszczenie, aby przepięcia powstające w linii powodowały uszkodzenia izolacji linii. Opisane w publikacjach [5, 6, 7] wyniki analiz propagacji przepięć w liniach napowietrznych wykazały, że działania modyfikacyjne w tym zakresie są możliwe, a jednym z kierunków ich praktycznego wykorzystania jest zwiększenie roli naturalnej redukcji przepięć atmosferycznych w elektroenergetycznych liniach napowietrznych. Można to osiągnąć między innymi poprzez zmianę wartości rezystancji i indukcyjności uziemionych konstrukcji wsporczych. Aby wykazać słuszność takiego działania, poddano analizie zjawisko bezpośredniego uderzenia pioruna w słup elektroenergetycznej linii napowietrznej. Wskutek tego zdarzenia powstaje różnica potencjałów między wierzchołkiem słupa a powierzchnią ziemi, która stanowi napięcie doziemne słupa określone zależnością uws = ip × Rs

(1)

gdzie: Rs – opór uziemienia słupa. Zależność ta nie uwzględnia jednak indukcyjnego spadku napięcia.

Przyjmując prawdopodobne parametry prądu pioruna (ok. 30–50 kA) oraz wartość rezystancji uziemienia słupa równą 20 Ω, możemy określić wartość szczytową spadku napięcia na słupie. Jest ona na tyle wysoka, że różnica między napięciem doziemnym słupa a napięciem doziemnym przewodu roboczego6 zazwyczaj przekracza wartość wytrzymywanego przepięcia udarowego piorunowego izolatora (układu izolacyjnego). Stan taki spowoduje zwarcie doziemne. Ponieważ w tym przypadku słup posiada wyższy potencjał niż przewód roboczy, dochodzi do tzw. przeskoku odwrotnego na izolacji liniowej. Przeskoki odwrotne wystąpić mogą na izolacji jednej fazy lub jednocześnie na izolacji dwóch lub wszystkich faz.

Ponieważ stromość czoła prądu pioruna jest duża, w prowadzonych rozważaniach nie można pominąć indukcyjności słupa. W tym przypadku napięcie wierzchołka słupa będzie powiększone o indukcyjny spadek napięcia L

di p dt

. Wówczas napięcie wierzchołka słupa można określić, korzystając ze wzoru

uws  uR  uL  Rs � ip  L

di p dt

(2)

Przy użyciu wzoru (2) można określić wartość maksymalnej rezystancji uziemienia słupa, przy której powstanie przeskok odwrotny dla określonych wartości prądu pioruna i jego stromości czoła. Dokonując prostych przekształceń, warunek ten przyjmuje następującą postać

Rs 

U ws  L Ip

di p

(3)

dt

Jeśli do zależności (3) w miejsce napięcia wierzchołka słupa wstawimy wartość wytrzymywanego przepięcia udarowego piorunowego izolatora (układu izolacyjnego) Uw, wówczas warunek ten można zapisać wzorem U w L

di p dt

(4)

Korzystając z zależności (3) i (4), wykonano niezależne obliczenia dla dwóch rodzajów słupów stalowych: kratowych i pełnościennych (tzw. słupów rurowych). Do obliczeń przyjęto wybrane trzy wartości szczytowe i stromości czoła prądu wyładowania piorunowego oraz przyjęto jednostkowe wartości indukcyjności 6 Napięcie doziemne przewodu roboczego składa się z napięcia roboczego i napięcia indukowanego przez prąd pioruna. Napięcie indukowane przez prąd pioruna w przewodzie roboczym linii określa zależność 2.41.

7 Indukcyjność słupa stalowego linii Ls = (0,5 ÷ 1,2) ˣ l, w μH [2]; można ją również określić ze wzoru na indukcyjność własną długiej cewki (przy czym liczba zwojów z = 1) L s 

�z 2 �R 2 , gdzie: l – długość słupa, z – liczba zwojów, R – promień długiej cewki [10]. l

Rozwój elektroenergetycznych kompaktowych linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć

słupów z przedziału 0,5–1,2 µH/m7, przy czym wartości skrajne przedziału odnoszą się odpowiednio do słupa pełnościennego oraz do słupa kratowego. Przeprowadzone obliczenia zostały wykonane przy założeniu, że linia napowietrzna jest wyposażona w przewód odgromowy, który łączy równolegle słup trafiony przez piorun z sąsiednimi słupami. Przy takim założeniu, dodatkowo uwzględniającym występowanie indukcyjności przewodu odgromowego i słupów sąsiednich linii, można przyjąć, że ok. 60% wartości szczytowej prądu pioruna przepływa przez słup uderzony przez piorun. Natomiast rozpływ pozostałych 40% wartości prądu pioruna odbywa się symetrycznie, w obie strony linii. Otrzymane z obliczeń wyniki zaprezentowano na rys. 5.

Na podstawie uzyskanych wyników stwierdzono, że porównanie dwóch wielkości, tj. napięcia doziemnego słupa Uws z wytrzymywanym przepięciem udarowym piorunowym izolatora Uw, pozwala określić dopuszczalną wartość rezystancji uziemienia słupa Rs, przy której spodziewane wartości parametrów opisujących prąd pioruna (ipmax i dipmax/dt) nie spowodują przeskoku (rys. 5a). Tym samym, przy określonej wartości rezystancji uziemienia słupa (np. wynikającej z praktycznych możliwości technicznych), można ocenić, czy wystąpi zagrożenie izolacji spowodowane wystąpieniem przeskoków odwrotnych.

W rozpatrywanym przypadku należy również zwrócić uwagę na to, że izolatory są naprężane w polu elektrycznym linii napięciem będącym różnicą między napięciem doziemnym słupa, które składa się z napięcia na uziomie i spadku napięcia indukcyjnego słupa, a napięciem doziemnym przewodu roboczego, składającego się z napięcia roboczego oraz napięcia indukowanego przez prąd pioruna. Zatem aby obniżyć wartość napięcia doziemnego słupa, a tym samym ograniczyć oddziaływanie pola na izolację, należy stosować uziomy konstrukcji wsporczych o niewielkich rezystancjach udarowych i/lub konstrukcje wsporcze o niskiej indukcyjności (np. stalowe słupy rurowe). Przykład zależności napięcia doziemnego słupa od jego indukcyjności przedstawiono na rys. 5b. Stosując odpowiednio niskie wartości indukcyjności konstrukcji wsporczych linii, można wykazać brak zasadności podwyższania stopnia poziomu wytrzymywanego napięcia udarowego piorunowego, co prowadzi do a)

b)

Rys. 5. Ilustracja wpływu różnicy napięcia doziemnego słupa i spadku napięcia na jego indukcyjności na rezystancję uziemienia słupa (a) oraz indukcyjności słupa na wartość napięcia doziemnego przy bezpośrednim uderzeniu pioruna w słup (b)

47

48

Waldemar Skomudek / Politechnika Opolska

optymalizacji marginesu między poziomem podstawowym izolacji a poziomem ochrony. Konsekwencje takiego działania przekładają się również na ograniczenie kosztów izolacji i ochrony.

Stosując zatem konstrukcje wsporcze o niskiej indukcyjności, mamy możliwość oddziaływania na zmniejszenie prawdopodobieństwa wystąpienia przeskoków odwrotnych, a tym samym wpływamy na poprawę niezawodności funkcjonowania tych elementów w sieci elektroenergetycznej.

5. PODSUMOWANIE Przeprowadzona ocena prawidłowości uszeregowania poziomów wytrzymałości elektrycznej w rozważanych liniach napowietrznych, oszacowanie wartości ryzyka przeskoku dla samoregenerującej się izolacji linii oraz ocena stosowanych w tych sieciach zasad ochrony wykazały, że istnieją racjonalne przesłanki do modyfikacji zasad koordynacji izolacji oraz ochrony przed przepięciami. W szczególności wykazano możliwość obniżenia poziomu ochrony, przy stosowanych obecnie rozwiązaniach urządzeń do ochrony przed przepięciami. W praktyce dobór poziomów izolacji i ochrony powinien jednak dodatkowo uwzględniać spodziewany kształt przebiegów przepięciowych, starzenie się izolacji, wpływ czynników środowiskowych oraz wzajemne usytuowanie urządzeń chronionych i ochraniających. I chociaż rzeczywiste parametry elektryczne przepięcia piorunowego z reguły odbiegają (są łagodniejsze) od wartości przyjętych dla przebiegu znormalizowanego (1,2/50 µs), zakres tych zmian wymaga jednak każdorazowej indywidualnej oceny badanego przypadku, uwzględniającej wymagania w zakresie wytrzymałości elektrycznej i ryzyka przeskoku.

Należy podkreślić, że rozważania prowadzone z wykorzystaniem uzyskanych wyników badań, analiz i ocen stanowią przyczynek do dalszego racjonalnego działania w kierunku modyfikacji zasad koordynacji izolacji, prowadzącej między innymi do uzyskania efektów ekonomicznych. Spodziewane efekty ekonomiczne będą lokowane zarówno w sferze rozwiązań technicznych, jak i oddziaływania na środowisko. Jednak wspólna korzyść będzie wynikała z ekonomiki działania przy realizacji elektroenergetycznych zamierzeń inwestycyjnych.

Przeprowadzone analizy potwierdzają również zasadność wprowadzenia do budownictwa sieciowego stalowych słupów pełnościennych, czyli tzw. słupów rurowych jako alternatywne rozwiązanie dla stalowych słupów kratowych. Niewątpliwie konstrukcje słupów rurowych uwzględniające czynniki optymalizujące ich budowę, z rezygnacją z tradycyjnych poprzeczników stalowych na rzecz układu izolacji kompozytowej włącznie, i poprawiające niezawodność linii napowietrznych są rozwiązaniem, po które coraz częściej sięgają operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych w kraju i za granicą.

BIBLIOGRAFIA 1. Flisowski Z., Technika wysokich napięć (wyd. 5), WNT, Warszawa 2005.

2. Gacek Z., Technika wysokich napięć. Izolacja wysokonapięciowa w elektroenergetyce. Przepięcia i ochrona przed przepięciami (wyd. 3), Skrypt Politechniki Śląskiej nr 2137, Gliwice 1999.

3. Jakubowski J.L., Podstawy teorii przepięć w układach elektroenergetycznych, PWN, Warszawa 1968.

4. Kosztaluk R., Flisowski Z., Koordynacja izolacji polskich sieci wysokich napięć, Przegląd Elektrotechniczny, nr 2/1998, s. 41–45.

5. Skomudek W., Computer analysis of overvoltage hazard due to lightning discharges in medium voltage overhead lines with covered conductors, Journal of Electrical Engineering, vol. 55, no. 5-6, Slovakia 2004, pp. 161–164.

6. Skomudek W., Assessment of overvoltage hazard for the polymer insulation of medium voltage electricity distribution cables. CIGRE Gen. Session 2008, rep. B1-201.

7. Skomudek W., The Comparative Analysis of Lightning Overvoltages in Distribution Lines on the Ground of Laboratory Tests and Measurements, Journal of Material Science, 3/2009.

8. Skomudek W., Analiza i ocena skutków przepięć w elektroenergetycznych sieciach średniego i wysokiego napięcia, Oficyna Wydawnicza Politechniki Opolskiej, Opole 2008.

9. Skomudek W., Modyfikacja zasad koordynacji izolacji w sieciach wysokiego napięcia w aspekcie ekonomicznym, Przegląd Elektrotechniczny, nr 11b/2010.

10. Rawa H., Elektryczność i magnetyzm w technice, PWN, Warszawa 1994.

Rozwój elektroenergetycznych kompaktowych linii napowietrznych wysokich i najwyższych napięć

49

50

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Zbigniew Szczerba Gdańsk / Polska Dyplom inżyniera uzyskał w 1952 roku, cztery lata później dyplom magistra nauk technicznych, a w roku 1963 stopień doktora nauk technicznych na Wydziale Elektrycznym Politechniki Gdańskiej.

W Instytucie Energetyki kierował m.in. utworzonym przez siebie zespołem, który opracował wiele typów układów wzbudzenia i regulatorów napięcia generatorów o mocy od kilkuset kW dla okrętownictwa do 500 MW. W szczytowym okresie generatory sterowane przez te regulatory stanowiły 75% mocy krajowego systemu elektroenergetycznego.

W roku 1972 został przeniesiony służbowo do Instytutu Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu i powołany na stanowisko zastępcy dyrektora do spraw naukowych.

W roku 1977 uzyskał stopień doktora habilitowanego. Objął stanowisko kierownika Zakładu Elektroenergetyki na Wydziale Elektrycznym PG. Wkrótce uzyskał tytuł profesora nadzwyczajnego i dwukrotnie wybrano go dziekanem tego wydziału.

W latach 1987–90 pracował jako visiting-professor na Uniwersytecie Technicznym w Oranie (Algieria).

Po powrocie do kraju zorganizował Katedrę Systemów Elektroenergetycznych na obecnym Wydziale Elektrotechniki i Automatyki. Od 1991 roku jest profesorem zwyczajnym Politechniki Gdańskiej.

W latach 1990–1996 pełnił funkcję prorektora ds. nauki.

Jest autorem lub współautorem ponad 50 patentów, ponad 200 prac naukowych, z których znaczna większość została zastosowana w praktyce.

Koordynacja układów regulacji generatorów i transformatorów elektrociepłowni przemysłowej

KOORDYNACJA UKŁADÓW REGULACJI GENERATORÓW I TRANSFORMATORÓW ELEKTROCIEPŁOWNI PRZEMYSŁOWEJ prof. dr hab. inż. Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

1. WSTĘP Wszystkie krajowe elektrociepłownie współpracują z krajowym systemem elektroenergetycznym, najczęściej są przyłączone do sieci 110 kV. Bloki generator – transformator elektrociepłowni zawodowych są przyłączone do szyn zbiorczych 110 kV, gdyż moc potrzeb własnych jest niewielka w porównaniu z mocą oddawaną do systemu. Moc pobierana do celów technologicznych z elektrociepłowni przemysłowej jest porównywalna z mocą generowaną. Generatory elektrociepłowni przemysłowych (zwykle w liczbie kilku) pracują równolegle, przyłączone do szyn zbiorczych 6 kV. Szyny zbiorcze 6 kV są połączone ze stacją 110 kV za pomocą co najmniej dwóch (zwykle kilku) transformatorów 110/6 kV. Niekiedy są to transformatory trójuzwojeniowe w celu ograniczenia prądów zwarciowych po stronie 6 kV. Przykładowy schemat elektrociepłowni przemysłowej pokazano na rys. 1.

110 kV

RT2

RT1

RT3

6 kV

~

RG1

~

RG2

~

RG3

Rys. 1. Przykład schematu elektrociepłowni przemysłowej

Zgodnie z wymaganiami operatorów sieci, generatory i transformatory są wyposażone w układy regulacji.

Doświadczenia zdobyte przez autora w kilku zakładach przemysłowych upoważniają do stwierdzenia, że układy regulacji generatorów są często nietrafnie nastawiane, a algorytmy działania regulatorów transformatorów 110/6 kV są nieprawidłowe.

W artykule podano propozycję koordynacji algorytmów działania układów regulacji.

2. UKŁADY REGULACJI GENERATORÓW Wszystkie generatory wyposażone są na ogół w układy regulacji napięcia z ogranicznikami prądów oraz kąta mocy. Wszystkie układy regulacji mają układ kompensacji prądowej, niekiedy bardzo uproszczony (zależnie od dostawcy regulatora). W tab. 1 pokazano przykładowo dane regulatorów jednej z elektrociepłowni przemysłowych.

Streszczenie Generatory elektrociepłowni przemysłowych (zwykle w liczbie kilku) pracują równolegle, przyłączone do szyn zbiorczych 6 kV. Szyny zbiorcze 6 kV są połączone ze stacją 110 kV za pomocą co najmniej dwóch (zwykle kilku) transformatorów 110/6 kV. Układy regulacji generatorów są często nietrafnie nastawiane, a algorytmy działania regulatorów transfor-

matorów 110/6 kV są nieprawidłowe, uniemożliwiając współpracę układów regulacji elektrociepłowni.

W artykule podano propozycję koordynacji algorytmów działania układów regulacji.

51

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

52

Tab. 1. Układy regulacji generatorów Lp.

Symbol

Sn

Pn

RN-rodzaj

LPS

LPW

LKM

PSS

Zk

1

TG1

38,8

33

Cyfrowy

TAK

TAK

TAK

TAK

Rk+jXk

2

TG2

56,7

51

Cyfrowy

NIE

TAK

TAK

3

TG3

40,0

32

Cyfrowy

NIE

TAK

TAK

Xk

Rk

TAK

TAK

NIE

TAK

NIE

NIE

TAK

NIE

Sn, Pn – znamionowa moc pozorna i czynna RN – regulator generatora LPS, LPW, LKM – ograniczniki prądu stojana, wirnika oraz kąta mocy PSS – stabilizator systemowy Zk – impedancja kompensacji prądowej Zk = Rk + jXk Układ kompensacji prądowej uzależnia wartość utrzymywanego napięcia od wartości obciążenia (głównie mocą bierną) i umożliwia stabilny rozdział mocy biernej pomiędzy współpracujące generatory, nawet w przypadku współpracy na połączone bezpośrednio (bez dławików) sekcje szyn zbiorczych. Jak pokazano w tab. 1, TG1 – ma pełny układ kompensacji prądowej, TG2 i TG4 mają tylko uzależnienie od mocy biernej (część Xk). TG1 ma wszystkie ograniczniki. TG2 i TG4 nie mają ograniczników prądu stojana.

Aktualne nastawienia ograniczników kąta mocy (poboru mocy biernej): Q ≥ 0 wszystkich generatorów są nieprawidłowe, gdyż nie wykorzystują możliwości poboru mocy biernej przez generatory.

Nastawienia kompensacji prądowej są wzajemnie nieskoordynowane, co wynika z działania różnych ekip uruchamiających generatory w odstępach kilkuletnich. Podobny stan stwierdzono w wielu elektrociepłowniach przemysłowych.

Aktualne wykorzystanie układów regulacji Personel nastawni, korygując zadajnikami napięcia wartości zadane napięcia generatorów, ma możliwość sterowania prawidłowym – w przybliżeniu proporcjonalnym do znamionowej mocy pozornej – rozdziałem mocy biernej. Przy korygującej współpracy personelu nastawni układy regulacji spełniają zadania: • utrzymania zadanej, ustalonej tradycyjnie, wartości napięcia na szynach 6 kV • zapewnienia w przybliżeniu prawidłowego rozdziału mocy biernej pomiędzy współpracujące generatory.

Dla prawidłowego spełniania drugiego zadania, jednak bez ciągłej interwencji obsługi nastawni, niezbędne jest jednakowe – w jednostkach względnych – nastawienie kompensacji prądowej regulatorów wszystkich generatorów.

Prawidłowe charakterystyki Q-U układów regulacji generatorów zapewniające proporcjonalny lub zadany rozdział mocy biernej pomiędzy generatory Współczesne regulatory generatorów – w zakresie zadania regulacji napięcia – mają charakterystyki U = f(Q): • Bez kompensacji prądowej Ug ≈ Ugz z bardzo niewielkim nachyleniem, wynikającym ze skończonej wartości wzmocnienia w pętli otwartej obwodu regulacji napięcia.

• Z kompensacją prądową wprowadzającą wirtualną impedancję zastępczą1 generatora z regulatorem.

Jeżeli generatory nie pracują równolegle przyłączone do tego samego systemu szyn albo ich szyny zbiorcze są zawsze rozdzielone dławikiem , to mogą pracować przy kompensacji prądowej nastawionej na 0 (zero).

Jeżeli generatory pracują równolegle przyłączone do tego samego systemu szyn albo ich szyny zbiorcze nie są zawsze rozdzielone dławikiem, to mogą być zastosowane dwa rozwiązania: 1. Przy założeniu, że dokładność regulatorów cyfrowych jest bardzo wysoka, a ww. nachylenie charakterystyki bez kompensacji prądowej jest wystarczające, należy nastawić kompensację prądową na 0 (zero) i obserwować rozdział mocy biernej pomiędzy generatory bez udziału obsługi nastawni. Jeżeli,

1 Niektórzy dostawcy regulatorów oferują tylko uproszczoną kompensację prądową, wprowadzającą jedynie wirtualną reaktancję.

Koordynacja układów regulacji generatorów i transformatorów elektrociepłowni przemysłowej

przy zmianach obciążenia, rozdział mocy biernej jest w przybliżeniu proporcjonalny do mocy pozornej generatorów, należy przyjąć rozwiązanie 1. Jeżeli nie – należy przyjąć rozwiązanie 2.

2. Nastawić kompensację prądową, np. na wartość Xk = 0,02 (2%) i obserwować rozdział mocy biernej pomiędzy generatory bez udziału obsługi nastawni. Jeżeli, przy zmianach obciążenia, rozdział mocy biernej jest w przybliżeniu proporcjonalny do mocy pozornej generatorów, należy przyjąć to rozwiązanie. Pomimo dużej dokładności regulatorów cyfrowych uchyby niesystematyczne przekładników napięciowych mogą powodować konieczność zastosowania tego rozwiązania.

Z powodu braku lub niejasności informacji o wartości rzeczywistego wzmocnienia w pętli otwartej układu regulacji, konieczne jest eksperymentalne postępowanie wg punktu 1 lub 2.

W mało prawdopodobnym przypadku, jeżeli przy wartości Xk = 0,02 rozdział mocy biernej nie jest w przybliżeniu proporcjonalny do mocy pozornej generatorów, należy zwiększyć wartość Xk do Xk = 0,03.

Podany wyżej sposób nastawienia regulatorów generatorów powinien zapewnić utrzymanie napięcia na szynach zbiorczych z dużą dokładnością bez ingerencji obsługi i regulatorów transformatorów.

3. UKŁADY REGULACJI TRANSFORMATORÓW Stan obecny Zwykle wszystkie transformatory są wyposażone w regulatory napięcia sterujące przełącznikami zaczepów.

Stosowane są regulatory różnych producentów, jednak z zasady taki regulator, zgodnie z dokumentacją jednego z producentów, „przeznaczony jest do automatycznej regulacji napięcia strony niższej lub numeru zaczepu (przekładni) transformatora”.

Regulatory tego typu są przeznaczone do transformatorów 110/15 kV, usytuowanych w stacjach zasilających sieć rozdzielczą 15 kV, tzw. GPZ. Regulatory nie mają elementów zapewniających wzajemną koordynację działania przy pracy równoległej transformatorów. Algorytmy działania tych regulatorów uniemożliwiają współpracę z układami regulacji generatorów po stronie 6 kV. W elektrociepłowniach przemysłowych takie regulatory transformatorów są zawsze wyłączone. Stan taki jest prawidłowy, gdyż – prawdopodobnie z powodu błędnej dokumentacji projektowej – zastosowano regulatory napięcia transformatorów o nieodpowiednich algorytmach działania. Zastosowano regulatory o algorytmach działania „regulacja napięcia”, odpowiednich np. dla transformatorów 110/15 kV, zasilających sieci rozdzielcze średniego napięcia. Prawdopodobnie projektant zaprojektował „transformator z regulatorem” bez analizy specyfiki trzech transformatorów sprzęgających sieć 6 kV elektrociepłowni z siecią 110 kV. Aktualnie przełączniki zaczepów transformatorów w elektrociepłowniach przemysłowych są sterowane ręcznie przez personel nastawni, kontrolujący odpowiednią wymianę mocy biernej z siecią 110 kV i prawidłowy rozdział mocy biernej pomiędzy współpracującymi transformatorami.

Prawidłowe charakterystyki Q-U układów regulacji transformatorów 110/6 kV, zapewniające proporcjonalny lub zadany rozdział mocy biernej pomiędzy transformatory i prawidłową współpracę z układami regulacji generatorów Założenia Regulatory transformatorów powinny sterować przełącznikami zaczepów wszystkich transformatorów 110/6 kV bez ciągłej ingerencji personelu nastawni. Algorytm działania powinien zapewniać: • Prawidłową współpracę transformatorów z rozdziałem mocy biernej w przybliżeniu proporcjonalnym do mocy znamionowej odpowiednich uzwojeń transformatorów • Utrzymanie wymiany mocy biernej z siecią 110 kV o średniej wartości minimalizującej opłaty taryfowe za wskazania liczników kvarh • Nieprzekraczanie dopuszczalnej częstości przełączeń przełącznika zaczepów.

W stanach normalnych zadanie utrzymania zadanej wartości napięcia na szynach 6 kV realizują układy regulacji generatorów.

53

54

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

Charakterystyki regulatorów transformatorów Regulatory transformatorów 110/6 kV powinny mieć charakterystyki zapewniające: • Utrzymywanie zadanej wartości mocy biernej w przedziale Qtrn,QtrM, jeżeli napięcie po stronie 6 kV mieści się w przedziale Utrn,UtrM • Przejęcie zadania utrzymywania napięcia po stronie 6 kV po wyczerpaniu się możliwości generatorów • Założony, proporcjonalny do mocy znamionowej odpowiednich uzwojeń transformatorów, rozdział mocy biernej. Regulatory, oferowane przez lepszych dostawców, mają człony zapewniające taką współpracę.

Proponowaną charakterystykę regulatorów transformatorów pokazano na rys. 2.

Strefy nieczułości i zwłoki czasowe Strefy nieczułości, niezależne dla zmiennych U i Q, powinny zapewniać stabilną pracę układu regulacji na granicach obszaru „O” na rys. 2.

Zwłoki czasowe • Dla zmiennej Q, powinny zapewniać nieprzekraczanie dopuszczalnej częstości działania przełączników zaczepów • Dla zmiennej U, powinny zapewniać możliwie szybkie sterowanie przełączników zaczepów. Potrzeba działania, w celu utrzymania bezpiecznej dla zakładu wartości napięcia, występuje rzadko i szybkie przełączenia nie spowodują znaczącego wzrostu liczby przełączeń. Oczywisty jest priorytet zapewnienia odpowiedniej jakości energii elektrycznej, warunkującej ciągłość pracy zakładu.

Utr

-

0

+ +

+

UtrzM

-

Utrzm

+

Qtr Qmtr

QMtr

Rys. 2. Charakterystyka transformatora z regulatorem

Qtr – moc bierna transformatora, pobierana z sieci 110 kV Utr – napięcie transformatora Utrzm, UtrzM – wartość zadana dolna i górna napięcia transformatora QMtr – ograniczenie poboru mocy biernej z sieci Qmtr – ograniczenie oddawania mocy biernej do sieci – obszar niedziałania regulatorów transformatorów + – podwyższanie napięcia po stronie 6 kV - – obniżanie napięcia po stronie 6 kV 0 – brak przełączeń przekładni.

4. WYTYCZNE ZMIAN NASTAWIEŃ ORAZ ZMIAN ALGORYTMÓW DZIAŁANIA UKŁADÓW REGULACJI GENERATORÓW ELEKTROCIEPŁOWNI I TRANSFORMATORÓW 110/6 KV Założenia Układy regulacji generatorów elektrociepłowni i transformatorów 110/6 kV powinny, współpracując ze sobą, zapewniać: • Utrzymanie wartości napięć w przedziale gwarantującym prawidłowe działanie wszystkich odbiorników związanych z procesem technologicznym zakładu

Koordynacja układów regulacji generatorów i transformatorów elektrociepłowni przemysłowej

• Ograniczenie poboru mocy biernej z sieci 110 kV do wartości zapewniającej minimalizację kosztów zakupu energii elektrycznej z sieci 110 kV • Możliwość wykorzystania całego obszaru dopuszczalnych stanów generatorów, z uwzględnieniem wszystkich ograniczeń (prąd stojana, prąd wirnika, kąt mocy, temperatura skrajnych pakietów stojana) • Prawidłowy (w przybliżeniu proporcjonalny) rozdział mocy biernej pomiędzy współpracujące generatory • Prawidłowy (w przybliżeniu proporcjonalny) rozdział mocy biernej pomiędzy współpracujące transformatory • Nie dopuszczać do przekroczenia dopuszczalnej częstości działania przełączników transformatorów.

Charakterystyki generatorów W nowoczesnych regulatorach generatorów istotnymi członami są: Ig = IP + jIQ

Zk = Rk + jXk

Ugz0

Ug Rys. 3. Schemat zastępczy generatora z regulatorem z Zk

• Układ kompensacji prądowej, zapewniający w obszarze dopuszczalnych stanów schemat zastępczy w stanach ustalonych, pokazany na rys. 3.

Ugz0 – wartość zadana napięcia generatora przy biegu jałowym Ug – napięcie generatora Zk = Rk + jXk – impedancja kompensacji prądowej.

Impedancja kompensacji prądowej Zk = Rk + jX , o wartości nastawialnej w czterech ćwiartkach płaszczyzny zespolonej, pozwala na wprowadzenie do regulatora wirtualnego pomiaru napięcia i niemal dowolne kształtowanie schematu zastępczego (w stanie ustalonym) w schemacie podsystemu elektroenergetycznego elektrociepłowni.

• Ogranicznik prądu stojana, zapewniający spełnienie warunku nieprzekraczania dopuszczalnej wartości prądu stojana • Ogranicznik prądu wirnika, zapewniający spełnienie warunku nieprzekraczania dopuszczalnej wartości prądu wirnika • Ogranicznik kąta mocy (poboru mocy biernej), zapewniający stabilną współpracę z systemem i – niekiedy – nieprzegrzewanie skrajnych części rdzenia stojana.

Ug δMax

Ugz0 IMax

Qg

Rys. 4. Charakterystyka generatora z regulatorem

Qg – moc bierna generatora Ug – napięcie generatora Ugz0 – wartość zadana napięcia przy biegu jałowym IMax – ograniczenie prądu stojana lub wirnika δMax – ograniczenie kąta mocy

Charakterystyka generatora – na płaszczyźnie Q, U – z układem regulacji zawierającym wyżej omówione człony, pokazuje zależność U = f(Q) z ograniczeniami wprowadzonymi przez ograniczniki, rys. 4.

55

Zbigniew Szczerba / Politechnika Gdańska

56

Połączenie charakterystyk generatorów i transformatorów Po nałożeniu się charakterystyk układów regulacji generatorów i transformatorów, realizujących opisane wyżej algorytmy, otrzymuje się wypadkową charakterystykę, pokazaną na rys. 5.

Działanie’ reg. tr. reg. tr.

Działanie

δMax

Ugz0

Ug

UtrzM

reg. gen.

Utrzm

Działanie’ reg. tr. reg. tr.

IMax

0 ����������� Zakres Qg

Qg, Qtr, QΣ

Rys. 5. Połączona charakterystyka generatorów i transformatorów

Qg, Qtr, QΣ – moc bierna generatorów, transformatorów, łączna Ug – napięcie na szynach 6 kV Ugz0 – wartość zadana napięcia przy biegu jałowym IMax – ograniczenie prądów stojana lub wirnika δMax – ograniczenie kątów mocy UtrzM – wartość zadana najwyższego napięcia transformatorów po stronie 6 kV Utrzm – wartość zadana najniższego napięcia transformatorów po stronie 6 kV – wypadkowa charakterystyka generatorów i transformatorów – rozmyta część wypadkowej charakterystyki – obszar niedziałania regulatorów transformatorów.

5. OPIS WSPÓŁDZIAŁANIA UKŁADÓW REGULACJI GENERATORÓW I TRANSFORMATORÓW Stany normalne W stanach normalnych regulatory generatorów i transformatorów pracują autonomicznie.

Regulatory generatorów, z wartościami zadanymi napięcia korygowanymi sporadycznie przez personel nastawni, zapewniają prawidłowy rozdział mocy biernej pomiędzy współpracujące generatory.

Regulatory generatorów utrzymują zadaną wartość napięcia na szynach 6 kV (rys. 4 i 5) w pełnym przedziale generacji lub poboru mocy biernej od ograniczenia kątów mocy do ograniczenia prądów (wewnątrz obszaru dopuszczalnych stanów).

Regulatory transformatorów utrzymują pobór mocy biernej (rys. 2 i 5) w granicach zapewniających uniknięcie opłat za wskazania liczników kvarh (tzw. energię bierną).

Stany nienormalne Po osiągnięciu granic obszaru dopuszczalnych stanów regulatory generatorów nie są w stanie utrzymać zadanej wartości napięcia na szynach 6 kV (rys. 3 i 5) z powodu działania ograniczników kątów mocy lub ograniczników prądów.

Po wyczerpaniu możliwości utrzymania zadanej wartości napięcia przez generatory utrzymanie zadanej wartości napięcia przejmują regulatory transformatorów (rys. 2 i 5).

Stany awaryjne W stanach awaryjnych, takich jak zwarcia w sieci 110 kV i 6 kV, krótkotrwałe zapady napięcia itp., układy regulacji transformatorów nie powinny działać. Układy regulacji generatorów powinny reagować szybko, zgodnie z aktualnymi charakterystykami, w celu podtrzymania stabilności współpracy elektrociepłowni z systemem elektroenergetycznym i zapewnienia prawidłowego działania zabezpieczeń elektroenergetycznych.

Koordynacja układów regulacji generatorów i transformatorów elektrociepłowni przemysłowej

6. PROPOZYCJA KONCEPCJI NADRZĘDNEGO UKŁADU KOORDYNUJĄCEGO WSPÓŁPRACĘ WSZYSTKICH REGULATORÓW GENERATORÓW ELEKTROCIEPŁOWNI I TRANSFORMATORÓW 110/6 KV Zapotrzebowanie lokalne na moc bierną jest pokrywane z następujących źródeł: • Generatory elektrociepłowni • Sieć 110 kV (przez transformatory 110/15 kV) • Baterie kondensatorów w sieci 6 kV. Podany wyżej dobór charakterystyk i nastawień układów regulacji generatorów i transformatorów 110/6 kV zapewnia prawidłową wartość napięcia na szynach 6 kV i prawidłową wartość pobieranej mocy biernej z sieci 110 kV. Sterowanie baterii kondensatorów odbywa się ręcznie z nastawni elektrociepłowni.

Możliwe jest opracowanie algorytmu sterowania układu nadrzędnego, obejmującego wszystkie wymienione źródła, jednak algorytm ten powinien być oparty na analizie techniczno-ekonomicznej: • Optymalnej wartości napięcia na szynach 6 kV, uwzględniającej spadki napięcia w relacji szyny 6 kV – odbiorniki • Optymalnego wykorzystania baterii kondensatorów • Optymalnego, a nie tylko dla uniknięcia opłat, wykorzystania wymiany mocy biernej z siecią 110 kV • Właściwego doboru nastawień przekładni transformatorów 6/0, 4 kV. Wyżej wymieniony algorytm może być ujęty w instrukcji obsługi nastawni (do realizacji przez personel dyżurny) albo zaimplantowany w nadrzędnym układzie automatyki.

W kraju stosuje się takie układy w węzłach wytwórczych, skrót RGWW (Regulacja Grupowa Węzła Wytwórczego). Dostawcy krajowi oferują takie układy realizujące algorytmy wymagane przez zamawiających.

7. PODSUMOWANIE I WNIOSKI Regulatory generatorów Na ogół obecne regulatory generatorów, opisane wyżej, nie wymagają wymiany. Przez odpowiednie nastawienia regulatory te będą realizowały algorytmy opisane wyżej i prawidłowo współpracowały z nowymi regulatorami transformatorów.

Regulatory transformatorów Obecnie stosowane regulatory przeznaczone są „do automatycznej regulacji napięcia strony niższej lub numeru zaczepu (przekładni) transformatora”. Zwykle regulatory te nie mają elementów zapewniających wzajemną koordynację działania przy pracy równoległej transformatorów. Algorytmy działania tych regulatorów uniemożliwiają współpracę z układami regulacji generatorów.

Regulatory te powinny być zastąpione przez regulatory realizujące algorytm podany w artykule.

Regulatory transformatorów, oferowane obecnie na krajowym rynku, są przeznaczone tylko do regulacji napięcia. Żaden regulator nie realizuje postulowanego algorytmu.

Dostawcy krajowi powinni oferować regulatory realizujące postulowany algorytm regulacji mocy biernej – w określonym przedziale wartości napięcia 6 kV – i regulacji napięcia na granicach tego przedziału.

Nadrzędny układ regulacji Decyzja o zastosowaniu nadrzędnego układu RGWW (Regulacja Grupowa Węzła Wytwórczego) w konkretnej elektrociepłowni powinna być podjęta po opracowaniu analizy techniczno-ekonomicznej, uwzględniającej korzyści z optymalizacji poziomów napięcia i gospodarki mocą bierną w całym zakładzie, łącznie z elektrociepłownią.

Dostawcy krajowi oferują takie układy realizujące algorytmy wymagane przez zamawiających.

BIBLIOGRAFIA 1. Prace Katedry Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej wykonane w ramach projektu badawczego „Bezpieczeństwo Elektroenergetyczne Kraju” 2009.

2. Hellmann W., Szczerba Z., Regulacja Częstotliwości i Napięcia w Systemie Elektroenergetycznym, WNT 1978.

3. Machowski J. i inni, Power System Dynamics – Stability and Control. J. Wiley 2008.

4. Szczerba Z. i inni, Poradnik Inżyniera Elektryka, rozdział 7, Systemy Elektroenergetyczne, WNT 2005.

57

58

Artur Wilczyński / Politechnika Wrocławska

Autorzy / Biografie

Artur Wilczyński Wrocław / Polska Studia ukończył na Wydziale Elektrycznym Politechniki Wrocławskiej (1971). Stopień doktora uzyskał w Instytucie Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej (1977), zaś dr. hab. nauk ekonomicznych został na Wydziale Zarządzania i Informatyki Akademii Ekonomicznej we Wrocławiu (1991).

W latach 1998–1999 pełnił funkcję p.o. kierownika Zakładu Sieci i Systemów Elektroenergetycznych Instytutu Energoelektryki PWr, a od 2005 roku funkcję kierownika tego zakładu. Jednocześnie w latach 1993–2001 był zatrudniony na etacie profesora w Instytucie Automatyki Systemów Energetycznych we Wrocławiu, gdzie pełnił funkcję kierownika Pracowni Ekonomiki, Taryfikacji oraz Prognoz w Elektroenergetyce.

W roku 2007 uzyskał tytuł profesora nauk technicznych. Od roku 2011 jest profesorem zwyczajnym Politechniki Wrocławskiej.

Był współwykonawcą wielu projektów badawczych, w tym finansowanych przez KBN, pełniąc w nich najczęściej rolę kierownika projektu.

Jest autorem lub współautorem 140 publikacji i ponad 80 raportów z prac badawczych.

Wpływ czynników ekonomicznych, organizacyjnych oraz prawnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju

WPŁYW CZYNNIKÓW EKONOMICZNYCH, ORGANIZACYJNYCH ORAZ PRAWNYCH NA BEZPIECZEŃSTWO ELEKTROENERGETYCZNE KRAJU prof. dr hab. inż. Artur Wilczyński / Politechnika Wrocławska

1. WPŁYW ŚRODKÓW EKONOMICZNYCH I MECHANIZMÓW RYNKOWYCH NA BEZPIECZEŃSTWO Czynniki ekonomiczne i rynkowe wpływają na wiele obszarów funkcjonalnych zarządzania sektorem elektroenergetycznym, mają jednocześnie istotne znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Niektóre z tych czynników były przedmiotem analiz przeprowadzonych w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2.2006 pt. „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”. Istotniejsze rezultaty pochodzące z tych analiz i wskazania pewnych nieprawidłowości zaprezentowano w niniejszym artykule, zaś ich szersza prezentacja zawarta jest w pracy [18].

1.1. Taryfy energii elektrycznej Taryfy należą do ekonomicznych czynników warunkujących zachowanie bezpieczeństwa energetycznego, rozumianych jako działania rynkowe i regulacyjne, kształtujące zakres i poziom konkurencyjności w sektorze energii. Rozwiązania taryfowe, poprzez mechanizmy rynkowe, wspierają osiąganie pożądanych efektów ekonomicznych i wzrost efektywności wykorzystania energii.

Taryfy za energię elektryczną oraz za przesył mogą skutecznie wpływać na poziom bezpieczeństwa elektroenergetycznego, poprzez właściwą realizację przypisanych im funkcji: • dochodowej – związanej z zapewnieniem odpowiednich przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej, pokrywających koszty własne działalności oraz uzyskanie nadwyżki akumulacyjnej, umożliwiającej sfinansowanie niezbędnych inwestycji w elektroenergetyce • informacyjnej – sprowadzającej się do informowania użytkowników energii elektrycznej o możliwościach substytucyjnych tej energii i o zmianie kosztów dostawy w czasie; poprzez rzetelne emitowanie tych informacji taryfy będą odpowiednio stymulować zachowania odbiorców (w sensie kształtowania poboru energii), co w rezultacie powinno przyczynić się do zwiększenia poziomu bezpieczeństwa elektroenergetycznego; częściej funkcja informacyjna określana jest mianem funkcji stymulacyjnej.

Z przeprowadzonych badań i analiz wynika, że taryfy mogą być skutecznym narzędziem kształtowania zachowań odbiorców. Zakładając nawet relatywnie niedużą elastyczność cenową popytu na energię i moc elektryczną, uzyskaną dzięki odpowiedniej strukturze wewnętrznej taryfy, można uzyskać znaczący wpływ na przebieg obciążenia elektrycznego, a tym samym na obniżenie poboru energii w okresie szczytowym.

Aktualnie obowiązujące taryfy słabo motywują odbiorców do racjonalnego kształtowania krzywej obciążenia, ograniczania szczytowych poborów mocy oraz słabo dyscyplinują ich w zakresie gospodarowania mocą bierną. Na taki stan wpływa wiele czynników, związanych zarówno z kształtowaniem taryf za energię, jak również za jej przesył.

Streszczenie W rozważaniach nad zagadnieniem bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju należy uwzględniać wszystkie podstawowe obszary funkcjonalne tego sektora, a wśród nich zagadnienia pozyskiwania surowców energetycznych, wytwarzania energii elektrycznej, jej przesyłu, dystrybucji oraz użytkowania. Są one bowiem częścią łańcucha technologicznego dostaw energii elektrycznej do użytkowników końcowych. Wśród istotnych czynników wpływających na bezpieczeństwo funkcjonowania sektora elektroenergetycznego można wymienić: ekonomiczne,

organizacyjne i prawne. Były one przedmiotem analiz przeprowadzonych w ramach Projektu Badawczego Zamawianego nr PBZ-MEiN-1/2.2006 pt. „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, realizowanego przez konsorcjum politechnik Gdańskiej, Śląskiej, Warszawskiej i Wrocławskiej, w szczególności dotyczących zadania 7 – pt. „Wpływ czynników ekonomicznych, organizacyjnych i prawnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne”. Artykuł stanowi krótką syntezę rezultatów wymienionych wyżej analiz, wykonanych przez różne ośrodki naukowe kraju.

59

60

Artur Wilczyński / Politechnika Wrocławska

Taryfy za energię Na ograniczoną skuteczność oddziaływania systemu taryfowego wpływają [14]: • mała innowacyjność stosowanych taryf elektrycznych • wadliwa wewnętrzna struktura taryf elektrycznych, przejawiająca się m.in. w niskiej rozpiętości stawek opłat za energię elektryczną, często z tendencją do zmniejszania różnic w poziomach stawek • częste zmiany poziomu stawek opłat za energię elektryczną, w szczególności zaś występujących po sobie podwyżek i obniżek stawek, najczęściej niewynikających z zamiaru kształtowania odpowiedniego poboru energii elektrycznej • brak aktywnego informowania użytkowników energii elektrycznej przez dostawców na temat dostępnych rozwiązań taryfowych i korzyści wynikających z dostosowywania zapotrzebowania na energię elektryczną do sygnałów taryfowych.

Analizie również poddano rozliczenia za energię bierną [1, 15]. Podkreśla się, że stosowanie progresywnych stawek za pobór energii biernej jest dość skutecznym narzędziem stymulującym gospodarkę mocą bierną.

Uzupełnienie takiego sposobu rozliczeń o podejście pozwalające na uwzględnienie niespokojnego poboru energii (testowane już w naszym kraju w praktyce) i poboru zachodzącego w warunkach występowania przebiegów odkształconych może dać w rezultacie narzędzie do bardziej skutecznego oddziaływania na odbiorców, w celu wyeliminowania negatywnych skutków dla pracy systemu elektroenergetycznego.

Taryfy za przesył Zadaniem taryfy przesyłowej, oprócz pokrywania uzasadnionych kosztów działalności przedsiębiorstwa sieciowego, jest właściwa stymulacja zachowań użytkowników sieci elektroenergetycznej, adekwatna do specyfiki i warunków jej pracy, do których zalicza się poziom strat sieciowych, ograniczenia w przesyle i szeroko rozumiane bezpieczeństwo pracy systemu. Stosowane w Polsce taryfy za przesył są dalekie od doskonałości.

Struktura taryf przesyłowych powinna ulec zmianie tak, aby przede wszystkim rzetelnie one emitowały informacje o kosztach dostawy energii elektrycznej.

Proponuje się następujące zmiany [13, 16]: • wydzielenie części opłaty przesyłowej bezpośrednio związanej z przyłączem użytkownika (odbiorcy i wytwórcy) do sieci elektroenergetycznej • partycypację wytwórców w opłacie przesyłowej • wskazane jest odejście od taryfy grupowej na rzecz stosowania taryfy węzłowej (ewentualnie nowej propozycji, jaką jest taryfa warstwowa), pozwalającej prawidłowo odwzorować stan funkcjonowania sieci • postuluje się przeniesienie kosztów opłaty jakościowej do obszaru rynku bilansującego, czyli miejsca, gdzie faktycznie powstają • zaleca się rozwijanie koncepcji „Smart metering”.

1.2. Problem ograniczeń sieciowych Liczba ograniczeń w krajowej sieci przesyłowej jest znaczna, co wynika m.in. z niedostatecznie rozwiniętej sieci przesyłowej. Jednym ze sposobów, który może być wykorzystywany do likwidacji występujących w krajowej sieci przesyłowej ograniczeń, są rozliczenia za dostawę energii elektrycznej [17].

W celu likwidacji ograniczeń rekomenduje się m.in.: • zastosowanie taryf przesyłowych pozwalających stymulować odpowiednie zachowania użytkowników sieci • stosowanie metod wykorzystujących rozpływy mocy (np. metody śledzenia rozpływów i metody przyrostowej) podczas kalkulacji taryfy przesyłowej • proponuje się zastosowanie metody skoordynowanego powtórnego rozpływu międzyobszarowego, co pozwala na maksymalne wykorzystanie dostępnych środków (źródeł wytwórczych, uczestników rynku) w celu zminimalizowania kosztu likwidowania ograniczeń przesyłowych na połączeniach międzysystemowych • unikanie długookresowej rezerwacji zdolności przesyłowych, prowadzącej często do eliminowania innych uczestników rynku.

Wpływ czynników ekonomicznych, organizacyjnych oraz prawnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju

1.3. Rozwiązania rynkowe Ocenie poddano rozwiązania rynku z punktu widzenia zapewnienia warunków efektywności ekonomicznej i wymagań dotyczących bezpieczeństwa elektroenergetycznego [5]. Analizowano tzw. rynkowy wymiar bezpieczeństwa energetycznego, rozumiany jako całokształt działań prawnych, technicznych i ekonomicznych, które powinny stworzyć warunki dla bezpieczeństwa krótko-, średnio- i długoterminowego. Wśród tych warunków wymienia się, jako niezmiernie ważne, zapewnienie konkurencyjności, która oznacza stworzenie dla uczestników rynku energii takich samych możliwości działań. Wiąże się to z zapewnieniem przejrzystości cen i kosztów oraz odpowiednimi systemami prawno-ekonomicznymi. Niezmiernie ważny jest monitoring sytuacji rynkowej, stanowiący ocenę funkcjonowania rynku energii. W pracach [11, 12] wskazano na występujące niedostatki obecnych rozwiązań rynkowych, zwrócono uwagę na przyczyny braku efektywności ekonomicznej i niemożność uzyskania efektywnych warunków bezpieczeństwa energetycznego, bez dokonania gruntownej zmiany obecnych mechanizmów rynkowych i regulacyjnych. Z punktu widzenia warunków bezpieczeństwa energetycznego szczególnie ważnym ogniwem jest rynek bilansujący RB. Stwierdzono, że obecnie na świecie nie zostało jeszcze opracowane kompleksowe rozwiązanie teoretyczne pełnego modelu rynku energii elektrycznej, uwzględniające wszystkie zasadnicze wymagania (efektywności ekonomicznej, bezpieczeństwa, ekologii, ograniczeń systemowych, wymagań czasu rzeczywistego itp.). Podkreślono jednak, że w najbliższych latach możliwe będzie opracowanie takich rozwiązań kompleksowych w zakresie efektywnego mechanizmu bilansowania, które będą uwzględniać wymagania bezpieczeństwa i wielotowarowego charakteru rynku energii elektrycznej.

Zaleca się prowadzenie prac nad całościowym projektem proefektywnościowego, wielotowarowego modelu rynku energii elektrycznej. W szczególności należy opracować przyszłościową koncepcję mechanizmu Rynku Bilansującego. Budowa efektywnego rynku energii wymaga klarownych zapisów prawa energetycznego, które umożliwią ewolucyjne wprowadzanie proefektywnościowych mechanizmów rynkowych, poprawiających również warunki bezpieczeństwa.

Wskazuje się na celowość kontynuacji badań w zakresie: • zmiany modelu i architektury rynku energii elektrycznej – przejście od modelu rynku energii do modelu rynku energii i zdolności wytwórczych/przesyłowych, lepiej stymulującego inwestycje w sektorze • wpływu technologii informatycznych i komunikacyjnych – integrujących dotychczasowe rozwiązania techniczne z najnowszymi tendencjami.

2. WPŁYW ŚRODKÓW ORGANIZACYJNYCH NA BEZPIECZEŃSTWO Organizacja elektroenergetyki System elektroenergetyczny jest zbiorem ściśle ze sobą powiązanych obiektów technicznych, systemów organizacyjnych i zespołów ludzkich, funkcjonujących obecnie w warunkach rozwijania mechanizmów rynkowych. W celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania tego systemu niezwykle istotne jest współdziałanie poszczególnych podmiotów, co w znacznym stopniu jest wynikiem czynnika organizacyjnego. Badano wpływ różnych środków organizacyjnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne, w tym [7]: • wpływ obecnego stanu środków organizacyjnych • podział uprawnień i odpowiedzialności różnych podmiotów • wpływ obecnych rozwiązań organizacji rynku energii elektrycznej • relacje pomiędzy podmiotami działającymi na rynku energii • wpływ umów na dostawę energii i usług towarzyszących tej dostawie • wpływ szkoleń i ćwiczeń symulujących różne awarie.

Rezultatem analiz są wnioski na temat statusu organizacyjnego poszczególnych uczestników rynku energii, podziału obowiązków i kompetencji oraz działań mających wzmocnić bezpieczeństwo elektroenergetyczne.

Przekształcenia w elektroenergetyce Organizacja sektora elektroenergetycznego od wielu już lat ulega zmianom. Celem reform miała być poprawa efektywności funkcjonowania krajowej elektroenergetyki. Jednak, jak podkreślają autorzy [6], kolejne etapy przekształceń nie najlepiej wpłynęły na poprawę tej efektywności, a pośrednio na bezpieczeństwo elektroenergetyczne naszego kraju.

61

62

Artur Wilczyński / Politechnika Wrocławska

W procesie konsolidacji sektora elektroenergetycznego nie wypracowano mechanizmów ograniczających ryzyka, jakie wynikają z utworzenia grup kapitałowych. Do takiego stanu przyczynił się brak stosownych przepisów ułatwiających przedsiębiorstwom energetycznym przeprowadzanie inwestycji w infrastrukturę elektroenergetyczną oraz przepisów zapewniających możliwość skutecznej regulacji rynku energii przez prezesa URE. Od ministra gospodarki oczekuje się uzgodnienia z właściwymi organami administracji oraz z władzami podmiotów zarządzających infrastrukturą elektroenergetyczną opracowania zasad reagowania w sytuacjach zagrożenia dla bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Powinno to dotyczyć m.in. zasad monitoringu i koordynacji podejmowanych działań w sytuacjach kryzysowych. Należy także zapewnić faktyczną niezależność operatorów systemów, działających w strukturach tych grup.

W pracy [10] nakreślono trzy najważniejsze kierunki takich zmian: • zapoczątkowanie przenoszenia regulacji z końca (z odbiorcy) na początek (na inwestora), w tym szybkie wzmocnienie sygnałów lokalizacyjnych, np. w postaci cen węzłowych; jest to sposób na wykreowanie segmentu niezależnych inwestorów, otwartych na konkurencję • wprowadzenie kosztów referencyjnych, uwzględniających koszty zewnętrzne środowiska (w produkcji energii elektrycznej i ciepła), a także potencjalne koszty sieciowe osierocone i nadmiernego zatrudnienia; jest to sposób na częściowe przynajmniej zablokowanie subsydiowania skrośnego pomiędzy technologiami energetycznymi/elektroenergetycznymi w skonsolidowanych grupach i uniknięcie nowych kosztów osieroconych • modernizacja regulacji w obszarze działania operatorów dystrybucyjnych (w strefie intensywnego rozwoju rozproszonej energetyki odnawialnej i kreowania nowych usług systemowych) oraz wydzielenie operatorów dystrybucyjnych ze skonsolidowanych grup energetycznych; jest to sposób na wykreowanie segmentu rozproszonej, innowacyjnej energetyki odnawialnej i włączenie się w unijną strategię energetyczną.

Kształcenie personelu Wprowadzanie nowych technologii w sektorze energetycznym, w tym wykorzystujących energię jądrową, wymaga kształcenia personelu, zarówno na poziomie wyższym, jak i średnim [10].

Istnieje potrzeba przeprowadzania szkoleń na symulatorach, które wpływają na: • umiejętność podejmowania optymalnych decyzji dotyczących personalnej odpowiedzialności za bezpieczeństwo energetyczne • zdolność do aktywnego i odpowiednio szybkiego działania w sytuacjach występowania zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego.

3. WPŁYW ŚRODKÓW LEGISLACYJNYCH NA BEZPIECZEŃSTWO Przeprowadzona w ramach projektu badawczego analiza wskazała, że bez dokonania wielu istotnych zmian w istniejących uregulowaniach prawnych, na różnych poziomach, nie można oczekiwać pełnej i skutecznej realizacji przez organy administracji rządowej i samorządowej oraz przedsiębiorstwa energetyczne, prowadzące koncesjonowaną działalność gospodarczą, działań zapewniających bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Zmiany te odnoszą się do trzech obszarów uregulowań prawnych [2, 9].

Pierwszy dotyczy propozycji zmian legislacyjnych w aktach wyższego rzędu, głównie w ustawie PE oraz w aktach wykonawczych do niej.

Drugi obszar obejmuje propozycje nowych procedur i regulaminów dla operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Propozycje zmian odnoszą się do: Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) operatora systemu przesyłowego oraz Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (IRiESD) operatorów systemów dystrybucyjnych oraz regulaminów i procedur operatorów systemów dotyczących eksploatacji i obsługi urządzeń elektroenergetycznych.

Trzeci obszar obejmuje propozycje zasad współpracy OSP, OSD i właścicieli źródeł rozproszonych. W tym obszarze propozycje rozwiązań odnoszą się do takich zagadnień, jak: wymagania w zakresie układów automatyki, telemechaniki i zabezpieczeń dla uruchamianych źródeł generacji rozproszonej; współpracy układów zabezpieczeniowych źródeł generacji rozproszonej i sieci elektroenergetycznej; zachowania obiektów generacji rozproszonej w różnych stanach awaryjnych i monitorowania obiektów generacji rozproszonej.

Wpływ czynników ekonomicznych, organizacyjnych oraz prawnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju

Zapewnienie bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju wymaga współdziałania i podziału odpowiedzialności pomiędzy organy władzy publicznej, przedsiębiorstwa energetyczne oraz użytkowników systemu w zakresie zaopatrzenia w paliwa i energię. Zwiększenie spójności i efektywności rozwiązań prawnych w obszarze bezpieczeństwa wymaga rozwiązań polegających na ukształtowaniu podmiotowego układu odpowiednich kompetencji ministerialnych. Obejmować on powinien kompetencje wielu ministerstw. Należy tworzyć spójne regulacje prawne o wysokiej jakości, dotyczące bezpieczeństwa elektroenergetycznego, opartego na dwóch filarach: elektroenergetyce wielkoskalowej i OSP oraz energetyce rozproszonej oraz OSD. Wiele propozycji zmian dotyczy kompetencji różnych podmiotów biorących udział w stanach awaryjnych oraz w restytucji SEE [3, 4].

Większość zmian zaproponowanych w ustawie Prawo energetyczne została uwzględniona w ostatniej nowelizacji ustawy obowiązującej od 11 marca 2010. Wprowadzony został podział kompetencji i nałożona odpowiedzialność za zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej na wszystkich istotnych użytkowników systemu elektroenergetycznego i organy administracji publicznej. Wskazano OSP jako najważniejszy podmiot w obszarze bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ponadto nowelizacja umożliwia operatorom systemów podejmowanie skutecznych i efektywnych działań w sytuacji wystąpienia niedoborów mocy w systemie. Te zmiany w ustawie Prawo energetyczne wprawdzie znacznie poprawiły rozwiązania prawne w obszarze bezpieczeństwa elektroenergetycznego, jednak nie wyczerpały wszystkich niezbędnych zmian.

Na podkreślenie zasługuje fakt występowania różnych ryzyk, wiążących się z polityką energetyczną i klimatyczną Unii Europejskiej i tak [8]: • wdrożenie w Polsce pakietu energetyczno-klimatycznego, zgodnie z propozycją KE z 23 stycznia 2008, spowoduje wiele negatywnych skutków dla systemu energetycznego, gospodarki krajowej i sytuacji bytowej gospodarstw domowych • efekty redukcji emisji CO2, jako wynik wdrożenia nowej polityki unijnej, są bardzo kosztochłonne, w stopniu znacząco wyższych od przewidywanych dla systemu EU ETS cen uprawnień emisyjnych po roku 2013.

4. PODSUMOWANIE Autorzy prac przeprowadzonych w ramach projektu badawczego zamawianego PBZ-MEiN-1/2.2006 pt. „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju” wskazali na różnorodne zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, a także zalecenia mające na celu ich eliminację. Niektóre z tych zaleceń, na przykład związane z propozycją odpowiedniego kształtowania taryf, mogą być wdrażane natychmiast lub też po nowelizacji odpowiednich aktów legislacyjnych. Inną grupę stanowią zalecenia dotyczące działań organizacyjnych, regulujących relacje pomiędzy różnymi podmiotami rynku energii, procedur postępowania na wypadek zagrożeń awarią systemową, związanych z restytucją po takiej awarii, koncepcją zmian rozwiązań rynkowych, które wymagają dokonania zmian zapisów legislacyjnych w różnego rodzaju aktach – ustawach bądź aktach niższego rzędu.

Jeszcze inna grupa działań dotyczy eliminacji ryzyk wynikających z aktów legislacyjnych Unii Europejskiej, te zaś wymagają zaangażowania polityków najwyższej rangi, przedstawicieli organów administracji państwowej, eurodeputowanych.

Wnioski i zalecenia sformułowane przez autorów opracowań mają charakter czasem ogólny, zaś najczęściej są to bardzo szczegółowe wskazania. Mogą one być niewątpliwie brane pod uwagę w celu podjęcia działań dotyczących poprawy bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w kraju, a zagrożeń przedstawionych w pracach badawczych jest bardzo wiele.

Sytuacja w otoczeniu polskiej elektroenergetyki ulega permanentnym zmianom, a dotyczy to zarówno makro-, jak i mikrootoczenia. Zmiany te powodują niejednokrotnie wzrost ryzyka dla bezpieczeństwa elektroenergetycznego kraju, zatem nie należy traktować przeprowadzonych w ramach projektu badawczego badań jako procesu zamkniętego. Może nie aż w tak obszernym zakresie, ale muszą one być prowadzone w sposób ciągły, a prezentowane w nich wnioski i zalecenia powinny znaleźć zastosowanie w praktyce.

63

64

Artur Wilczyński / Politechnika Wrocławska

BIBLIOGRAFIA 1. Bućko P., Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2007, punkt 7.1.3D. 2. Dołęga W., Analiza propozycji legislacyjnych o różnych poziomach wymuszających odpowiedzialność za bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Raport końcowy w zakresie propozycji legislacyjnych, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2010.

3. Grządzielski I., Kielak R., Długiewicz J., Eliasz S., Sroka K., Kuczyński R., Propozycje rozwiązań organizacyjnych zapewniających prawidłowy przebieg restytucji po awarii systemowej, Politechnika Poznańska, Poznań 2009, punkt 7.2.4.

4. Grządzielski I., Andruszkiewicz M., Sroka K., Propozycje legislacyjne o różnych poziomach wymuszające odpowiedzialność za restytucję po totalnej awarii systemowej, Politechnika Poznańska, Poznań 2009, punkt 7.3.4.

5. Kamrat W., Buriak J., Analiza obecnego stanu odpowiedzialności ekonomicznej za bezpieczeństwo, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2007, punkt 7.1.1.C. 6. Kądzielawa A., Kłos A., Propozycje rozwiązań organizacyjnych ustalających usprawnienia i wymuszających odpowiedzialność za bezpieczeństwo pracy SEE. Propozycje rozwiązań organizacyjnych w zakresie relacji międzyoperatorskich.

Wnioski i propozycje działań w zakresie rozwiązań organizacyjnych dla zapewnienia bezpieczeństwa elektroenergetycznego, Politechnika Warszawska, Warszawa 2009, punkt 7.2.3.ABE. 7. Kłos A., Nowakowska E., Pawełkowicz Z., Analiza obecnego stanu wpływu środków organizacyjnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne, Politechnika Warszawska, Warszawa 2008, unkt 7.2.1.

8. Malko J., Identyfikacja czynników ryzyka dotrzymania bezpieczeństwa elektroenergetycznego wynikających z dyrektyw polityki energetycznej UE: analiza ryzyka przyjętej polityki regulacyjnej i fiskalnej (akcyzowej) w obszarze elektroenergetyki, analiza ekonomicznych skutków i ich ryzyk dostosowania krajowej generacji do wymogów ograniczeń emisji związków SO2, NOx, CO2, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2008, punkt 7.3.2.C. 9. Pawlęga A., Opracowanie zasad współpracy, obowiązków i uprawnień OSP, OSD i właściciela źródła rozproszonego, Politechnika Warszawska, Warszawa 2009, punkt 7.2.3.C. 10. Popczyk J., Bartodziej G., Tomaszewski M., Dzierżanowski Ł., Analiza możliwości zastosowania środków organizacyjnych do zapewnienia odpowiedniego bezpieczeństwa, Politechnika Śląska, Gliwice 2008, punkt 7.2.2.

11. Toczyłowski E., Kaleta M., Rogulski M., Żółtowska I., Kacprzak P., Pałka P., Smolira K., Propozycje nowych mechanizmów rynkowych wymuszających poprawę bezpieczeństwa – z uwzględnieniem rynku bilansującego. Propozycje wykorzystania mechanizmów obrotu wielotowarowego pod kątem poprawy bezpieczeństwa, Politechnika Warszawska, Warszawa 2008, punkt 7.1.5.

12. Toczyłowski E., Kaleta M., Pałka P., Smolira K., Żółtowska I., Kacprzak P., Rynek Bilansujący: propozycje rozwiązań zasad funkcjonowania oraz propozycje rozwiązań legislacyjnych w tym zakresie, Politechnika Warszawska, Warszawa 2009, punkt 7.2.3.D. 13. Wilczyński A., Tymorek A., Analiza możliwości ujęcia taryfowego odpowiedzialności za bezpieczeństwo w różnych horyzontach czasowych. Politechnika Wrocławska, Wrocław 2008, punkt 7.1.3.ABEF – w zakresie taryf za przesył i dystrybucję.

14. Wilczyński A., Ryś-Przeszlakiewicz M., Analiza możliwości ujęcia taryfowego odpowiedzialności za bezpieczeństwo w różnych horyzontach czasowych. Propozycje rozwiązań taryfowych wymuszających odpowiedzialność za bezpieczeństwo, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2008, punkty 7.1.3.CDEF i 7.1.4.BD – w zakresie rozliczeń za energię czynną.

15. Wilczyński A., Borecki J., Badanie struktury taryfy za energię z uwzględnieniem mocy biernej pod kątem stymulowania zachowania użytkowników energii elektrycznej, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2008, punkt 7.1.3.DE – w zakresie rozliczeń za energię bierną.

16. Wilczyński A., Namysłowska-Wilczyńska B., Tymorek A., Propozycje rozwiązań taryfowych wymuszających odpowiedzialność za bezpieczeństwo, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2008, punkt 7.1.4.ACD – w zakresie taryf za przesył i dystrybucję.

17. Wilczyński A., Tymorek A., Analiza możliwości likwidowania ograniczeń w przesyle energii elektrycznej występujących w warunkach rozwijania mechanizmów rynkowych (ocena różnych metod likwidowania ograniczeń, rola taryf przesyłowych), Politechnika Wrocławska, Wrocław 2009, punkt 7.1.6.

18. Wilczyński A., Wpływ czynników ekonomicznych, organizacyjnych i prawnych na bezpieczeństwo elektroenergetyczne. Raport końcowy z zadania 7, Politechnika Wrocławska, Wrocław 2010.

66

Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

Autorzy / Biografie

Stanisław Wojtas Gdańsk / Polska Dyplom ukończenia studiów o specjalności aparaty elektryczne uzyskał na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki (wówczas Elektrycznym) Politechniki Gdańskiej (1970). Po kilku latach pracy w energetyce został zatrudniony na Wydziale EiA PG (1974). Uzyskał stopień doktora (1983) i nadal tam pracuje. Wykładał na University of Basrah w Iraku (1988–1990). W działalności badawczej interesuje się budową i diagnostyką kabli wysokich napięć o izolacji polietylenowej oraz ochroną odgromową ze szczególnym uwzględnieniem oceny uziemień z wykorzystaniem rozwijanej systematycznie i wdrażanej metody pomiarów udarowych.

Pomiary uziemień słupów linii elektroenergetycznych

POMIARY UZIEMIEŃ SŁUPÓW LINII ELEKTROENERGETYCZNYCH dr inż. Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

1. WPROWADZENIE Uziemienie jest ważnym i niezbędnym elementem każdego systemu energetycznego. Prawidłowo zaprojektowane i wykonane uziemienie gwarantuje bezpieczeństwo ludziom, jak i urządzeniom znajdującym się w miejscach, gdzie może wystąpić przepływ groźnego prądu zwarciowego bądź prądu udarowego, pochodzącego z wyładowań atmosferycznych. W związku z tym należy dołożyć starań, aby rezystancja takiego uziemienia była jak najmniejsza, a jej wartość spełniała wytyczne zawarte w określonych normach i przepisach.

Podczas budowy, a później eksploatacji uziemienie powinno być poddawane okresowej kontroli, głównie poprzez wykonywanie pomiarów wartości jego rezystancji. Badania kontrolne rezystancji prowadzone metodą tradycyjną okazują się często bardzo czasochłonne, zwłaszcza w przypadku uziemień słupów linii elektroenergetycznej. Przykładowo, stukilometrowy odcinek linii 110 kV składać się może z ponad 300 słupów, a uziemienie każdego powinno być sprawdzone przynajmniej co cztery [2] lub pięć lat [5]. Istotne jest zatem, aby badania mogły odbywać się bez wyłączania linii, czas pomiaru pojedynczego słupa był możliwie jak najkrótszy, a przyrządy pomiarowe lekkie i łatwe do przenoszenia.

Celem prezentowanej pracy jest opis procedur pomiaru i oceny uziemień słupów elektroenergetycznych linii przesyłowych zaopatrzonych w przewody odgromowe. Przedmiotem analizy jest przede wszystkim wpływ długości przęseł oraz czasu czoła zastosowanych udarów pomiarowych na otrzymane wyniki impedancji uziemień. Zaprezentowane wyniki obliczeń teoretycznych i symulacji komputerowych zostały uzupełnione pomiarami na obiektach rzeczywistych.

2. METODY KLASYCZNE OCENY UZIEMIEŃ SŁUPÓW Rezystancja statyczna uziemień słupów jest najczęściej określana za pomocą mierników pracujących przy niskiej częstotliwości i realizujących różne odmiany metody technicznej. W przypadku słupów linii przesyłowych wysokiego napięcia ich uziemienia są połączone równolegle poprzez przewody odgromowe, jak to zostało przedstawione na rys. 1. W związku z tym można wyróżnić dwa zasadnicze sposoby przeprowadzenia pomiaru: odłączanie uziomu sztucznego od konstrukcji słupa i zastosowanie miernika z cęgami prądowymi.

2.1. Odłączanie uziomu od konstrukcji słupa Stosując wymuszenie niskoczęstotliwościowe, na czas pomiaru należy rozłączyć zaciski kontrolne, a więc usunąć połączenie między uziomem sztucznym, np. otokowym, a konstrukcją słupa. Zabieg taki jest dość uciążliwy i wymaga rozkręcenia czterech połączeń – po jednym przy każdej nodze słupa (rys. 1b). Poza tym otrzymana Streszczenie W odprowadzaniu do ziemi prądu zwarciowego lub piorunowego biorą udział elementy uziomu sztucznego słupa oraz jego fundamenty. Podczas pomiarów kontrolnych rezystancji lub impedancji takich uziemień powinny być uwzględniane oba elementy uziemienia. Ponadto procedura pomiarowa musi brać pod uwagę fakt, że uziemienia słupów linii są połączone równolegle poprzez przewody odgromowe. W artykule została omówiona problematyka pomiaru i oceny właściwości uziemień słupów linii elektroenergetycznych z wykorzystaniem przebiegów wolno- i szybkozmiennych. Pomiary rezystancji uziemień słupów przy użyciu mierników stosujących

częstotliwości zbliżone do sieciowych są uciążliwe i pracochłonne. Wpływ uziemień sąsiednich słupów może być zredukowany poprzez wykorzystanie impedancji falowej przewodów odgromowych przy przebiegach wysokiej częstotliwości lub udarowych. W wyniku porównania obu metod opartych na przebiegach szybkozmiennych okazuje się, że mierniki udarowe są znacznie bardziej odporne na zakłócenia wywołane polem elektromagnetycznym linii.

W pracy został przeanalizowany wpływ czasu czoła udaru oraz długości przęsła linii na błędy popełniane podczas pomiarów z zastosowaniem mierników udarowych.

67

Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

68

w ten sposób wartość rezystancji wynika wyłącznie z uziomu sztucznego, a naturalny uziom fundamentowy nie ma wpływu na rezultat pomiaru. Należy też zwrócić uwagę, że pomiary takie powinny być wykonywane po wyłączeniu linii. a)

b)

zaciski kontrolne

uziom otokowy

fundamenty

Rys. 1. Sposób połączenia mierzonego uziomu z uwzględnieniem bocznikującego wpływu słupów sąsiednich – a) oraz stopy fundamentowe słupa wraz z uziomem otokowym – b)

W rzeczywistych układach uziemień słupów uziom fundamentowy może w znacznym stopniu wpływać na wypadkową wartość rezystancji uziomu i decydować o końcowej ocenie wyniku pomiaru. Potwierdzeniem takiej sytuacji są wyniki pomiarów słupa posadowionego w gruncie o rezystywności ok. 200 Ωm zamieszczone na rys. 2.

Podczas pomiaru rezystancji odłączonego od słupa uziomu sztucznego otrzymano wynik Rs równy 18 Ω, co jest wartością zbyt wysoką w stosunku do wymagań normy [1]. Wartość rezystancji fundamentu analizowanego słupa wynosi 12 Ω, a przy równoległym połączeniu obu elemen tów uziemienia uzyskano wynik 7,7, co oznacza, że są spełnione wymagania wspomnianych przepisów.

Rys. 2. Wyniki pomiarów rezystancji statycznej uziemienia słupa linii 110 kV z przewodem odgromowym odłączonym od jego konstrukcji: R – rezystancja równoległego połączenia fundamentu i uziomu sztucznego, Rs – rezystancja uziomu sztucznego, Rf – rezystancja fundamentu słupa

2.2. Zastosowanie miernika z cęgami pomiarowymi Szczególną odmianę metody technicznej realizuje miernik z cęgowym pomiarem prądu. W przypadku wykorzystywania takiego miernika nie rozłącza się zacisków probierczych, a prąd generowany w mierniku, spływając do ziemi w systemie połączonych uziemień, dzieli się na dwie części. Jedna z nich przepływa przez badany przewód oraz uziom, druga zaś przez całą resztę systemu uziemień. Omawiany przypadek zilustrowany jest na rys. 3. Wynik pomiaru ustalany jest na podstawie wartości tylko tej części prądu, która przepływa przez badany przewód uziemiający. Spadek napięcia, tak jak uprzednio, wyznaczany jest w odniesieniu do sondy pomocniczej umieszczonej w strefie ustalonego potencjału.

Pomiary uziemień słupów linii elektroenergetycznych

Pomiary uziemień słupów za pomocą tej metody są możliwe wtedy, gdy miernik wyposażony jest w cęgi prądowe o bardzo dużej średnicy okna pozwalającej objąć pojedynczą nogę słupa linii przesyłowej. W celu wyznaczenia rezystancji uziemienia słupa należy wykonać cztery odrębne pomiary cząstkowe, po jednym dla każdej nogi słupa. Wynik końcowy wyznacza się na drodze obliczeniowej jako równoległe połączenie zmierzonych rezystancji cząstkowych.

Prąd generowany w mierniku wpływa do konstrukcji słupa w miejscu galwanicznego połączenia (P). Z tego miejsca prąd rozpływa się we wszystkie strony przez przewodzącą konstrukcję słupa. Część tego prądu płynie ku górze jako IS i linką odgromową odpływa do innych słupów systemu. Pozostała część prądu wpływa do badanego uziemienia i następnie do gruntu poprzez cztery nogi słupa. Prąd płynący do gruntu jest więc sumą prądów od I1 do I4 w poszczególnych nogach słupa. Dla pomiarów poszczególnych nóg słupa napięcie U wyznaczane w odniesieniu do strefy ustalonego potencjału powinno mieć taką samą wartość. Różnice wyników w tych pomiarach mogą więc być wywołane jedynie różnicami prądów odprowadzanych do gruntu przez poszczególne nogi słupa.

Można więc w efekcie napisać, że rezystancja całkowita uziemienia słupa wynika z równoległego połączenia rezystancji cząstkowych otrzymanych dla poszczególnych nóg:

 1 1 1 1   R       R1 R2 R3 R4 

1

(1)

Należy jednak zauważyć, iż zależność powyższa będzie poprawna jedynie wówczas, gdy dla wszystkich pomiarów cząstkowych nie będzie zmieniany punkt P połączenia miernika ze słupem [10].

Is

I4

P CP

I1

I3

I2

MR

Pv

Pi

Rys. 3. Wyznaczanie rezystancji statycznej słupa linii przesyłowej wysokiego napięcia przy użyciu cęgów prądowych, gdzie: MR – miernik rezystancji, CP – cęgi prądowe, P – punkt połączenia galwanicznego, PV, Pi – sondy pomocnicze napięciowa i prądowa

3. METODA UDAROWA 3.1. Zasada pomiaru Metoda udarowa pozwala mierzyć uziemienia słupów linii przesyłowej za pomocą odpowiedniego przyrządu pomiarowego bez odpinania uziomu od konstrukcji słupa. Długość przęsła w liniach w większości przypadków przekracza 150 m, a impedancja falowa Zfp w układzie przewód – ziemia wynosi około 500 Ω [9]. Podczas pomiarów uziemienie badane o impedancji Zx jest bocznikowane impedancjami falowymi Zfp przewodów odgromowych biegnących do obu sąsiednich słupów oraz impedancjami falowymi Zfs słupów, jak to przedstawiono na rys. 4.

Wartości impedancji uziemień poszczególnych słupów oznaczono jako Zu oraz Zx.

69

Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

70

Zfp

Zfp

Zfp

Zfp Zfs

Zfs

Zfs

Zfs zaciski kontrolne

1

Zu

Zu

Zx 2

Zu

Zx

Zu

Zfs

Zfs

uziom otokowy

Rys. 4. Układ uziemienia słupa wraz ze słupami sąsiadującymi i zaznaczonymi wartościami impedancji falowych poszczególnych elementów systemu

W tak przyjętym układzie wartość impedancji podczas pomiaru na zaciskach uziomu mierzonego Zx może być obliczona według następującego wzoru:

Zm 

[ Z fs  0,5 x( Z fp  Z fs  Z u ]xZ x

(2)

Z x  0,5 x( Z fp  Z fs  Z u )

Rys. 5 przedstawia wpływ bocznikowania uziemieniami sąsiednich słupów podczas pomiaru uziemienia Zx w funkcji wartości tego uziemienia. Błąd względny wartości zmierzonej Zm wskutek bocznikowania wyznaczano na podstawie wzoru (2) jako (Zx – Zm)/Zx. Obliczenia zostały wykonane przy następujących założonych wartościach poszczególnych impedancji: Zfp = 500 Ω, Zfs = 100 Ω [9] oraz Zu = 10 Ω. Na podstawie przedstawionego wykresu można zauważyć, że dla najczęściej stosowanej wartości Zx, nieprzekraczającej 20 Ω, błąd względny popełniany przy pomiarze udarowym z połączonymi uziemieniami sąsiednich słupów utrzymuje się na poziomie 5%.

Przedstawiona procedura pomiaru uziemień słupów linii elektroenergetycznych z przewodami odgromowymi, bez odłączania przewodów uziemiających od konstrukcji słupa, umożliwia tego typu prace kontrolno-pomiarowe bez wyłączania linii. Ponadto pomiary udarowe bez rozłączania zacisków kontrolnych uwzględniają wpływ fundamentu słupa, który również bierze udział w odprowadzaniu rzeczywistych prądów piorunowych, a którego rezystancja jest często porównywalna z rezystancją dodatkowego uziomu sztucznego, i nie powinien być pomijany w ocenie skuteczności uziemienia. ��

Błąd [%]

�� � �� �� � � �

��

��

��

��

���

���

Zx [Ω] Rys. 5. Błąd względny pomiaru w funkcji wartości mierzonej Zx na podstawie wyrażenia (2)

Pomiary uziemień słupów linii elektroenergetycznych

3.2. Porównanie miernika wysokoczęstotliwościowego i udarowego Podstawowe zalecenia dotyczące pomiarów instalacji uziemiającej słupów są zawarte w załączniku N normy PN-E 05115: 2001, oznaczonym jako informacyjny [3]. Według tej normy „Do pomiaru rezystancji oraz impedancji uziemienia można stosować różne metody. Wybór odpowiedniej metody zależy od rozległości układu uziemiającego i stopnia występowania zakłóceń”. Do pomiaru rezystancji uziemienia zalecany jest tester uziemień o częstotliwości napięcia pomiarowego nieprzekraczającej 150 Hz z wykorzystaniem sondy prądowej i napięciowej. W przypadku przyłączenia do systemu przewodów odgromowych linii elektroenergetycznych, wszystkie uziemienia słupów mają wpływ na otrzymany wynik. Dla takich rozległych systemów omawiana norma dopuszcza każdy dowolny sposób pomiaru, który jest użyteczny w danych warunkach. W przytoczonych przykładach jest wymieniony tester uziemień wysokiej częstotliwości, aby uniknąć konieczności wyłączania linii i odłączania uziemień od konstrukcji słupów. Częstotliwość pomiarowa powinna być odpowiednio wysoka, aby impedancja przewodów odgromowych do sąsiednich słupów była na tyle duża, aby tę drogę przepływu prądu pomiarowego można było pominąć. W takim przypadku zamiast miernika z wymuszeniem wysokoczęstotliwościowym można posługiwać się miernikiem generującym udary o odpowiednim czasie czoła. Na rys. 6 przedstawiono wyniki pomiarów porównawczych impedancji uziomu poziomego o długości 70 m, wykonane za pomocą metody udarowej i metody wysokiej częstotliwości. W pomiarach zostały zastosowane udary o czasie czoła 4 μs. Rezultaty otrzymane obiema metodami są porównywalne i wskazują na wzrost impedancji uziomu w stosunku do jego rezystancji otrzymanej metodą statyczną [6].

W polskiej praktyce pomiarowej rezystancję uziemień słupów mierzy się metodą udarową bez rozłączania zacisków kontrolnych [8, 11]. Amplituda prądowego udaru pomiarowego wynosi ok. 1 A. W przypadku testerów wysokiej częstotliwości prąd pomiarowy jest na poziomie miliamperów, co może czynić takie pomiary mało odpornymi na zakłócenia od prądów błądzących i prądów indukowanych przez pola elekromagnetyczne linii.

80�

Z [ �] �

70� 60� � 50�

�

40� 30� 20� � 10� ���� 0� 100�

�

� s� � 4�

�

� �

1 k�

41k� 100 k� 10 k� f [Hz] �

1000 k�

Rys. 6. Wyniki pomiarów impedancji uziomu poziomego o długości 70 m w funkcji częstotliwości, wykonane testerem wysokiej częstotliwości, na krzywej zaznaczono punkt pomiarowy otrzymany metodą udarową dla czasu czoła 4 µs [8]

�

Potwierdzeniem tych obaw są wyniki pomiaru uziemienia słupa linii 400 kV otrzymane obiema metodami.

Słup był posadowiony w gruncie o małej rezystywności i wartość 2,5 Ω uzyskana metodą udarową jest uzasadniona. Na krzywej Z = f(f) uzyskanej testerem wysokiej częstotliwości przedstawionej na rys. 7 są widoczne wyraźne wpływy zakłóceń zewnętrznych (pole, prądy w uziemieniu), które zawyżają wyniki impedancji. Wartości zbliżone do wyników udarowych zostały otrzymane dla bardzo niskich częstotliwości, ok. 150 Hz. Taki zakres częstotliwości należy do pomiarów uważanych za prowadzone metodą statyczną i wtedy rezystancja uziemienia odnosi się do równoległego połączenia wszystkich słupów, a więc powinna osiągnąć wartość na poziomie 1 Ω.

Brak wpływu uziemień sąsiednich powinien być osiągnięty dla częstotliwości kilkudziesięciu kiloherców, a dla takiego zakresu częstotliwości miernik wskazuje wartość impedancji uziemienia na poziomie 20 Ω, co jest wynikiem zdecydowanie zbyt wysokim. Zauważone różnice zostały wywołane zakłóceniami zewnętrznymi, których źródłem jest pracująca linia WN. Mierniki udarowe, ze względu na znacznie wyższą amplitudę prądu pomiarowego, są znacznie bardziej odporne na takie zakłócenia.

71

Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

72 ��? �

�� �� �� �� �� �� �� �� �� ���

� � �

��

��� ���

����

�����

������ ������� ����� �

Rys. 7. Wyniki pomiarów impedancji uziemienia słupa linii 400 kV w funkcji częstotliwości, linią przerywaną zaznaczono wartość 2,5 Ω uzyskaną metodą udarową o czasie udaru 4 μs

4. WYNIKI BADAŃ Przedmiotem badań był wpływ czasu czoła udaru oraz długości przęseł na otrzymywane wartości impedancji uziemień słupów linii elektroenergetycznych zaopatrzonych w przewody odgromowe. Badania zostały przeprowadzone zarówno z wykorzystaniem symulacji komputerowych, jak również poprzez pomiary na rzeczywistych uziemieniach słupów.

4.1. Symulacje komputerowe Obliczenia na podstawie symulacji komputerowych przeprowadzono przy użyciu programu Matlab z wykorzystaniem pakietu Simulink. Uziom słupa składa się ze sztucznego uziomu otokowego oraz uziomu fundamentowego połączonych równolegle. Uziom otokowy został zamodelowany z wykorzystaniem elementów R, L oraz C, które wyznaczono zgodnie z metodyką opracowaną przez R. Verma [12]. Fundament jest zamodelowany przez rezystancję Rf obliczoną na podstawie wymiarów stopy fundamentowej. Całkowity model zastępczy uziomu przedstawia rys. 8.

Rys. 8. Model zastępczy uziomu otokowego (R, L, C) wraz z fundamentem (Rf )

Parametry uziomu otokowego kwadratowego o boku 12 m i stopy fundamentowej o objętości 0,9 m3 zostały wyznaczone dla założonej rezystywności gruntu 200 Ωm. Impedancję tak zamodelowanego uziomu wyznaczano przy prądzie udarowym o amplitudzie 1 A i czasach czoła równych 0,5; 1,0; 4,0 i 8,0 µs oraz przy prądzie przemiennym o częstotliwości sieciowej. Wyniki symulacji zostały przedstawione na rys. 9. Ze wzrostem czasu czoła maleje wartość impedancji uziomu, ale już przy czasie 4 µs jej wartość osiąga stan zbliżony do ustalonego,

Pomiary uziemień słupów linii elektroenergetycznych

otrzymanego dla częstotliwości sieciowej, który wynika przede wszystkim z obecności elementów o charakterze rezystancyjnym.

W kolejnym etapie obliczeń w programie Matlab analizowane uziemienie słupa było bocznikowane przez analogiczne 2 uziemienia, połączone przewodem odgromowym o konfiguracji pokazanej na rys. 4. Impedancja falowa w układzie przewód odgromowy – ziemia została zamodelowana jako linia długa z uwzględnieniem parametrów o stałych rozłożonych. Przyjmowano długość przęseł równą 200, 300 i 400 m. Impedancja falowa słupów została pominięta, ponieważ przy zastosowanych długościach czoła udarów następują wielokrotne odbicia fal na krańcach słupów, co redukuje ich wpływ na przebiegi wypadkowe w analizowanym układzie połączeń.

Wyniki pomiarów symulacyjnych impedancji udarowej między zaciskami 1 oraz 2 na rys. 4 w funkcji długości czoła udarów dla przyjętych długości przęseł zostały przedstawione na rys. 10. Krzywa oznaczona opisem „bez linek odgromowych” odpowiada wynikom pokazanym na rys. 10 i pokazuje, w jaki sposób maleje impedancja zamodelowanego uziemienia słupa ze wzrostem długości czoła udaru pomiarowego. Kolejne krzywe przedstawiają wpływ równoległego połączenia uziemień sąsiednich słupów na otrzymane wyniki, a ich odchylenie od krzywej wyjściowej (bez linek) jest miarą popełnianego błędu przy pomiarze bez izolowania przewodów odgromowych na szczycie słupa. Błędy wywołane bocznikowaniem uziemień rosną w miarę skracania długości przęsła i wydłużania czasu czoła udaru pomiarowego, jak to można zauważyć na rys. 10.

Rys. 9. Wyniki obliczeń symulacyjnych impedacji uziomu słupa przy udarach prądowych o amplitudzie 1 A i podanych czasach czoła oraz częstotliwości 50 Hz

W dotychczasowej polskiej praktyce pomiaru uziemień słupów linii elektroenergetycznych stosuje się czasy czoła udarów 1 oraz 4 µs jako wartości przewidziane w normie PN 04060:1992 [4]. W przypadku udarów o czasie czoła 1 µs obniżenie wartości mierzonej impedancji uziemienia spowodowane bocznikującym wpływem uziemień sąsiednich jest najmniejsze i nie przekracza poziomu 2–3%. Należy jednak zauważyć, że sama wartość impedancji udarowej przy tak krótkim czasie czoła znacznie przekracza rezystancję uziemienia mierzoną w warunkach statycznych, która najczęściej stanowi punkt odniesienia w ocenie uziemień. Współczynnik udaru uziemienia słupa definiowany jako stosunek impedancji udarowej do rezystancji statycznej, w przypadku udaru o czasie czoła 1 µs, może osiągać znaczne wartości, najczęściej zawarte w granicach 1,2–2,5. Wyższe wartości dotyczą uziemień słupów posadowionych w gruntach o znacznej rezystywności, w których zachodzi konieczność stosowania rozbudowanych uziomów sztucznych [7, 10]. W takich przypadkach impedancja uziemienia słupa mierzona udarem o czasie czoła 1 µs może zbyt często przekraczać wartości normatywne podawane dla warunków statycznych.

73

Stanisław Wojtas / Politechnika Gdańska

[Ω]

74

[µs]

Rys. 10. Wpływ czasu czoła prądowego udaru pomiarowego na impedancję uziomu słupa bocznikowanego uziemieniami dwóch sąsiadujących słupów i przewodami odgromowymi o różnej długości przęsła

Pomiary uziemień słupów udarami o czasie czoła 4 µs mogą być przy krótkich przęsłach obarczone pewnym błędem, wskutek bocznikowania sąsiednimi uziemieniami, który nawet w niekorzystnych przypadkach nie przekracza 10%. Współczynnik udaru uziemień słupów mierzony przy udarach 4 µs jest niezbyt wysoki i z reguły nie przewyższa wartości 1,5. Większa wartość pomierzonej impedancji w porównaniu z rezystancją statyczną jest częściowo kompensowana przez kilkuprocentowy błąd obniżający wprowadzany przez bocznikowanie sąsiednimi uziemieniami, więc wyniki otrzymane przy pomiarach udarowych bez izolowania uziemień od przewodów odgromowych mogą być z dobrym przybliżeniem odnoszone do wymagań stawianych rezystancji statycznej uziemień.

4.2. Pomiary rzeczywistych uziemień słupów Opisane w poprzednim podrozdziale obliczenia symulacyjne wpływu bocznikującego uziemień sąsiednich słupów na wyniki pomiarów zostały zweryfikowane badaniami przeprowadzonymi na rzeczywistej linii elektroenergetycznej. Badania przeprowadzono na siedmiu słupach należących do dwóch linii o napięciu 110 kV, a program badań obejmował pomiar impedancji udarowej przy czasach czoła udarów 1 i 4 µs oraz rezystancji statycznej. Pomiary przeprowadzono przy zwartych zaciskach kontrolnych łączących uziom sztuczny z konstrukcją słupa w dwóch konfiguracjach połączeń: bez przewodów odgromowych oraz z przewodami umocowanymi na wierzchołku badanego słupa. Średnie wartości otrzymanych impedancji oraz rezystancji zostały przedstawione na rys. 11. Błędy procentowe wynikające z bocznikowania mierzonych uziemień przez uziemienia sąsiednich słupów zostały zaznaczone w dolnej części rysunku. Największy błąd, przekraczający 40%, zaobserwowano przy pomiarach statycznych i to potwierdza, że metoda statyczna nie może być stosowana do pomiarów uziemień słupów bez rozłączania zacisków kontrolnych lub izolowania przewodów odgromowych od konstrukcji słupa. Znacznie mniejsze błędy wystąpiły podczas pomiarów metodą udarową: przy udarach o czasie czoła 1 µs średni błąd wynosił 3,5%, a przy udarach 4 µs – 4,3%. Obniżenie otrzymanych wartości uziemień z powodu bocznikowania uziemieniami sąsiednich słupów nie przekracza warości błędu uzyskanych z symulacji komputerowych i przedstawionych na rys. 5 i 10.

Rys. 11. Wpływ obecności przewodów odgromowych na impedancję rzeczywistych uziemień mierzoną przy podanych czasach czoła udaru oraz na ich rezystancję statyczną

Pomiary uziemień słupów linii elektroenergetycznych

5. WNIOSKI W rozpraszaniu prądu słupa w ziemi bierze udział sztuczny uziom oraz fundamenty tego słupa. W związku z tym ocena rezystancji uziemienia słupa linii elektroenergetycznej powinna odbywać się przy równoległym połączeniu obu elementów składowych uziemienia. Pomiar przy użyciu mierników niskiej częstotliwości z rozłączaniem zacisków kontrolnych od konstrukcji słupa nie spełnia wspomnianego wyżej warunku, ponadto wymaga wyłączania linii na czas pomiarów. Istnieją wprawdzie metody pomiarów przy niskiej częstotliwości z wykorzystaniem mierników cęgowych, które pozwalają na ocenę kompletnego uziemienia słupa bez rozłączania zacisków kontrolnych, ale metody te są dość uciążliwe ze względu na konieczność analizy prądu płynącego do ziemi przez każdą z czterech nóg słupa oraz z powodu dość niskiej dokładności takich pomiarów.

Zastosowanie metod z przebiegami szybkozmiennymi (mierniki udarowe lub wysokiej częstotliwości) pozwala na pomiary uziemień bez rozłączania zacisków kontrolnych od konstrukcji słupa, ponieważ uziemienia sąsiednich słupów linii są połączone równolegle z badanym uziemieniem poprzez przewody odgromowe, których impedancja w przypadku szybkozmiennych przebiegów rośnie do wartości impedancji falowej w układzie przewód – ziemia. W praktyce pomiarów uziemień słupów linii wysokich napięć stosowane są mierniki udarowe, ze względu na zbyt dużą podatność na zakłócenia mierników pracujących przy wysokiej częstotliwości. Prąd pomiarowy mierników wysokiej częstotliwości jest na poziomie miliamperów i ich praca jest zakłócana napięciami indukowanymi w obwodach pomiarowych przez pole elektromagnetyczne pod linią oraz prądami błądzącymi.

Mierniki udarowe pracują przy prądach na poziomie ampera, co czyni je znacznie bardziej odpornymi na tego typu zakłócenia.

Równoległe połączenie uziemień poszczególnych słupów linii obniża w niewielkim stopniu wartość impedancji mierzonej także metodą udarową. Różnica między wartością rzeczywistą i wartością mierzoną impedancji uziemienia słupa rośnie w miarę wydłużania czasu czoła udaru, a maleje wraz ze wzrostem długości przęseł linii. Zaproponowany 4 µs czas czoła udaru stanowi kompromis między wymaganiem dokładności pomiaru a otrzymywanymi wartościami impedancji, odniesionymi do rezystancji uziemienia przytaczanej w przepisach normalizacyjnych. Błąd teoretyczny popełniany podczas stosowania proponowanej metody udarowej pomiarów nawet w najbardziej niekorzystnych warunkach nie przekracza 10%, co w badaniach uziemień jest poziomem do zaaprobowania.

Przeprowadzone obliczenia i symulacje komputerowe zostały potwierdzone wynikami pomiarów przeprowadzonymi na rzeczywistych uziemieniach słupów linii 110 kV. Badania te wskazują, że błąd wprowadzany przez bocznikujący wpływ uziemień pozostałych słupów w warunkach rzeczywistych jest mniejszy niż wynikający z obliczeń teoretycznych i nie przekracza 5%.

BIBLIOGRAFIA 1. PN-EN 62305-1:2008 – Ochrona odgromowa, część 1, Zasady ogólne.

2. PN-EN 62305-3:2009 – Ochrona odgromowa, część 3, Uszkodzenia fizyczne obiektów i zagrożenie życia.

3. PN-E 05115:2002 – Instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego o napięciu wyższym od 1 kV. 4. PN-E 04060:1992 – Wysokonapięciowa technika probiercza. Ogólne określenia i wymagania probiercze.

5. Ustawa Prawo budowlane, 1994 rok, tekst jednolity: Dz. U. 2006, Nr 156, poz. 1118.

6. Wojtas S., Ocena uziemień odgromowych metodami: udarową i wysokoczęstotliwościową, Pomiary, Automatyka, Kontrola, vol. 53, nr 4, 2007.

7. Wojtas S., Wołoszyk M., Galewski M., Rezystancja udarowa uziemień obiektów budowlanych, Elektrosystemy, nr 4, 2004.

8. Wołoszyk M., Pomiary impedancji (rezystancji) udarowej uziemień odgromowych, [w:] Gryżewski Z., Prace pomiarowo-kontrolne przy urządzeniach elektroenergetycznych o napięciu do 1 kV, COSiW SEP, Warszawa 2002.

9. Szpor S., Samuła J., Ochrona Odgromowa, WN-T, Warszawa 1983.

10. Wołoszyk M., Wojtas S., Galewski M., Badania udarowe uziemień słupów linii elektroenergetycznych, Elektrosystemy, nr 11, 2006.

11. Wojtas S., Impulse measurement accuracy of transmission line earthings, [w:] 29th International Conference on Lightning Protection ICLP2008, 23rd–26th June 2008, Uppsala 2008.

12. Verma R., Mukhedar D., Fundamental considerations and impulse impedance of grounding grids, IEEE Transaction on Power Apparatus and Systems, vol. PAS-100, no 3, 1981.

75

INFORMACJE DLA AUTORÓW 5HGDNFMD SU]\MPXMH W\ONR QLJG\ ZF]HĂQLHM QLHSXEOLNRZDQH DUW\NXï\ .DĝG\ WHNVW SU]HVïDQ\ GR ķ$FWD (QHUJHWLFDĵ SRGGDZDQ\ MHVW UHFHQ]ML QDXNRZHM 2 NROHMQRĂFL SXEOLNDFML WHNVWöZ GHF\GXMH NROHJLXP UHGDNF\MQH 5HGDNFMD QLH RGV\ïD WHNVWöZ DXWRURP 0DWHULDï\ ļ EH]Z]JOÚGQLH VNïDGDMÈFH VLÚ ] FDïHJR SDNLHWX F]WHUHFK VNïDGRZ\FK DUW\NXï VWUHV]F]HQLH ELRJUDP IRWRJUDğH ļ SURVLP\ SU]HV\ïDÊ GURJÈ HOHNWURQLF]QÈ UHGDNFMD#DFWDHQHUJHWLFD RUJ UWAGA! : WUHĂFL H PDLOD QDOHĝ\ ]DZU]HÊ GDQH NRQWDNWRZH LPLÚ L QD]ZLVNR VWRSLHñ QDXNRZ\ QU WHO VWDFMRQDUQ\ L NRPöUNRZ\ RUD] DGUHV H PDLORZ\ $57<.8 ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ VWURQ ]QRUPDOL]RZDQHJR PDV]\QRSLVX F]FLRQND SXQNWöZ RG VWÚS PLÚG]\ ZLHUV]DPL NROXPQD ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') ľ =DSLV Z]RUöZ 3URVLP\ R XZDĝQH VWRVRZDQLH QRUP LQWHUSXQNF\MQ\FK 1D R]QDF]HQLH PQRĝHQLD Xĝ\ wamy znaku ×" " 3U]\NïDG\ ]DSLVX Z]RUöZ

ľ 3U]\SLV\ 1D GROH VWURQ\ 3U]\NïDG\ '] 8 QU SR] ] GQLD SDěG]LHUQLND U 2 W\FK SU]\NïDGDFK SLV]Ú Z NVLÈĝFH )LHGRU % *UDF]\N $ -DNXEF]\N = 5\QHN SR]ZROHñ QD HPLVMÚ ]DQLHF]\V]F]Hñ QD SU]\NïDG]LH 622 w energetyce SROVNLHM :\GDZQLFWZR (NRQRPLD L ¥URGRZLVNR %LDï\VWRN V ļ

ľ %LEOLRJUDğD 1D NRñFX WHNVWX 3U]\NïDG\ /DUVHQ ( 9 6ZDQQ ' $ $SSO\LQJ 3RZHU 6\VWHP 6WDELOL]HU ,((( 7UDQV 3RZHU $SSDU 6\VW YRO V ļ 0DGDMHZVNL . 6REF]DN % 7UÚEVNL 5 3UDFD RJUDQLF]QLNöZ Z XNïDGDFK UHJXODFML JHQHUDWRUöZ V\Q FKURQLF]Q\FK Z ZDUXQNDFK QLVNLFK QDSLÚÊ Z V\VWHPLH HOHNWURHQHUJHW\F]Q\P PDWHULDï\ NRQIHUHQF\MQH $3( ij *GDñVN

2. STRESZCZENIE ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 1LH ZLÚFHM QLĝ ]QDNöZ EH] VSDFML

ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 3. BIOGRAM ľ 'ïXJRĂÊ WHNVWX 2N ]QDNöZ EH] VSDFML

ľ )RUPDW 3OLN :25' RUD] NRQLHF]QLH 3') 4. FOTOGRAFIE ľ )RUPDW =GMÚFLH NRORURZH OXE F]DUQR ELDïH MSJ OXE WLII GSL

etica.org

energ www. acta