Technologie

Jak poprawić natychmiast wsaźniki SAIDI i SAIFI?

Niezależnie na jakim etapie kolejnych transformacji  strukturalnych czy kadrowych są spółki dystrybucyjne, ważne jest przede wszystkim, aby urządzenia stosowane w energetyce były bezpieczne, miały jak najlepszą jakość, trzymały koszty eksploatacji na możliwie niskim poziomie, zapewniały wieloletnią bezawaryjną pracę sieci elektroenergetycznej, a co za tym idzie pomagały utrzymać niskie wkaźniki SAIDI1 i SAIFI2 oraz ograniczać ryzyko wystąpienia awarii.

Każda awaria powoduje dodatkowe, nieprzewidziane koszty zarówno po stronie dystrybutora energii elektrycznej, jak i odbiorcy. Po stronie spółek energetycznych są to straty spowodowane niedostarczoną energią, dodatkową praca ludzi i sprzętu, kosztami szukania urządzeń na wymianę i ich transportu często z odległych miejsc. Do tego dochodzą koszty rozliczenia awarii, zaangażowania dodatkowych ludzi i sprzętu do obsługi, koszty ewentualnych odszkodowań i straty wizerunkowe dostawcy, zwłaszcza jeżeli awarie występują często.  Ze strony Odbiorcy mogą to być:  koszty awaryjnego przestoju firmy, przerwanie procesu produkcyjnego, konieczność  chwilowego zamknięcia biznesu, możliwość uszkodzenia urządzeń, brak możliwości ogrzewania budynku zimą czy wentylacji latem. Nie wspominając o zdenerwowaniu odbiorcy częstym występowaniem awarii. Symptomatyczne jest, że niemal po każdym silniejszym wietrze w jakimkolwiek zakątku kraju, gazety i serwisy informacyjne pełne są wiadomości o tysiącach odbiorców pozbawionych energii elektrycznej. Widać jednak działania spółek dystrybucyjnych zmierzające do poprawy sytuacji w tym zakresie. Wychodząc naprzeciw tym działaniom proponujemy rozwiązania renomowanych producentów, które eliminują ryzyko wystąpienia awarii w sieci elektroenergetycznej lub ograniczają możliwość jej wystąpienia do absolutnego minimum.

Izolatory szklane

Izolatory stanowią 3-4% wartości budowy nowej linii elektroenergetycznej WN, a są sprawcami największej liczby awarii.  Od końca lat 90-tych XX wieku coraz większą popularność zyskiwały izolatory kompozytowe, które obecnie stanowią większość nowo instalowanych izolatorów w liniach dystrybucyjnych WN. Na przestrzeni lat średnia cena izolatorów kompozytowych spadła z ok. 140 do 50-55 EUR, a zdarza się, że sprzedawane są i taniej. Aby sprostać oczekiwaniom cenowym rynku większość izolatorów kompozytowych produkowana jest  w krajach niskokosztowych, co odbija się na ich jakości. Jeżeli do tego dodać ilość potencjalnie niebezpiecznych punktów izolatora kompozytowego, które mogą ulec uszkodzeniu zaczynając od organicznej struktury materiału kloszy i osłony rdzenia, poprzez łączenie rdzeń-osłona i łączenie-rdzeń-osłona-okucie to ich stosowanie zwiększa  ryzyko wystąpienia awarii. Dla spółek energetycznych, które zarządają ryzykiem powinien to być temat do zastanowienia. Stwierdzenie, że izolatory kompozytowe są najtańsze nie jest bowiem do końca prawdziwe. Zapomnijmy na chwilę o awaryjności i popatrzmy na prostą kalkulację. Średnia cena izolatora kompozytowego to obecnie ok. 55 EUR, podczas gdy średnia cena izolatora kołpakowego szklanego to ok. 9,5 EUR/za klosz. Dlaczego izolator szklany? O tym za chwile. W naszym przypadku porównywalny  łańcuch izolatorów szklanych (składający się z 8 kloszy) będzie kosztował 76 EUR. Szacowany czas życia izolatorów kompozytowych to 25 lat. Czas życia izolatorów szklanych, potwierdzony badaniami firmy Sediver to minimum 50 lat, zatem 2 razy dłużej niż izolatorów kompozytowych. Oznacza to, że w ciągu 50 lat realny koszt izolatorów kompozytowych, uwzględniający konieczność ich wymiany to nie 55, a 110 EUR/ szt.  Do tego dochodzą koszty wymiany i wyłączenia linii. Dodatkowy, szacowany koszt takiej wymiany to ok 10 EUR/szt. Łącznie daje nam to koszt 120 EUR za izolator kompozytowy w okresie życia linii! Patrząc całościowo izolacja kompozytowa jest zatem o ok. 57% droższa od izolacji szklanej.  Należy też pamiętać, że szukanie uszkodzonego izolatora kompozytowego w linii może być bardzo kosztowne.  Jeżeli popatrzymy na problem całościowo linie z izolatorami kompozytowymi są najdroższe w eksploatacji. Izolacja szklana jest tańsza i bardziej niezawodna. Dlaczego? Ponieważ szkło się nie starzeje. Izolator szklany nowy i za 50 lat będzie miał takie same albo zbliżone parametry mechaniczne i elektryczne. Na poparcie tej tezy są stosowne badania przeprowadzone  w labolatorium jednego z najlepszych producentów izolatorów szklanych na świecie – firmy Sediver. Wyniki tych badań były publikowane na różnych międzynarodowych konferencjach.  Uszkodzenie izolatora szklanego jest widoczne z daleka, a jego stan jest 0/1. Jest dobry lub ma pęknięty klosz (fot. 1).  Nie ma tu żadnych stanów pośrednich. Nigdy natomiat się nie zerwie. Uszkodzonych izolatorów szklanych nie trzeba wymieniać od razu. Dobrzy producenci podają i potrafią udokumentować uszkadzalność izolatorów mniejsżą niż 1:10000sztuk. Dla 2 torowej linii 110kV w II strefie zabrudzeniowej gdzie jest ok 500sztuk izolatorów długopiennych odpowiadająca jest liczba  4 000 sztuk izolatorów kołpakowych szklanych. Czyli może, ale nie musi uszkodzić się jeden izolator na 2,5 roku! Jeśli do tego dodać brak konieczności stosowania pierścieni ochronnych dla poprawy rozkładu pola elektrycznego czy niskie koszty magazynowania, gdyż wystarczy utrzymywać zapas kilku czy kilkunastu sztuk izolatorów kołpakowy szklanych, wnioski powinny nasuwać się same.

Fot . 1.

W Polsce brak jest opracowań na temat zalet i jakości różnych rodzajów izolacji w liniach napowietrznych. Większość wiedzy to przekazy słowne, często niczym nie udokumentowane. Dlatego osobom odpowiedzialnym za standardy czy eksploatację w spółkach dystrybucyjnych trudno jest podjąć decyzję. Wystarczy jednak wpisać w wyszukiwarkę internetową odpowiednią frazę po angielsku i można dowiedzieć się wielu ciekawych, acz nie zawsze miłych rzeczy na temat izolatorów. Zwłaszcza izolatorów kompozytowych. Dla izolatorów szklanych istnieje pojęcie residual strenght czyli wytrzymałość resztkowa. Jest to wytrzymałość jaką musi mieć izolator szklany z pękniętym kloszem. Wg IEC/TR 60797 powinno to być nie mniej niż 0,65 wytrzymałości znamionowej izolatora nowego. Należy się zastanowić czy dla celów przetargowych nie powinno się wprowadzić i porównywać pojęcia residual value czyli wartość końcowa oferowanych izolatorów liczona dla izolatorów o najkrótczym czasie życia. Posługując się wyżej opisanym przypadkiem jeżeli po 25 latach izolatory kompozytowe nadają się do wymiany ich wartość resztkowa jest równa 0, ale dla izolatorów szklanych, które są w połowie swojego życia to 50% ceny początkowej! Ktoś chce jeszcze powiedzieć, że izolacja kompozytowa jest tańsza? Dla spółek dystybucyjnych patrzących w dłuższej perspektywie powinno być interesujące wprowadzenie dodatkowego sposobu oceny jakości, co pozwoli podnieść jakość i niezawodność instalowanych w sieci urządzeń. 

Słupy kompozytowe

To stosunkowo  młode i innowacyje rozwiązanie, które co prawda jest już znane w Polsce, ale dostępne słupy mają inną budowę , niewielką wytrzymałość mechaniczną, a przez to ograniczone zastosowanie. W 2004 roku firma Resin System Inc. rozpoczyna w Kanadzie produkcję słupów kompozytowych. Dużo wcześniej dział R&D dostał zlecenie na opracowanie konstrukcji i technologii produkcji słupów energetycznych, które mogą być stosowane na obszarach nawiedzanych przez huragany i narażonych na występowanie silnego oblodzenia linii. Kiedy w 2015 rok pierwszy raz usłyszeliśmy jako firma o tych słupach i ich genezie powróciły obrazy z Jury Krakowsko-Częstochowskiej z roku 2010, kiedy to sadź mocno dała się we znaki energetykom. Popatrzyliśmy na zdjęcia z USA po przejściu tornada, gdzie ocalały tylko słupy kompozytowe zainstalowane punktowo w miejsce słupów drewnianych i pomyśleliśmy że mogą się one też sprawdzić na naszym rynku. Początki nie były tak entuzjastyczne jak na to liczyliśmy. Okazało się że ‘najbardziej lubimy melodie, które już znamy’, ale puszczona przy okazji targów branżowych w 2016 i 2017 roku „melodia” powoli zaczyna się przyjmować. W Norwegii, Szwecji, czy Szkocji stoją już całe linie WN (fot.2). Również  w Polsce zaczyna pojawiać się szersze zainteresowanie słupami kompozytowymi o dużej sile wierzchołkowej. Zwłaszcza, że w ofercie firmy RS znajdują się słupy od 7,7m do 46m  co pozwala na ich stosowanie od linii niskich napięć do 110kV włącznie. Słupy kompozytowe nie należą coprawda do rozwiązań najtańszych, ale wraz ze wzrostem napięcia rośnie opłacalność ich stosowania. Tym bardziej, że nie są wymagane typowe dla słupów rurowych 110kV fundamenty pochłaniające masę betonu, zbrojenia i pieniędzy. Doskonale widoczne jest to na fot. 3, prezentującej fundament słupa linii 132kV dla podłączenia famy wiatrowej Dornell w Szkocji, który stanowią tylko i wyłącznie rury faliste zasypane ziemią. Oczywiście każdy przypadek indywidualnie wymaga sprawdzenia gruntu i obliczeń, ale w tym zakresie można liczyć na wsparcie techniczne ze strony producenta.  Szersze zastosowanie słupów kompozytowych w liniach napowietrznych wymaga zmiany przyzwyczajeń projektantów, wykonawców,  ludzi odpowiedzialnych za inwestycje jak i za eksploatację. W wielu krajach, kiedy liczy się koszty inwestycji bierze się pod uwagę nie tylko całkowity koszt budowy linii,  ale również koszty związane z jej eksploatacją, a nawet to co da się sprzedać czy odzyskać  i dopiero suma tych kosztów decyduje o wyborze najodpowiedniejszych materiałów. W Polsce słyszy się często takie stwierdzenia ‘Panie a co mnie obchodzą koszty eksploatacji? Ja mam tanio wybudować. Eksploatacja niech się martwi’.  A są to przecież dwie różne kieszenie tych samych spodni jednego właściciela i takie podejście musi budzić mocne zdziwienie.  Zrealizowane już w Europie projekty linii Sn i  WN na słupach kompozytowych RS pokazują, że zwłaszcza dla linii 110kV ze słupami rurowymi jest to bardzo konkurencyjne rozwiązanie. Nawet przyjmując  same słupy 1:1, prostsze i tańsze fundamenty oraz dużo krótszy czas budowy linii, lżejszy sprzęt potrzebny do budowy sprawiają, że linia 110kV ze słupami kompozytowymi wypada korzystniej. Jeśli do tego dodać, że słupy kompozytowe nie korodują i nie wymagają żadnej konserwacji w czasie swojego życia, a czas ich życia szacuje się na…120 lat, szala przeważa się znacząco na korzyść słupów kompozytowych. Tu również przy przetargach może się pojawić pojęcie residual value. Do tego dochodzi obojętność dla środowiska. Jest jeszcze jeden aspekt nie do przecenienia. Słupy kompozytowe badane są podobnie jak drążki dielektryczne, poprawiają bezpieczeństwo obsługi, osób postronnych i ułatwiają prowadzenie prac pod napięciem! Dla wykonawców istotna powinna być informacja, że w jeden dzień, przy przygotowanych fundamentach firma w Norwegii postawiła 24 słupy kompozytowe linii 132kV! Ile słupów 110kV obecnie jest w stanie w stanie postawić polski wykonawca w ciągu dnia?

Fot . 2.

Fot . 3.

Trochę inaczej wygląda sytuacja w liniach nn i SN. Na tą chwilę słupy kompozytowe RS, ze względu na wyższą cenę niż tradycyjne słupy wirowane raczej nie będą powszechne, ale wszędzie tam gdzie utrudniony jest dojazd, nie ma możliwości pracy sprzętu ciężkiego czy konieczna jest budowa drogi technologicznej, słupy kompozytowe pokażą swoje zalety. Są kilka razy mocniesze niż odpowiadające im słupy wirowane SN i jednocześnie 6-8 razy lżejsze od słupów wirowanych. Dzięki ich modułowej budowie można je łatwo dostarczyć w najtrudniejszy teren. Jeden czy dwa słupy kompozytowe lekki samochód typu pick-up jest w stanie dostarczyć na miejsce budowy, a postawić można je bez użycia sprzętu ciężkiego. Dla przykładu parametry słupa kompozytowego 12m gdzie maksymalna siła wierzchołkowa jest 38kN. (rys. 1).

Rys. 1.

Fot . 4.

Zarówno dla linii nn, SN czy WN stosunkowo łatwo jest zbudować linię tymczasową ze słupów kompozytowych. Przygotowaliśmy projekt linii tymczasowej 110kV, z poprzecznikami izolowanymi,  umożliwiającej wykonanie bay passa długości 2km, a co za tym idzie odstawienie jednej sekcji odciągowej 110kV na której mogą być prowadzone prace. (rys. 2). Linia tymczasowa wymaga wykonania specjalnych stojaków dla słupa i niezbędnego obciążenia (fot. 4)

ACS Hendrix

Ostatnimi latami trwała w Polsce dyskusja na temat linii napowietrznych SN, szczególnie na obszarach leśnych, gdzie niemal przy każdej wichurze dochodziło do awarii, co jak zrozumiałe nie wzbudzało entuzjazmu u odbiorców i miało wpływ na wskaźniki awaryjności oraz koszty przedsiębiorstwa energetycznego. Część spółek dystrybucyjnych podjęła już decyzję, w którą stronę chce iść. Wydaje się, że wciąż jest miejsce na rozwiązanie, które jest powszechnie i z powodzeniem stosowane na świecie w miejscach o dużym zalesieniu i nawiedzanych przez silne wiatry oraz w terenach narażonych na sadź. Tym rozwiązaniem jest amerykański  Hendrix Aerial Cabe System czyli system przewodów izolowanych z linką nośną i odstępnikami (fot. 5). To znane od 60 lat rozwiązanie jest stosowane na obszarach leśnych, w parkach narodowych gdzie dodatkowo występują silne wiatry. Wiązka przewodów w odstępnikach jest podwieszona do linki nośnej. Szerokość wiązki to 30cm! Takie rozwiązanie linii napowietrznej średniego napięcia pozwala na ciągłą pracę linii nawet w ekstremalnych warunkach, kiedy konary i całe drzewa leżą na linii. Po wichurach robione są oględziny linii i usuwane drzewa, które spadły na linie (fot. 6). Zależnie od zasad eksploatacji w danym przedsiębiorstwie energetycznym drzewa usuwane są przy czynnej linii lub linia jest wyłączana. Drzewa i konary mogą pozostawać na linii do 6 miesięcy bez szkody dla izolacji linii, jednak zaleca się je usuwać możliwie szybko, aby nie powodować otarcia warstwy zewnętrznej przewodów. 

Fot . 5.

Fot . 6.

Z doświadczeń wynika, że zastosowanie systemu Hendrix ACS powoduje:

  • natychmiastowe znaczne zmniejszenie wskaźnika awaryjności, co wiąże się ze zmniejszeniem ilości interwencji monterów na linii.
  • minimalizację czynności konserwacyjnych i uwolnienie sił monterów do innych zadań,
  • znaczącą poprawę bezpieczeństwa monterów i osób trzecich
  • znaczące zmniejszenie czasu trwania i częstotliwości przerw w dostawie energii
  • minimalizację konieczności przycinania drzew, oganiczenie kosztów wycinki o ok 50%
  • poprawę wizerunku przedsiębiorstwa skutkującą lepszymi relacjami z władzami miasta, gminy, obrońcami środowiska i w ogólności opinią publiczną,
  • dzięki znacznie mniejszym odległościom między przewodami różnych faz niż w liniach o przewodach gołych, malejącą indukcyjność ii reaktancję linii, a zatem rownież – spadek napięcia w linii
  • ograniczenie powierzchni terenu potrzebnego pod linię.

Wszystkie elementy systemu Hendrix ACS zostały wnikliwie przebadane pod kątem jakości oraz bezpieczeństwa obsługi i osób postronnych, odporności na UV i inne warunki środowiskowe. Firma zapewnia wsparcie na każdym etapie. Od projektu po wykonawstwo. Na końcu etapu projektowania, dzięki wsparciu autorskiego programu, inwestor czy wykonawca dostaje dokładne zestawienie elementów i długości potrzebnych odcinków przewodów. Dzięki temu rozwiązaniu eliminuje się zakup materiałów z zapasem czym również ogranicza koszty budowy linii SN.   Kable Hendrix są najbardziej niezawodne w swojej klasie. Nic ich nie przeżyje i nie przewyższa ich parametrów.  Komponenty systemu Hendrix obejmują szeroką gamę produktów. Sytem odstępników oraz cały osprzęt i akcesoria są mocniejsze i łatwiejsze w montażu niż tradycyjne systemy.

Wierzymy, że rozwiązania, przedstawione w niniejszym artykule, które sprawdziły się w wielu miejscach na świecie, znajdą zastosowanie również w polskich spółkach dystrybucyjnych nastawionych na innowacje, zarządzających ryzykiem, ale również podchodzących z rozwagą do kosztów i pilnujących współczynników SAIDI i SAIFI.  Ze swojej strony służymy wszelkimi informacjami i pomocą przy wprowadzaniu ich do standardów technicznych oraz eksploatacji.

Enervision

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top