1Wstęp
1.1. Definicje i określenia podstawowych pojęć
Poniżej zestawiono podstawowe definicje, pojęcia i oznaczenia zastosowane w pracy, takie jak:
- infrastruktura przesyłowa - linie i stacje elektroenergetyczne o napięciu 220, 400, 750 kV,
- infrastruktura dystrybucyjna - linie i stacje elektroenergetyczne o napięciu powyżej 1 kV do 110 kV (umownie),
- decyzja - wybór wartości liczby zmiennych określających stan procesu,
- funkcja celu - zależność/kryterium, według których ocenia się skutki powziętej decyzji,
- przęsło linii - element linii od słupa do słupa,
- technologie przesyłania energii elektrycznej - zestaw środków technicznych zlokalizowanych w infrastrukturze służącej do przesyłania energii,
- rozdzielnia - wydzielony układ elektroenergetyczny (w odrębnym pomieszczeniu lub terenie) związany z wykonywanymi zadaniami,
- rozdzielnica - element rozdzielni składający się z szyn zbiorczych, zespołów aparatury elektroenergetycznej, która tworzy układ zdolny do rozdzielania energii elektrycznej o jednym napięciu,
- łącze stałoprądowe - układ do przesyłania energii prądem stałym,
- łącznik trójpołożeniowy - łącznik spełniający funkcję odłącznika i uziemnika.
1.2. Podstawowe determinanty procesów budowlanych w elektroenergetyce
Budownictwo jest sferą gospodarki, w której realizacja poszczególnych procesów technologicznych i organizacyjnych zachodzi w specyficznych warunkach. W związku z tym budownictwo elektroenergetyczne, a w szczególności budowa infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej, przebiega w istotnie odmienny sposób niż procesy o charakterze przemysłowym [3].
W warunkach gospodarki rynkowej dużego znaczenia nabiera problematyka działalności inwestycyjnej, a w szczególności - zagadnienie racjonalnych decyzji co do realizacji budowy infrastruktury elektroenergetycznej. W ich podejmowaniu kluczowe są dwa rodzaje ocen przebiegu procesów inwestowania: intensywność oraz efektywność. Intensywność inwestowania jest z reguły mierzona wielkością strumienia efektów (rezultatów procesu) w przyjętej jednostce czasu, natomiast efektywność to miara użyteczności działania określona relacją między strumieniem wyjściowym i wejściowym, tj. między efektami i nakładami.
Należy stwierdzić, że warunki rynkowe wywierają na gospodarkę swoistą presję, która wyraża się w poczuciu zagrożenia funkcjonowania. Dlatego naczelną przesłanką wszelkich działań jest dbałość o rozwój i stabilność gospodarki. Dość często wskazuje się, że w gospodarce rynkowej kryterium racjonalności działania jest maksymalizacja zysku. Jest to zbyt duże uproszczenie. Dążenie do maksymalizacji zysku może doprowadzić do zaniedbywania nakładów na analizę potrzeb odbiorców i ich kształtowanie, tj. na marketing, badanie rynku, na prace badawczo-wdrożeniowe związane z doskonaleniem procesów gospodarczych, w tym przygotowanie nowych produktów, na analizę konkurencji, a także zdobywanie nowych obszarów rynkowych.
Za jeden z ważniejszych celów działania podmiotów w gospodarce rynkowej należy uznać dążenie do maksymalizacji wartości podmiotu gospodarczego, na którą składają się nie tylko składniki materialne, ale też niematerialne. Do niematerialnych składników należą m.in. opinie o: jakości, niezawodności produktów, solidnej obsłudze klientów, perspektywach rozwojowych czy ustabilizowanej sytuacji finansowej [1].
Istotnym warunkiem rozwoju jest konieczność programowania i kształtowania określonych stosunków z otoczeniem. Są to powiązania gospodarcze z bankami, instytucjami finansowymi, z władzami lokalnymi i centralnymi. Do tego dochodzą instytucje prawa publicznego i osoby fizyczne.
Przekonanie o skuteczności polityki budowania oraz promowania rozwoju infrastruktury elektroenergetycznej wynika w dłuższej perspektywie z takich przesłanek, jak [1], [4]:
- aktywność ekonomiczna,
- konkurencyjność pobudzająca innowacyjność i adaptacyjność gospodarki,
- samoczynny mechanizm tworzenia kapitału, istniejący w gospodarce i opierający się na sprawnych rynkach kapitałowych, konkurencji i przedsiębiorczości,
- efektywność ekonomiczna.
Z powyższych uwarunkowań wynika znacząca rola inwestowania w systemy elektroenergetyczne jako podstawowego czynnika wzrostu i rozwoju gospodarczego.
Literatura z zakresu ekonomii podaje szereg definicji terminu "inwestycja". Jedna z nich brzmi następująco: "inwestycja jest bieżącym wyrzeczeniem dla przyszłych korzyści, przy czym teraźniejszość jest względnie dobrze znana, natomiast przyszłość to tajemnica. Zatem inwestycja jest wyrzeczeniem się pewnego dla niepewnej korzyści" [1].
Zwykle inwestuje się w przedsięwzięcia gospodarcze z zamiarem pomnażania inwestowanego kapitału. Wiadomo jednak z doświadczenia, że nikt nie może nikomu zagwarantować osiągnięcia sukcesu w podejmowanych przedsięwzięciach inwestycyjnych. Można natomiast analizować postępowanie weryfikacyjne, oparte na współczesnej wiedzy, przy którego zastosowaniu uzasadnione jest oczekiwanie, że projekty inwestycyjne/przedsięwzięcia budowlane dopuszczone do realizacji pomnożą zainwestowane środki finansowe.
Ważna rola i znaczenie inwestycji wynika z wielkości ponoszonych nakładów, okresu inwestowania i wpływu na przyszły stan gospodarki. W związku z tym programowanie inwestycji wymaga szczególnie głębokich i systematycznych analiz. W celu zapewnienia prawidłowej realizacji procesu inwestowania oraz uzyskania zakładanego efektu zadaniem inwestora powinno być podjęcie czynności wymienionych na rysunku 1.1 [4].
Do cech odróżniających procesy inwestycji rzeczowych od procesów eksploatacyjnych należy rozkład nakładów w czasie. Dopiero po okresie ponoszenia nakładów, tj. w trakcie eksploatacji, może nastąpić okres, w którym zrealizowany projekt inwestycyjny/przedsięwzięcie budowlane przynosi dochody.
Inwestowanie, jeżeli jest prowadzone dużym nakładem środków, wywołuje poważne zmiany w profilu finansowym inwestora. Zmiany te często pogarszają jego sytuację ekonomiczną. Wiąże się to ze zwiększeniem wartości środków trwałych w rezultacie trwania procesu inwestycyjnego, co wpływa na zwiększenie kosztów stałych firmy. Jednym z najtrudniejszych problemów zarządzania finansami przedsiębiorstw jest podejmowanie inwestycji rzeczowych, w których wyniku następuje powiększenie majątku trwałego. Jak już
Rys. 1.1. Schemat procesu decyzyjnego inwestora według [4]
wspomniano, decyzje inwestycyjne i realizacje przedsięwzięć budowlanych ze swojej natury mają charakter długoterminowy.
Okres lokowania środków pieniężnych w majątku trwałym może wynosić kilka lat (w wypadku dość szybko zmieniającego się wyposażenia technicznego) lub nawet kilkanaście - w wypadku budynków czy obiektów infrastruktury technicznej (linie elektroenergetyczne, stacje energetyczne, obiekty towarzyszące itp.).
Przed podjęciem decyzji o wydatkowaniu nakładów inwestycyjnych na długie okresy należy również uwzględnić [1], [4]:
- ogólną koniunkturę w gospodarce,
- warunki techniczne i ekonomiczne gospodarowania,
- wielkość popytu,
- warunki na rynku pracy,
- działania konkurencji,
- sytuację na rynkach finansowych.
Trzeba zauważyć, że mimo znaczących różnic inwestowanie w majątek trwały ma także pewne cechy inwestycji finansowych (kapitałowych), np. w papiery wartościowe. Podobieństwo to polega na tym, że w obu wypadkach występuje również niepewność i ryzyko inwestowania, z tym jednak, że problematyka inwestycji rzeczowych jest bardziej złożona, ponieważ jest związana z analizą tendencji nie tylko na rynku pieniężnym i kapitałowym, ale też na wielu innych rynkach.
Ogólnie wiadomo, że między poszczególnymi przedsięwzięciami inwestycyjnymi i zadaniami strategicznymi musi istnieć ścisłe powiązanie co do celów, którym mają one służyć.
Z powyższych uwarunkowań wynika, że współczesne procesy inwestycyjne rzadko kiedy przebiegają w warunkach zdeterminowanych, najczęściej zaś w warunkach niepewności bądź (w najlepszym wypadku) ryzyka inwestowania [1], [4]. Rodzi to określone trudności w planowaniu, programowaniu i realizacji procesów inwestycyjnych/przedsięwzięć budowlanych w elektroenergetyce.
1.3. Holistyczne podejście do realizacji przedsięwzięć budowlanych
Podana uprzednio definicja inwestycji w odniesieniu do przedsięwzięć budowlanych podkreśla następujące cechy charakterystyczne inwestycji:
1) elementy psychologiczne i socjologiczne - ze względu na wyrzeczenia związane z rezygnacją z bieżącej konsumpcji,
2) element czasu będący nieodłącznym czynnikiem w inwestowaniu, ponieważ inwestujący wyrzeka się bieżących korzyści na rzecz przyszłych, co oznacza, że upływ czasu, mimo że sam w sobie nie jest przyczyną powstawania przyszłych korzyści, musi wystąpić, aby inwestycja je przyniosła,
3) element ryzyka bądź niepewności, gdyż przyszłe korzyści mogą wystąpić, ale także inwestujący może ponieść straty.
Ogólnie inwestowanie jest procesem gospodarczym, który podlega sterowaniu ekonomicznemu podobnie do wszystkich innych procesów gospodarczych. Proces inwestycyjny można zdefiniować jako zbiór wzajemnie połączonych czynności i działań związanych z realizacją decyzji ustalającej potrzebę i cel inwestowania w środki majątku trwałego, zdolne do pełnienia funkcji, do których są przeznaczone. Przygotowanie, realizacja i uruchomienie każdej inwestycji wymaga odpowiedniego okresu. Wszystkie niezbędne czynności tworzą kolejne fazy procesu inwestycyjnego. Proces inwestycyjny można także zdefiniować jako zespół działań od rozpoczęcia programowania zamierzenia rozwojowego do osiągnięcia projektowanej zdolności produkcyjnej [4].
Celem inwestowania jest osiągnięcie efektów gospodarczych określonych w decyzji uruchamiającej ten proces, które są przedstawione w dokumentacji projektowej. Proces inwestycyjny rozpoczyna się z chwilą powzięcia (na podstawie wcześniej przeprowadzonych badań i studiów) decyzji o potrzebie i celu inwestowania, upoważniającej do podjęcia prac związanych z przygotowaniem i realizacją inwestycji, a kończy się z chwilą osiągnięcia określonego w dokumentacji projektowej efektu gospodarczego (osiągnięcie projektowanej zdolności produkcyjnej, tj. usługowej lub użytkowej).
Cykl realizacji inwestycji jest to okres trwający od dnia rozpoczęcia realizacji inwestycji, tzn. od dnia przekazania placu budowy wykonawcy (generalnemu wykonawcy) przez inwestora (generalnego realizatora inwestycji, zamawiającego) do dnia zakończenia realizacji inwestycji, tzn. do dnia przekazania inwestycji do użytku lub eksploatacji, a jeżeli tego inwestycja wymaga - po przeprowadzeniu rozruchu technologicznego. Cykl realizacji inwestycji ustalony w studium wykonalności projektu (dokumentacji uproszczonej) ma charakter obowiązujący i nie obejmuje okresu związanego z przygotowaniem placu budowy [4].
Działalność inwestycyjną charakteryzują pewne prawidłowości, niezależne od rodzaju realizowanych inwestycji. W przebiegu procesu inwestycyjnego można wyodrębnić cztery podstawowe etapy, w których są wykonywane pewne działania (jednocześnie lub w określonej kolejności):
1) programowania inwestycji,
2) projektowania inwestycji,
3) realizacji inwestycji,
4) dochodzenia do projektowanej zdolności produkcyjnej.
Istotnym zagadnieniem jest cykl życia projektu inwestycyjnego, zawierający trzy fazy:
1) przedinwestycyjną,
2) inwestycyjną (realizacyjną),
3) operacyjną.
Ze względu na zwykle ograniczone środki finansowe i jednocześnie potrzebę prowadzenia działalności inwestycyjnej niezwykle istotne (dla każdego podmiotu gospodarczego) jest metodyczne podejście do przygotowania i oceny projektów inwestycyjnych, jako że niewłaściwemu przygotowaniu projektów towarzyszy zwykle ryzyko marnotrawstwa zasobów i niedostatecznego wykorzystywania możliwości finansowania głównie ze źródeł zewnętrznych [1]. Dlatego też projekty inwestycyjne przedsięwzięć budowlanych muszą być określone, sformułowane, a także ocenione w kategoriach techniczno-ekonomicznych i finansowych możliwości ich realizacji oraz związanych z nimi nakładów, kosztów, jak również korzyści społecznych.
Zgodnie z najczęściej prezentowanym w literaturze przedmiotu obrazem cyklu życia projektu inwestycyjnego faza przedinwestycyjna składa się z następujących etapów [4]:
- studium możliwości (pomysł projektu),
- studium przedrealizacyjne (wstępna selekcja; pre-feasibility study),
- ostateczna techniczno-ekonomiczna wersja projektu (feasibility study),
- raport oceniający (decyzja inwestycyjna),
- negocjacje, zawieranie umów i kontraktów.
Należy zwrócić uwagę, że poszczególne etapy tej fazy są realizowane oddzielnie, natomiast wyniki tych opracowań mają pomóc inwestorowi w dokonaniu prawidłowej oceny i podjęciu decyzji.
Ogólnie studium możliwości zawiera koncepcję pomysłu projektu inwestycyjnego/przedsięwzięcia budowlanego i wstępną ocenę opłacalności jego realizacji na podstawie analizy popytu, jej spójności z programem rozwoju, perspektywami danej dziedziny gospodarczej i konkurentów krajowych oraz zagranicznych, a nawet prognoz rozwoju poszczególnych regionów kraju.
Studium przedrealizacyjne powinno zawierać zestawienia już bardziej szczegółowych wymagań, założeń i jednocześnie ograniczeń, które musi wziąć pod uwagę projektant opracowujący w racjonalny sposób szczegółowe rozwiązania inwestycji, takie jak: skala, struktura i nowoczesność programu produkcyjnego, metody i formy zbytu oraz marketingu, rozwiązania konstrukcyjne i przestrzenne budynków i budowli, dobór maszyn i urządzeń oraz technologii .
Ostateczna wersja projektu inwestycji to zbiór standardowych opracowań technicznych, organizacyjnych i ekonomicznych, które mają stanowić podstawę do podjęcia decyzji i następnie realizacji przedsięwzięcia inwestycyjnego. Dla zachowania porównywalności poszczególnych projektów w praktyce inwestycyjnej należy dbać o w miarę jednolity układ formalny i metodyczny takich studiów i opracowań projektowych [4].
Realizacja poszczególnych faz procesu inwestycyjnego wymaga zaangażowania określonych nakładów kapitałowych w czasie. Zjawisko narastania zaangażowanych środków w trakcie realizacji kolejnych faz cyklu inwestycyjnego przedstawiono na rysunku 1.2.
Relatywnie małe zaangażowanie kapitału w pierwszych fazach cyklu inwestycyjnego nie oznacza, że nie wymagają one szczególnej uwagi i analizy ze strony inwestora. Wręcz przeciwnie - w fazie programowania i projektowania rozstrzyga się w zasadzie kwestię poziomu efektywności inwestycji. Zasady i metody prowadzenia analizy opłacalności różnych wariantów, które należy ocenić w etapie przedrealizacyjnym, wpływają następnie na ogólną efektywność inwestycji.
Trzeba wyraźnie zaznaczyć, że działalność inwestycyjna w zakresie realizacji przedsięwzięć budowlanych w elektroenergetyce nie stanowi autonomicznego, wyizolowanego obszaru, który można kształtować w sposób zupełnie swobodny, niezależny od innych obszarów działania. Projekt każdej inwestycji powinien bowiem
Rys. 1.2. Nakłady w cyklu inwestycyjnym według [4]
wynikać z ogólnej strategii rozwojowej, powinien stanowić formę jej realizacji, ale z drugiej strony musi też być ściśle skoordynowany z bieżącymi działaniami i stanem otoczenia oraz uwzględniać bezpieczeństwo energetyczne. Sposób koordynowania i harmonizacji procesu inwestycyjnego z wymienionymi obszarami w poszczególnych fazach cyklu inwestycyjnego przedstawiono na rysunku 1.3.
Efektywność przedsięwzięcia inwestycyjnego będzie zależeć m.in. od tego:
1) jak wszechstronnie i kompleksowo oceniono nakłady i efekty związane z przedsięwzięciem rozwojowym i zmiany wywołane w otoczeniu,
2) czy rzeczywiście w wieloetapowym procesie przygotowywania projektu poszczególni jego animatorzy, autorzy i wykonawcy posługują się kompleksowym rachunkiem ekonomicznym do oceny możliwie jak największej liczby zarówno ogólnych, jak i cząstkowych rozwiązań wariantowych,
3) czy wybrano i zastosowano poprawnie metody do oceny efektywności określonego rodzaju przedsięwzięć/inwestycji.
Rys. 1.3. Powiązanie inwestycji z innymi sferami działalności według [4]
Holistyczne podejście do realizacji przedsięwzięć budowlanych w warunkach rynkowych zdaniem autora powinno być odzwierciedlone w kompleksowej analizie, uwzględniającej różnorodne uwarunkowania realizacyjne, otoczenie formalnoprawne, ryzyko i niepewność inwestowania, a także integrację poziomów inwestowania i aspektów energetycznych, ekonomicznych oraz ekologicznych [4]. Trzeba zatem poszukiwać takich metod, które są w stanie sprostać współczesnym wymaganiom realizacji przedsięwzięć budowlanych w elektroenergetyce.
Literatura
[1] Flak W. i in.: Inwestor - inwestycje rzeczowe. Warszawa: Wydawnictwo C.H. Beck 2000.
[2] Gawron H.: Ocena efektywności inwestycji. Poznań: Wydawnictwo Akademii Ekonomicznej 1997.
[3] Jaworski K.M.: Metodologia projektowania realizacji budowy. Warszawa: Wydawnictwo Naukowe PWN 1999.
[4] Kamrat W.: Metody oceny efektywności inwestowania w elektroenergetyce. Gdańsk: Wydawnictwo Politechniki Gdańskiej 2004.
4Zagadnienia związane z projektowaniem i budową infrastruktury elektroenergetycznej
4.1. Uwagi ogólne
Dynamika rozwoju gospodarczego kraju łączy się ze wzrostem zapotrzebowania na energię elektryczną. Szybki wzrost tego zapotrzebowania powoduje zwiększenie liczby budowanych linii napowietrznych i stacji elektroenergetycznych wysokiego napięcia.
Rozbudowywanie sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej wiąże się nie tylko z koniecznością ponoszenia znacznych nakładów inwestycyjnych, ale także ze sporymi barierami formalnoprawnymi, niechęcią społeczeństwa i trudnościami w uzyskaniu pozwoleń środowiskowych. Aktualnie obowiązujące regulacje prawne są istotną przeszkodą w procesie realizacji inwestycji sieciowych i mocno komplikują ten proces w każdym obszarze, czego skutkiem jest znaczące zwiększenie kosztów prowadzenia inwestycji sieciowych oraz ograniczenie efektywności i szybkości tego procesu. Kwestie prawne dotyczące prowadzenia postępowań inwestycyjnych w zakresie sieciowej infrastruktury elektroenergetycznej są niespójne oraz nieprecyzyjne, a co więcej - często ulegają zmianom z powodu wchodzących nowelizacji, co prowadzi do wielu utrudnień. Dodatkowo są rozproszone w całym szeregu ustaw i aktów wykonawczych [1.3], [1.4]. Ponieważ budownictwo infrastruktury oprócz poważnych nakładów finansowych oznacza też pokonywanie barier formalnoprawnych, w celu usprawnienia przebiegu procedur już na etapie projektowania powinno się opierać na nowoczesnej technice cyfrowej. Zastosowanie elektronicznych maszyn cyfrowych (EMC) pozwala bowiem na osiągnięcie nawet w tej fazie znacznych oszczędności [1.5].
4.2. Oddziaływanie infrastruktury elektroenergetycznej na otoczenie
4.2.1. Wprowadzenie
Ochrona środowiska staje się kluczowym problemem współczesnej cywilizacji. Problem ten odnosi się również do szeroko pojętego budownictwa elektroenergetycznego, a w szczególności do budowy linii i stacji najwyższych i wysokich napięć (NN i WN). Nowe obiekty elektroenergetyczne powstają zwykle na terenach niezamieszkałych. Linie przesyłowe prowadzone są na znacznej długości przez nieużytki, łąki, pola uprawne czy obszary leśne. Czasami jednak nie da się uniknąć ich zbliżenia do pojedynczych budynków czy osiedli mieszkaniowych, przeprowadzenia linii przez tereny przemysłowe czy też w pobliżu parków krajobrazowych lub miejsc związanych z odpoczynkiem i rekreacją.
Przesyłowi energii elektrycznej towarzyszą pewne zjawiska uznawane za niekorzystne, które potęgują się wraz ze wzrostem poziomu napięcia [1.4]:
- oddziaływanie pola elektrycznego i magnetycznego na otoczenie,
- wpływ budownictwa sieciowego na gospodarkę leśną,
- wpływ budownictwa sieciowego na walory krajobrazowe i estetykę,
- uciążliwość linii NN w środowisku ze względu na hałas, zakłócanie odbioru programów RTV.
Zasięg tych oddziaływań na ludzi i zwierzęta budzi zainteresowanie nie tylko wśród profesjonalistów zajmujących się tym problemem zawodowo, ale także wśród odbiorców energii elektrycznej, u których nieznajomość zjawisk związanych z przesyłem energii wywołuje lęk przed zagrożeniem lub utratą zdrowia. Można zauważyć, że powszechne zainteresowanie oddziaływaniem pól elektromagnetycznych (wytwarzanych przez urządzenia NN) od czasu do czasu narasta, podsycane sensacyjnymi artykułami w prasie, wzniecającymi niepokój wśród społeczeństwa.
Wymagania dotyczące ochrony środowiska przy budowie infrastruktury elektroenergetycznej określają sposób i warunki, jakim musi odpowiadać przyjęty do realizacji projekt. Są one określone w wielu ustawach, rozporządzeniach, zarządzeniach i innych aktach prawnych.
4.2.2. Oddziaływanie pola elektromagnetycznego na otoczenie
Jednym z głównych problemów przy określaniu lokalizacji infrastruktury elektroenergetycznej w pobliżu osiedli mieszkaniowych jest wpływ pola elektromagnetycznego na ludzi i zwierzęta. Wpływ tego pola jest jak dotąd mało poznany i trudno stwierdzić, czy stanowi większe zagrożenie dla człowieka niż pole elektromagnetyczne wytwarzane przez urządzenia domowego użytku, takie jak golarka czy suszarka do włosów. Mimo że badania z zakresu oddziaływania pól elektromagnetycznych niskiej częstotliwości na organizmy żywe trwają od wielu lat, nie udało się jednoznacznie ustalić, jakie konsekwencje dla organizmu człowieka ma przebywanie w obszarze ich oddziaływania. Wiele krajów, w tym także Polska, podjęło wszakże działania w celu ograniczenia przebywania ludzi w zasięgu silnych pól elektromagnetycznych. Wydano odpowiednie przepisy i zalecenia dotyczące zasad ochrony przed elektromagnetycznym promieniowaniem niejonizującym szkodliwym dla ludzi i środowiska, w których określono największe dopuszczalne wartości pól, w jakich można przebywać bez obawy o swoje zdrowie [1.11], [1.39], [1.41].
Pole elektryczne
Najważniejszym przepisem w Polsce ograniczającym przebywanie ludzi w polu elektrycznym jest Rozporządzenie Rady Ministrów (Dz.U. z 1980 r. Nr 25, poz. 101 z póź. zm.) w sprawie zasad ochrony ludzi i środowiska przed szkodliwym oddziaływaniem promieniowania niejonizującego [1.41]. Przepis ten wprowadza pojęcie stref ochronnych, tj. obszarów, w których obowiązują ograniczenia dotyczące przebywania osób oraz sposobu zagospodarowania tych terenów. Strefy ochronne wyznacza się na podstawie pomiarów natężenia pola elektrycznego występującego w otoczeniu linii przesyłowej (pod linią lub w jej pobliżu) na wysokości 1,8 m nad powierzchnią ziemi. W strefie ochronnej pierwszego stopnia, gdzie natężenie pola elektrycznego przekracza 10 kV/m, przebywanie ludności jest zabronione. Strefa taka występuje jedynie bardzo blisko elementów pod wysokim napięciem, do których przeciętny człowiek nie ma dostępu. Praktycznie pod działaniem takich pól mogą się znaleźć tylko pracownicy energetyki, wykonujący prace na terenie rozdzielni 400 kV i więcej lub przy naprawach linii wysokiego napięcia. W strefie ochronnej drugiego stopnia, gdzie natężenie pola elektrycznego mieści się w granicach 1-10 kV/m, przebywanie ludności jest dozwolone. W strefie tej jednak nie wolno lokalizować budynków mieszkalnych, szkół, szpitali itp. Można natomiast bez żadnych ograniczeń i obaw prowadzić działalność gospodarczą, w tym rolniczą. Przebywanie w obszarach, gdzie pole elektryczne nie przekracza 1 kV/m, nie podlega żadnym ograniczeniom [1.3], [1.41]. Pod krajowymi liniami o napięciu znamionowym do 220 kV włącznie wartości natężenia pola elektrycznego są znacznie mniejsze niż 10 kV/m. Linie 400 kV są tak zaprojektowane, aby wartości natężenia pola elektrycznego w ich otoczeniu nie przekraczały 10 kV/m. W związku z tym dla linii WN i NN w zasadzie nie istnieje problem strefy ochronnej pierwszego stopnia. Strefa ta praktycznie może występować tylko na terenie stacji elektroenergetycznych NN.
Typowe rozkłady pola elektrycznego pod elektroenergetycznymi liniami przesyłowymi wyznaczone na wysokości 1,8 m nad ziemią w pasie technologicznym określonym na trasie linii (w miejscu największego zbliżenia linii do ziemi) przedstawiono na rysunku 4.1.
Rys. 4.1. Typowe rozkłady pola elektrycznego pod liniami przesyłowymi wysokiego napięcia wyznaczone na wysokości 1,8 m nad ziemią według [1.4], [1.41]
Pole magnetyczne
Natężenie pola magnetycznego wokół linii przesyłowych najwyższych napięć jest niewielkie. W miejscach przebywania ludzi, nawet w bezpośrednim sąsiedztwie linii, jest ono porównywalne z polami, jakie występują obok przewodów domowej instalacji niskiego napięcia oraz z polami istniejącymi w bezpośredniej bliskości elektrycznego sprzętu powszechnego użytku.
Jak dotąd nie zostały w Polsce uchwalone przepisy ogólne, które ograniczałyby gospodarowanie i przebywanie ludności w obszarach, gdzie występuje pole magnetyczne. Uzasadnieniem takiego stanu prawnego jest brak w środowisku źródeł pól magnetycznych o znacznych intensywnościach [1.4]. Ponieważ jednak silne pola magnetyczne występują w otoczeniu wielu urządzeń przemysłowych, konieczne stało się ograniczenie narażenia pracowników na ich działanie. W przepisach z zakresu bezpieczeństwa i higieny pracy ustalono, że najwyższe dopuszczalne natężenie pola magnetycznego na stanowiskach, na których praca trwa 8 godzin, nie może być większe niż 400 A/m (indukcja 0,5 mT). Jeżeli pole działa na pracownika krócej niż 8 godzin, dopuszczalne jest przebywanie w polu znacznie silniejszym.
Warto w tym miejscu podkreślić, że w otoczeniu krajowych linii przesyłowych i stacji elektroenergetycznych natężenie pola magnetycznego jest znacznie mniejsze od 400 A/m [1.4], [1.6]. Rozkład pola magnetycznego pod liniami elektroenergetycznymi przedstawiono na rysunku 4.2.
Rys. 4.2. Typowe rozkłady pola magnetycznego pod liniami przesyłowymi na wysokości 1,8 m nad ziemią według [1.4], [1.41]
4.2.3. Wpływ budownictwa sieciowego na gospodarkę leśną
Konieczność ochrony lasów, których rozwój dokonuje się bardzo powoli i trwa przez kilka pokoleń, staje się sprawą palącą dlatego, że należymy do krajów europejskich o zalesieniu niższym od uznanego za prawidłowe z punktu widzenia ekologii człowieka [1.3], [1.38], [1.39]. Powierzchnia terenów zalesionych sięga w Polsce około 24%, podczas gdy za prawidłową uznaje się wartość w granicach 27-30% [1.4].
Elektroenergetyka, jak wynika z danych statystycznych, nie jest tą dziedziną gospodarki, która powoduje największe ubytki terenów leśnych, niemniej jednak w ogólnej powierzchni lasów, jaka zostaje wyłączona z gospodarki leśnej na inne cele, partycypacja elektroenergetyki sieciowej/systemowej wynosi 8-10%. W wielkości tej kryją się zarówno tereny potrzebne pod budowę elektrowni, jak i pod budowę linii i stacji elektroenergetycznych NN. Należy przy tym podkreślić, że w odniesieniu do zwartych obiektów przemysłowych, których lokalizacja może być w miarę dowolna, obiekty sieciowe, a zwłaszcza linie najwyższych napięć niejednokrotnie muszą być prowadzone przez tereny leśne, bez możliwości wyboru innej trasy lub ze znacznym ograniczeniem tych możliwości.
Prowadzenie linii elektroenergetycznych przez tereny leśne jest niepożądane zarówno dla gospodarki leśnej, jak i budowy i eksploatacji linii. Wadliwie wykonane wycinki leśne zwiększają możliwość awarii linii i jej wyłączeń, dlatego też przepisy prawne zalecają unikać prowadzenia linii przez lasy. Zalecenie to nie może być jednak spełnione w całej rozciągłości przez inne czynniki techniczne, ekonomiczne i społeczne, które powodują konieczność przejścia linii przez lasy. W związku z tym zostały ustalone wymagania i warunki, których zachowanie jest konieczne ze względu na bezpieczeństwo linii oraz lasu. Wymagania te zależą od napięcia linii i są ostrzejsze dla linii najwyższych napięć z racji ich dużego znaczenia gospodarczego oraz wysokiego stopnia zagrożenia dla lasu.
Do prowadzenia linii przez tereny leśne wybiera się miejsca o najmniejszej długości przecięcia lasu, wykorzystując - jeśli jest to możliwe - dukty leśne, linie oddziałowe, pasy przeciwpożarowe itp. Uzgodnienia z odpowiednimi organami administracji leśnej uwzględniają prowadzenie trasy linii oddziałami o mniejszej wartości drzewostanu i o gorszych warunkach środowiskowych.
Oczywiście jeżeli istnieje możliwość wyboru trasy linii elektroenergetycznej z ominięciem terenów leśnych, bez równoczesnej kolizji czy uciążliwości dla innych użytkowników, to należy wybrać taką trasę linii. Ominięcie kompleksów leśnych związane jest wszakże z wydłużeniem trasy linii elektroenergetycznej, zwiększeniem strat przesyłowych, kosztów eksploatacyjnych i nakładów inwestycyjnych. Istnieje granica ekonomicznej opłacalności wydłużenia trasy linii. Jednakże konieczność prowadzenia wycinki drzew w celach inwestycyjnych, poza długotrwałym procesem uzyskania pozwolenia na wyrąb, może spowodować znaczne zwiększenie kosztów całej inwestycji. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra właściwego do spraw środowiska opłaty za wycinkę drzew na cele niezwiązane z pozyskiwaniem planowym drewna są znaczące i mogą być dotkliwe w wypadku niezgodnej z prawem wycinki drzew.
Jak widać, prowadzenie linii elektroenergetycznej przez lasy i tereny zadrzewione może być przyczyną bardzo poważnego podwyższenia całkowitego kosztu inwestycji. Dlatego też stosuje się obecnie konkretne sposoby ograniczające do minimum konieczność wycinki, a co za tym idzie, również koszt odszkodowań za wyrąb lasów.
Jednym ze sposobów zminimalizowania konieczności wycinki drzew jest przejście linią elektroenergetyczną ponad lasami. Budowa linii najwyższych napięć z przewodami ponad koronami drzew wymaga zastosowania bardzo wysokich słupów. Przy założeniu wysokości drzew ok. 30 m, co odpowiada średniej wysokości drzew sosny w I klasie bonitacji, wysokość słupów powinna wynosić - w zależności od napięcia linii - 50 m do 80 m, przy uwzględnieniu maksymalnych zwisów przewodów, długości łańcuchów izolatorowych i bezpiecznych odległości przewodów od wierzchołków drzew. Przy nierównościach terenu może się okazać konieczne zastosowanie słupów o wysokościach znacznie przekraczających podane wyżej wartości. W takich wypadkach w zależności od typu linii zwiększenie zużycia stali na słupy wynosi 200% do 400%, a betonu na fundamenty 100-200% [1.3], [1.6]. Koszt prac montażowych wzrasta trzykrotnie. Zwiększenie zużycia materiałów i kosztów prac montażowych wpływa znacznie na wzrost nakładów inwestycyjnych, które są 3- bądź 4-krotnie większe niż nakłady inwestycyjne na linie prowadzone w terenie niezalesionym. Wysokie słupy i prowadzenie linii ponad koronami drzew są przyczyną większego zagrożenia burzowego, a tym samym mniejszej niezawodności pracy linii. Zwiększenie awaryjności burzowej wpływa na dodatkowe wyłączenia linii i dodatkowe koszty związane z niedostarczeniem energii elektrycznej [1.3].
W związku z przedstawionymi problemami zwykle nie buduje się linii elektroenergetycznych ponad koronami drzew. W nielicznych tylko przypadkach na świecie zastosowane są takie rozwiązania, np. przy konieczności przekroczenia parków, rezerwatów przyrody, zalesionych jarów czy jezior w lesie.
Kolejnym, powszechnie stosowanym sposobem ograniczania powierzchni wycinki jest wykonywanie przejść przez lasy za pomocą słupów o wąskich gabarytach. Szerokość wycinki leśnej zależna jest od szerokości linii. Zmniejszając wymiar poprzeczny linii, można ograniczyć powierzchnię wycinki i straty w drzewostanie. W celu maksymalnego zmniejszenia szerokości linii zastosowano dla słupów linii jednotorowych i dwutorowych pionowy układ przewodów oraz zawieszenie przewodów na łańcuchach izolatorowych typu "V". Wykorzystanie słupów o pionowym układzie przewodów powoduje zwiększenie zużycia materiałów i nakładów inwestycyjnych. Wzrost nakładów nie jest duży, wynosi ok. 15% w stosunku do linii w opracowaniu dotychczasowym.
Na podstawie wykonanych analiz ekonomicznych [1.3], [1.4], [1.6] można stwierdzić, że przy przejściach przez tereny leśne zastosowanie słupów wąskogabarytowych daje największe efekty ekonomiczne, w porównaniu z innymi wariantami przejść linii przez tereny leśne.
4.2.4. Wpływ hałasu generowanego przez linie elektroenergetyczne na otoczenie
Pracująca napowietrzna linia elektroenergetyczna prądu przemiennego jest źródłem hałasu spowodowanego zjawiskiem ulotu. Wartość natężenia pola elektrycznego na powierzchni przewodów zależna jest od napięcia fazowego, promienia przewodu, liczby przewodów i odległości między nimi w wiązce, odległości między przewodami fazowymi oraz wysokości zawieszenia. Zjawisko ulotu, a więc i emitowany hałas, wystąpi intensywnie wówczas, gdy natężenie pola elektrycznego na powierzchni przewodu przekroczy tzw. wartość krytyczną. Ulot może pojawiać się także w miejscach o dużej nierównomierności powierzchni spowodowanej uszkodzeniem (np. zadrapania powstałe podczas montażu, rozwarstwienia przewodu) lub zabrudzeniem (np. pył, martwe insekty na przewodzie). Sam ulot również działa niszcząco na przewód, gdyż sprzyja powstawaniu związków azotowych na jego powierzchni [1.3].
W prawidłowo zaprojektowanej linii prądu przemiennego ulot występuje jedynie podczas tzw. złych warunków atmosferycznych, do których zaliczono deszcz, mgłę, mokry śnieg oraz dużą wilgotność.
Hałas linii elektroenergetycznych spowodowany zjawiskiem ulotu jest zależny od [1.3]:
- parametrów technicznych linii - napięcia fazowego, geometrii układu przesyłowego,
- parametrów środowiskowych - warunków atmosferycznych, terenowych,
- stanu technicznego linii - stanu powierzchni przewodów, wieku przewodów.
Przy szczególnie wilgotnej pogodzie (np. w czasie mżawki lub deszczu) hałas wytwarzany przez linie wzrasta, znacznie przekraczając w skrajnych sytuacjach poziom dopuszczalny dla obszarów zamieszkałych w porze nocnej (35-40 dB). Dotyczy to głównie linii o najwyższym aktualnie stosowanym w Polsce napięciu, tj. linii 400 kV. Poziom hałasu w okresach dobrej pogody nie powinien przekraczać wartości przedstawionych w tabeli 4.1 [1.3].
Tabela 4.1. Dopuszczalne poziomy natężenia szumów w zależności od rodzaju strefy oddziaływania według [1.3]
Charakterystyka strefy
Dopuszczalny poziom szumów w dzień [dB]
Dopuszczalny poziom szumów w nocy [dB]
Strefa mieszkalna
45
35
Strefa przemysłowa
55
45
Strefa mieszana
50
40
W Polsce do inwestycji szczególnie uciążliwych dla środowiska zaliczono linie 400 kV oraz 750 kV. Przechodzą one coraz częściej przez tereny zurbanizowane, chronione przed nadmierną emisją hałasu. Powoduje to konieczność przewidywania oddziaływania hałasu linii na środowisko na etapie projektowania, a co za tym idzie - również wykonania pracochłonnych i kosztownych ocen [1.3].
Hałas wpływa zatem na możliwość lokalizacji linii elektroenergetycznych, szczególnie o napięciu 400 kV i więcej w okolicach zamieszkałych oraz parków krajobrazowych. Dlatego też konieczne jest, w fazie opracowywania oceny oddziaływania na środowisko, dokładne przeanalizowanie tego problemu wraz ze wskazaniem środków przeciwdziałających uciążliwościom z powodu hałasu.
4.2.5. Zakłócenia radioelektryczne generowane przez linie elektroenergetyczne
Linie elektroenergetyczne najwyższych napięć bywają także źródłem zakłóceń radioelektrycznych. Przyczyną zakłóceń radioelektrycznych jest również ulot. W liniach elektroenergetycznych należy dążyć do tego, aby wielkość ulotu była jak najmniejsza. Wielkość ulotu można zmniejszyć przez odpowiednie dobranie parametrów konstrukcji linii, jak i przez zastosowanie właściwej technologii montażu przewodów. Przez niewłaściwe obchodzenie się z przewodem w czasie budowy można zwiększyć ulot o jakieś 20%. Niedopuszczalne jest np. ciągnięcie przewodów po ziemi lub stosowanie nieodpowiednich rolek montażowych do rozciągania przewodów. Powoduje to bowiem powstawanie rys na przewodzie, które są dodatkowym źródłem ulotu.
W miejscu zainstalowania anten odbiorczych różnica między sygnałem użytecznym radiostacji a poziomem zakłóceń w okresach dobrej pogody powinna być nie mniejsza niż 20 dB. W budynkach mieszkalnych położonych w bezpośredniej bliskości linii przesyłowej może niekiedy wystąpić pogorszenie odbioru radiowego i telewizyjnego. W takich sytuacjach właściciel linii zobowiązany jest wykonać na swój koszt w każdym indywidualnym przypadku odpowiednią instalację antenową, która zapewni poprawny, niezakłócony odbiór programów radiowych i telewizyjnych [1.3].
4.2.6. Zagadnienia estetyki przy projektowaniu linii napowietrznych
Zagadnienie estetyki elektroenergetycznych linii napowietrznych jest częścią ogólnego problemu ochrony środowiska. Problemowi temu w przeszłości poświęcano mało uwagi, gdyż linie przesyłowe nie zanieczyszczają powietrza ani wody i ich wpływ na środowisko jest znacznie mniejszy niż elektrowni i zakładów przemysłowych. Odkąd jednak stały rozwój sieci elektroenergetycznej powoduje wzrost napięcia linii napowietrznych i coraz większe ich zagęszczenie w terenie, problem ochrony krajobrazu nabiera szczególnego znaczenia.
Ochrona krajobrazu jest działaniem podejmowanym w celu utrzymania otoczenia w stanie jak najbardziej zbliżonym do naturalnego i przydatnym dla życia ludzi. Z ochroną krajobrazu związane są także zagadnienia estetyczne dotyczące budowli i ich elementów wznoszonych w terenie. Stale rosnąca liczba napowietrznych linii powoduje, że stają się one coraz częściej widocznym elementem krajobrazu i nie zawsze są z nim zharmonizowane. Ogólnie w opinii publicznej istnieje przekonanie, że linie nie upiększają krajobrazu. W związku z tym w procesie projektowania linii na projektanta nakłada się zadanie zharmonizowania linii z krajobrazem. Powoduje to konieczność:
- odpowiedniego wyboru trasy linii napowietrznych,
- uwzględnienia estetyki elementów składowych tych linii.
Wprowadzenie tych zasad jest jednym z czynników zwiększających całkowite koszty inwestycji [1.4], [1.8].
Wszystkie powyższe zagadnienia, jak widać, nakładają na projektantów w procesie projektowania elektroenergetycznych linii przesyłowych konieczność wykonywania długotrwałych i żmudnych oraz kosztownych opracowań i ocen oddziaływania linii elektroenergetycznych na środowisko, a także uzyskiwania uzgodnień z różnymi organami administracji państwowej, samorządowej czy instytucjami powołanymi do kontroli oddziaływania na otoczenie tych inwestycji. Takie rozszerzenie zakresu prac projektowych jest czynnikiem powodującym wzrost kosztów opracowania projektów. Koszty te stanowią obecnie ok. 10-30% całkowitego kosztu projektu linii elektroenergetycznej [1.3], [1.4].
Powyższe zagadnienia, związane bezpośrednio z redukcją oddziaływania linii elektroenergetycznej na otoczenie, również wpływają na wzrost kosztów budowy linii przez konieczność zastosowania niejednokrotnie droższych rozwiązań technicznych (np. wiązek wieloprzewodowych, wyższych słupów czy też zmiany trasy linii).
4.2.7. Aspekty społeczne budowy infrastruktury elektroenergetycznej
Do uzyskania pozwolenia na budowę konieczne jest uzyskanie prawa do terenu. Zasygnalizowane powyżej zjawiska wywołane obecnością pola elektromagnetycznego oraz ich wpływ na psychikę ludzi w połączeniu z powszechnym brakiem wystarczającej wiedzy technicznej powodują, że budowa elektroenergetycznych linii przesyłowych napotyka ogromne trudności ze strony społeczeństwa zamieszkującego tereny wokół planowanej trasy linii.
Najczęściej jest to proces długotrwały, bardzo trudny, wymagający przezwyciężenia społecznego oporu przed "nieznanym i niebezpiecznym", a także coraz bardziej kosztowny. Wielokrotnie prowadzi do wypłacenia odszkodowań nie tylko za zniszczenia w trakcie budowy (związane z technologią robót) czy z tytułu zajęcia obszaru działki przez słup, ale również do wypłaty umownych odszkodowań z tytułu utraty wartości działki, nad którą przebiega linia lub na której stoi słup. Kwoty odszkodowań z tytułu zadośćuczynienia za utratę wartości ziemi pod linią energetyczną niejednokrotnie znacznie przewyższają kwoty odszkodowań z innych tytułów i stają się znaczącą częścią kosztów budowy całej linii. Oczywiście koszty pozatechniczne związane ze stosowaniem innych, koniecznych rozwiązań technicznych umożliwiających redukcję negatywnego wpływu linii na środowisko czy też związanych z odszkodowaniami za utratę wartości gruntu w bardzo dużej mierze zależą od przebiegu linii - charakteru i rodzaju gruntów, ich przeznaczenia, obiektów krzyżowanych lub zbliżonych itp. Wahają się one obecnie na poziomie od 0,1% do nawet 50% całkowitych kosztów budowy linii. Ponieważ budowa infrastruktury elektroenergetycznej jest dość kosztowna, to już w fazie jej projektowania powinno się stosować wspomaganie tego procesu z użyciem techniki cyfrowej. Pozwoli to na osiągnięcie znaczących oszczędności w całym procesie inwestycyjnym.
5Wybrane zagadnienia mechaniki związane z budową linii elektroenergetycznych
5.1. Mechanika przewodów
5.1.1. Wprowadzenie
Już od dawna zastanawiano się nad kształtem zwisającego swobodnie łańcucha lub sznura o obu końcach zamocowanych. Nawet jeśli wiemy, że ta krzywa jest nazywana krzywą łańcuchową, można odnieść wrażenie, że jest to parabola [1.6], [1.9], [1.10]. Wydaje się to dosyć naturalne, bo nawet Galileo Galilei w swoim dziele Dialogi milcząco przyjął, że jest to funkcja kwadratowa. Dopiero holenderski uczony Christiaan Huygens przedstawił geometryczny dowód (notabene bardzo skomplikowany), w którym wykazał, że kształt zawieszonego sznura może być przedstawiony za pomocą wykresu cosinusa hiperbolicznego. W tym czasie powstawała analiza matematyczna, która stworzyła użyteczne narzędzie dla naukowców i badaczy tamtej epoki. Za pomocą rachunku różniczkowego C. Huygens, ale także G.W. Leibniz oraz D. Bernoulli wykazali, że istotnie kształt zwisającej swobodnie linki to cosinus hiperboliczny, nazywany krzywą łańcuchową. Aby rozwiązać ten problem, można wykorzystać rachunek wariacyjny, dzięki któremu otrzymuje się rozwiązanie, lub zastosować umiejętności całkowania stosunkowo prostych funkcji. Ze względu na prostotę i pomysłowość drugiego sposobu poniżej użyto go w celu wyprowadzenia równania krzywej łańcuchowej.
5.1.2. Równanie krzywej łańcuchowej
Krzywa łańcuchowa jest utworzona przez jednorodne cięgno zwisające swobodnie wskutek działania grawitacji. Krzywą tę tworzy też przewód jednorodny zawieszony między dwoma punktami [1.6]. Krzywa łańcuchowa jest oczywiście tworem idealnym, rzeczywisty zaś przewód tworzy wskutek nieidealnej giętkości krzywą, której kształt jest mniej lub więcej zbliżony do linii łańcuchowej.
W płaszczyźnie wyznaczonej przez jednorodny przewód zawieszony w punktach A i B wprowadza się układ współrzędnych x i y, jak na rysunku 5.1.
Niech G oznacza ciężar jednostkowy przewodu, czyli ciężar 1 m przewodu (w kG/m), g - współczynnik obciążenia mechanicznego przewodu, czyli ciężar 1 m przewodu o przekroju 1 mm2 (w daN/m-mm2), ? - naprężenie (w daN/mm2), s - przekrój przewodu (w mm2) i N - naciąg przewodu (w daN), przy czym N = s?.
Weźmy (por. rys. 5.1) element M1M2 = dl linii. Na element ten działają naciągi N1 i N2 pozostałych części przewodu oraz jego ciężar Gdl. Naciągi N1 i N2 działają wzdłuż stycznych w przeciwnych kierunkach.
Rys. 5.1. Siły działające na element dl linii według [1.6]
Warunek równowagi w postaci wektorowej wyraża się równaniem:
N1 - N1 - Gdl = 0,
(5.1)
a zatem równowaga zachodzi wtedy, gdy suma rzutów na osie X i Y sił działających na element dl równa się zeru. Ponieważ rzut wektora Gdl na oś X równa się zeru, więc składowe poziome sił N1 i N2 są sobie równe i przeciwnie skierowane. Oznaczając tę wspólną wartość przez H i pisząc też V1 - V2 = dV oraz korzystając z oznaczeń na rysunku 5.1, otrzymujemy:
H1 = H2 = H, V1 - V2 = dV = Gdl
(5.2)
Zatem:
(5.3)
Ponieważ , skąd , więc z (5.3) otrzymujemy:
(5.4)
Przyjmijmy, że:
(5.5)
Zatem różniczkując to równanie, otrzymamy:
(5.6)
Skąd:
(5.7)
Z równania (5.5) mamy:
,
(5.8)
więc wraz z (5.6) daje to zależność:
(5.9)
Podstawiając (5.7) i (5.8) do (5.4), otrzymujemy:
,
(5.10)
skąd po scałkowaniu mamy:
,
(5.11)
a więc:
(5.12)
Tę wartość t podstawiamy do równania (5.5) i po przekształceniach otrzymujemy:
(5.13)
Ponieważ dla x = 0, czyli:
,
(5.14)
Więc C1 = 0 oraz:
(5.15)
Przesuńmy teraz układ współrzędnych tak, żeby wierzchołek krzywej łańcuchowej miał współrzędne: x = 0 i y = ? /g (por. rys. 5.2):
Rys. 5.2. Krzywa łańcuchowa według [1.6]
Rys. 5.3. Element krzywej łańcuchowej - połowa przęsła poziomego, od najniższego punktu przewodu do punktu zawieszenia według [1.6]
Całkując równanie (5.15), otrzymujemy:
(5.16)
Ponieważ dla x = 0, więc , a że w najniższym punkcie przewodu , mamy C2 = 0.
Po podstawieniu otrzymujemy:
(5.17)
Oznaczając , otrzymujemy ostatecznie zależność:
(5.18)
Jest to równanie krzywej łańcuchowej.
Równanie (5.18) umożliwia obliczenie rzędnych krzywej dla dowolnych odciętych - obliczenia te są jednak bardzo uciążliwe, ponieważ wymagają stosowania wielocyfrowych tablic funkcji hiperbolicznych. Dla ułatwienia obliczeń stosuje się uproszczenie polegające na rozwinięciu zależności (5.18) w szereg Maclaurina:
(5.19)
z którego - w zależności od żądanej dokładności - bierze się pod uwagę dwa lub trzy pierwsze wyrazy.
Uwzględniając tylko dwa pierwsze wyrazy szeregu, otrzymujemy równanie paraboli:
(5.20)
Z tego równania korzysta się z wystarczającą dokładnością przy obliczeniach przęseł płaskich o długości do 200 m.
5.1.3. Długość łuku krzywej łańcuchowej
Długość łuku krzywej łańcuchowej zmienia się wraz ze zmianą temperatury lub obciążenia sadzią [1.6].
Aby wyprowadzić wzór na długość łuku, różniczkujemy równanie krzywej łańcuchowej i otrzymujemy:
(5.21)
Korzystając z zależności pokazanych na rysunku 5.2, możemy napisać:
,
(5.22)
skąd:
,
(5.23)
a zatem:
(5.24)
Po rozwinięciu w szereg Maclaurina, otrzymujemy:
(5.25)
Do praktycznych obliczeń wystarczy uwzględnić dwa pierwsze wyrazy szeregu, czyli:
(5.26)
Aby obliczyć długość łuku całego przęsła poziomego, mnożymy równanie (5.26) przez 2 i podstawiamy xB = a/2 oraz l = L/2. Otrzymujemy następujący wzór na długość łuku krzywej:
(5.27)
Podstawiając p = ? /g, otrzymujemy:
(5.28)
5.1.4. Zależność zwisu od naprężenia
Wartość zwisu rośnie wraz ze wzrostem temperatury lub obciążenia dodatkowego, a więc największy zwis normalny wystąpi w temperaturze +40°C lub w -5°C i przy sadzi normalnej. Na wysokość słupa decydujący wpływ mają następujące czynniki: największy zwis normalny, konkretne warunki terenowe (minimalna dopuszczalna odległość przewodu od ziemi lub innego obiektu - określona przez normę), długość izolatorów i osprzęt.
Rys. 5.4. Wyznaczanie rzędnych i odciętych punktów według [1.6]
Rys. 5.5. Wyznaczanie sił działających na przewód według [1.6]
Ważne jest zatem dokładne obliczenie zwisu; niedokładności w obu kierunkach są niedopuszczalne. Błąd zwiększający wartość może bowiem powodować zastosowanie zbyt dużych słupów, co wpływa na wzrost kosztów budowy linii.
Ponieważ punkty B i C leżą na paraboli (por. rys. 5.4), więc:
(5.29)
xC = 0
(5.30)
Zwis f zatem wynosi:
(5.31)
Podstawiając do równania (5.31) przyjętą wartość , otrzymujemy:
(5.32)
Wyniki uzyskane na podstawie tego wzoru są obarczone stosunkowo małym błędem dla przęseł płaskich o długości do 200 m. Należy zauważyć, że aktualne przepisy dopuszczają jednak jego stosowanie nawet dla przęseł płaskich o długości do 600 m, jeżeli spełnione są następujące warunki: b/a ? 0,1 oraz f/a ? 0,1, gdzie: a - długość przęsła, b - różnica wysokości zawieszenia przewodu (tzw. spad). Oczywiście dla "idealnego" przęsła płaskiego parametr b = 0.
Dla dokładniejszego obliczenia zwisu można wziąć pod uwagę trzy pierwsze wyrazy szeregu otrzymanego z rozwinięcia krzywej łańcuchowej (5.33). Wzór na zwis f przyjmie wtedy postać:
(5.33)
Wzór na zwis można wyprowadzić również w inny sposób, korzystając z równania momentów sił działających na przewód. W tym celu rozpatrzmy układ jak na rysunku 5.5. Zakładamy, że przewód odcięto od punktu zawieszenia A oraz przecięto go w środku przęsła. Aby przewód ten pozostał w równowadze, należy przyłożyć siłę naciągu NA w punkcie A i siłę naciągu H w najniższym punkcie przewodu O?. Na przewód będzie działało również obciążenie pionowe, składające się z ciężaru samego przewodu V i ewentualnego ciężaru sadzi.
Ciężar V przewodu o długości równej połowie rozpiętości przęsła a/2, przyłożony w odległości a/4 od środka przęsła, jest w przybliżeniu równy:
(5.34)
Korzystając z rysunku 5.5, można napisać, że H? = H oraz V? = V.
Równanie momentów względem punktu O? ma postać:
,
(5.35)
skąd:
(5.36)
Podstawiając do tego wzoru V = gsa/2 oraz H = ? s, mamy:
(5.37)
skąd:
(5.38)
Na podstawie tego wzoru, znając rozpiętość, ciężar i naprężenie, można obliczyć w stosunkowo prosty sposób zwis f przewodu.
Aby obliczyć zwis przewodu z sadzią, do wzoru tego w miejsce g należy podstawić współczynnik obciążenia mechanicznego sadzią gs (ciężar przewodu o przekroju 1 mm2 i długości 1 m wraz z pokrywającą go sadzią w daN/m - mm2):
(5.39)
gdzie: Gs oznacza ciężar sadzi przypadający na 1 m przewodu (w daN/m), a sc - przekrój rzeczywisty przewodu (dla linek stalowo-aluminiowych podaje się rzeczywisty całkowity przekrój aluminium i stali).
W praktycznych zastosowaniach do projektowania linii, w wypadku braku wartości współczynnika obciążenia mechanicznego g (przy znanej wartości ciężaru właściwego odpowiedniego materiału przewodowego), można skorzystać z zależności empirycznej według zależności:
g = 0,001?,
(5.40)
gdzie ? oznacza ciężar właściwy (w daN/dcm3).
Zatem wartości współczynnika obciążenia mechanicznego (w daN/m-mm2) przedstawiają się następująco:
- dla miedzi: g = 0,001-8,9 = 0,0089,
- dla aluminium: g = 0,0027,
- dla stali i aluminium o stosunku 1:6: g = 0,00353,
- dla stali i aluminium o stosunku 1:4: g = 0,00378,
- dla stali: g = 0,00785.
5.1.5. Równanie dla przęsła pochyłego
W budownictwie sieciowym zdarzają się takie przęsła, w których punkty zawieszenia przewodów nie znajdują się na tym samym poziomie. Nazywamy je przęsłami pochyłymi. Przewód i w tym wypadku układa się według krzywej łańcuchowej, ale jego najniższy punkt nie wypada w środku rozpiętości przęsła i zmienia swoje położenie wraz ze zmianą temperatury. Odległość najniższego punktu przewodu od środka przęsła nazywa się mimośrodem m [1.6].
Do obliczenia i doboru wysokości zawieszenia przewodów przy przęsłach pochyłych konieczna jest znajomość wartości mimośrodu w celu właściwego narysowania obliczanego przęsła w układzie współrzędnych. Jako zasadę dla przęsła pochyłego przyjęto, że oś y przechodzi przez punkt oddalony o wartość m od środka przęsła. Jeżeli m = a/2, to wierzchołek linii zwisania przewodu (najniższy punkt linii) pokrywa się z punktem zawieszenia przewodu. Jeżeli natomiast m > a/2, to wierzchołek linii zwisania leży poza obrębem przęsła, w tzw. punkcie umyślonym [1.6].
Rozpiętością przęsła pochyłego nazywamy rzut cięciwy łączącej punkty zawieszenia na oś x, zwisem - odległość między cięciwą a przewodem w środku przęsła.
Rys. 5.6. Wyznaczenie mimośrodu według [1.6]
Aby wyprowadzić wzór na mimośród, rozpatrzmy krzywą ułożenia przewodu wzdłuż paraboli.
Korzystając z rysunku 5.6, można określić współrzędne punktów zawieszenia A i B.
Współrzędne punktu A:
,
(5.41)
Współrzędne punktu B:
,
(5.42)
Spad b (por. rys. 5.6) znajdujemy, odejmując równanie (5.41) od (5.42):
Stąd obliczamy mimośród m jako:
(5.43)
Ponieważ p = ? /g, więc:
(5.44)
Korzystając z rysunku 5.6, możemy także wyznaczyć równanie zwisu dla przęsła pochyłego:
,
(5.45)
skąd, po odpowiednich podstawieniach, otrzymujemy następujący wzór na wielkość zwisu f [1.6]:
(5.46)
Powyższą zależność można stosować dla przęseł do 600 m, jeżeli spad nie przekracza 10% rozpiętości przęsła [1.6].
Równanie stanów dla przęseł pochyłych o rozpiętości do 600 m
Kacejko i Kahl [1.6], zakładając, że znane są wartości t1, ?1 i g1 w stanie 1 oraz t2 i g2 w stanie 2, podają następujące równanie stanu, z którego można obliczyć ?2 w stanie 2 dla przęseł pochyłych:
(5.47)
We wzorze tym jest tzw. rozpiętością umyśloną, niemającą geometrycznego znaczenia.
Obliczone naprężenie występuje w najniższym punkcie przewodu, a naprężenie w wyższym punkcie zawieszenia jest w przybliżeniu równe:
? B = ?2 + gb
(5.48)
Pozwala to na dokonanie odpowiednich obliczeń interesujących nas wielkości dla przęseł pochyłych.
5.1.6. Oddziaływanie przewodu na słup linii elektroenergetycznej
Przeprowadzając obliczenia dla linii napowietrznej wysokiego napięcia, należy uwzględnić zarówno oddziaływania pionowe qv, jak i poziome qh. W takim wypadku trzeba wprowadzić obciążenie wypadkowe, określane za pomocą wzoru [1.7], [1.40]:
(5.49)
Przebieg cięgna/przewodu wychylonego z płaszczyzny pionowej przez wiatr wyznacza się dla składowej poziomej H i parametru linii zwisania p. W wyniku oddziaływania wiatru pojawia się dodatkowa pozioma składowa siły naciągu W, która pozostaje prostopadła do płaszczyzny wyznaczonej przez składowe H i V. Składowa W osiąga zero w połowie rozpiętości przęsła, a maksymalną wartość osiąga w obydwu punktach A i B zawieszenia przewodów o długości lAB [1.7].
Wartość maksymalną składowej W wyznacza się ze wzoru:
Wmax = 0,5 ? qh ? lAB,
(5.50)
natomiast wartość maksymalną składowej pionowej V wyznacza się ze wzoru:
(5.51)
gdzie:
xB - odcięta w punkcie B,
p - parametr zwisania.
Mając określone wszystkie składowe, można wyznaczyć maksymalną siłę naciągu [1.7]:
(5.52)
5.2. Równanie stanów
Zwis przewodu f i składowa siły naciągu H są od siebie wzajemnie zależne, czyli nie można wyznaczyć jednej z tych wartości, nie znając drugiej [1.7]. Otrzymanie poprawnych wyników wymaga, aby warunek stanu granicznego nośności cięgna był spełniony. Pierwszym etapem jest przyjęcie naprężenia granicznego cięgna/przewodu o rozpiętości a, obciążeniu g, przekroju A i nośności NRd w taki sposób, aby wartość nośności nie została przekroczona w najbardziej niekorzystnych warunkach. Aby tego uniknąć, analizie poddawane są kolejne stany cięgna przy zmianie obciążenia g i temperatury T. Równanie stanów jest wyznaczane podczas analizy przyrostu długości cięgna przy zmieniających się obciążeniu g i temperaturze T [1.6], [1.7], [1.9], [1.10].
Dla pojedynczego przęsła posiadającego zwis o kształcie zbliżonym do paraboli jako stan początkowy w temperaturze T0 przyjmuje się obciążenie g0. W cięgnie/przewodzie pojawia się pozioma składowa siły naciągu H0. Do wyznaczenia równania stanów niezbędne jest określenie długości cięgna lAB w stanie początkowym z wykorzystaniem następującego wzoru:
(5.53)
Następnie należy uwzględnić zmianę obciążenia początkowego (do stanu o temperaturze T):
(5.54)
Wyznaczona zmiana długości cięgna/przewodu określona jest wzorem początkowym:
(5.55)
Kolejnym etapem jest obliczenie zmiany długości przęsła na podstawie zmiany temperatury ?T i siły ?H według zależności:
(5.56)
(5.57)
Po wykonaniu odpowiednich przekształceń oraz po uwzględnieniu uproszczenia, że lAB,0 ? a, końcowy wzór na zmianę długości cięgna/przewodu przyjmuje postać [1.6], [1.7], [1.9], [1.10]:
(5.58)
Równanie stanów otrzymuje się, porównując ze sobą końcowy wzór na zmianę długości cięgna/przewodu z początkowym wzorem na zmianę długości [1.6], [1.7], [1.9], [1.10]:
(5.59)
W celu przedstawienia powyższego równania stanów w postaci naprężeniowej, należy wprowadzić do wzoru wyrażenie H = ? ? s, otrzymując równanie trzeciego stopnia, które rozwiązuje się za pomocą żmudnych procedur matematycznych, natomiast w praktyce powyższe obliczenia są przeprowadzane za pomocą specjalistycznych programów komputerowych [1.7].
5.3. Zagadnienia związane z automatyzacją projektowania linii napowietrznych
5.3.1. Wprowadzenie
Jednym z ważniejszych zadań przy projektowaniu linii elektroenergetycznej wysokiego napięcia jest wybór i rozmieszczenie słupów wzdłuż trasy oraz określenie minimalnej ich liczby dla całej linii. Znaczenie ekonomicznego wyboru tych wielkości jest tym większe, im wyższe jest napięcie znamionowe projektowanej linii, co rzutuje na całkowity koszt linii, ponieważ koszt słupów wraz z wyposażeniem stanowi ok. 50-80% całkowitego kosztu linii.
Przy wyborze i rozmieszczeniu słupów powinny być spełnione wymagania dotyczące dopuszczalnych odległości przewodów od ziemi lub krzyżowanych obiektów, wytrzymałościowych zdolności nośnych słupów, rozpiętości dopuszczalnych przęseł, dopuszczalnych kątów wychyłu łańcuchów izolatorów wiszących wskutek parcia wiatru na przewody oraz inne wymagania określone przez przepisy budowy linii elektroenergetycznych. Uwzględnia się również rzeźbę terenu, właściwości gruntu oraz inne warunki terenowe i wymagania techniczne. Wyboru oraz rozmieszczenia słupów dokonuje się wzdłuż (ustalonej wcześniej) trasy linii elektroenergetycznej.
Należy wspomnieć, że zastosowanie techniki cyfrowej do projektowania napowietrznych linii elektroenergetycznych pozwala również na wybór racjonalnej trasy linii za pomocą maszyny cyfrowej [1.11].
Warunki terenowe oraz wymagania techniczne powodują, że na wysokość i pozycję określonego słupa mają wpływ wysokości i pozycje dwóch sąsiednich słupów. Ponadto na typ określonego słupa oddziałują obiekty krzyżowane leżące w dwóch sąsiednich przęsłach dla prostych odcinków linii oraz dodatkowo dopuszczalny dla danego typu słupa kąt załomu dla słupów załomowych.
Wymienione wyżej zależności powodują, że w celu wyznaczenia wariantu poprawnego technicznie, racjonalnego pod względem kosztów, należałoby objąć procesem obliczeniowym poszczególne odcinki linii (od załomu do załomu) oraz dokonać analizy posadowienia słupów stojących w punktach załomowych. Do rozwiązania tego problemu wykorzystuje się dwie metody:
a) metodę zawierającą model matematyczny "ręcznego" rozstawu słupów oraz ich wyboru,
b) metodę opartą na metodzie programowania dynamicznego.
Opis tych metod przedstawiono w pracy [1.11].
Metoda pierwsza (zwana również odcinkową) w zakresie znanym z literatury przedmiotu [1.11] ogranicza się jedynie do wyboru wysokości i rozmieszczenia słupów przelotowych wzdłuż prostych, długich odcinków linii. Jej modyfikacja dokonana przez W. Kamrata, oprócz wyboru wysokości i typów słupów (przy uwzględnieniu charakteru krzyżowanych przez linię obiektów), pozwala na zastosowanie metody dla odcinków krótkich i długich linii elektroenergetycznej.
Metoda druga (opisana w pracy [1.11]), opierając się na wykorzystaniu zasady Bellmana, pozwala na dynamiczne projektowanie trasy przebiegu linii.
Punktem wyjścia do wykorzystania metody przy rozwiązywaniu problemu optymalnego wyboru typu, wysokości i rozstawu słupów linii elektroenergetycznej jest przyjęcie założenia, że proces automatyzacji/ optymalizacji wyboru i rozstawu słupów realizuje się w stosunku do określonej wcześniej trasy linii o znanym typie, wysokości i miejscu posadowienia słupów: początkowego i końcowego.
W celu ułatwienia zastosowania techniki cyfrowej w projektowaniu linii należy najpierw dokonać systematyki pojęć i odpowiedniego przygotowania danych wejściowych.
Trasa linii, wzdłuż której dokonuje się wyboru i rozstawu słupów, opisana jest za pomocą następujących zbiorów:
1) zbioru punktów testowych x = [xi] (i = 0, 1, ..., N + 1), gdzie xi oznacza odległość poziomą punktu testowego i od początku linii,
2) zbioru wartości identyfikatora punktu testowego xM = [qi], gdzie qi oznacza wartości identyfikatora q punktu testowego i,
3) zbioru U1 = [u1i], gdzie wielkość u1i oznacza wzniesienie terenu w punkcie testowym i, mierzone w osi linii elektroenergetycznej,
4) zbioru U2 = [u2i], gdzie wielkość u2i oznacza wzniesienie terenu nad poziom odniesienia w punkcie testowym i, uwzględniające boczne (w odniesieniu do linii) pochyłości terenu,
5) zbioru P1 = [P1e] (e = 1, 2, ..., E), gdzie wielkość P1e jest numerem punktu testowego, w którym stoi obiekt e,
6) zbioru P2 = [P2e], gdzie wielkość P2e określa wartość identyfikatora ?s dla obiektu e w punkcie testowym P1e,
7) zbioru W1 = [w1f] (f = 1, 2, ..., F), gdzie wielkość w1f oznacza numer punktu testowego, w którym występuje f-ty załom linii,
8) zbioru W2 = [w2f], gdzie wielkość w2f jest wartością f-tego kąta załomu linii w punkcie testowym w1f.
Dodatkowo należy przyjąć, że automatyzacja/optymalizacja wyboru i rozmieszczenia słupów oparta jest na konkretnej serii słupów o określonym asortymencie słupów przelotowych, przelotowo-skrzyżowaniowych, narożnych oraz odporowo-narożnych. Każdy z tych słupów, w zależności od miejsca posadowienia, posiada określony typ fundamentu. Wszystkie słupy konkretnej serii przystosowuje się do określonych przewodów roboczych i odgromowych tak, że rozpiętość maksymalna przęsła, wiatrowa i ciężarowa są jednakowe dla każdego ze słupów.
Słupy przelotowe, przelotowo-skrzyżowaniowe i narożne są zróżnicowane pod względem wysokości, natomiast słupy mocne - również pod względem dopuszczalnego kąta załomu. Każdemu ze słupów przyporządkowuje się scalony koszt słupa (koszt konstrukcji, posadowienia, izolacji, osprzętu). Koszt ten zależny jest również od wartości identyfikatora q punktu testowego, z uwzględnieniem prawa do dysponowania gruntem.
Odnośnie do przewodów zakłada się, że:
a) naprężenia obliczeniowe przewodów są dane (normalne i zmniejszone),
b) krzywa zwisu jest parabolą [1.10], [1.11],
c) naprężenia miarodajne dla wyznaczenia parametru kształtu paraboli, aproksymującej krzywą zwisu przewodu o określonym stanie i temperaturze, mają stałą wartość, odpowiadającą przeciętnej spodziewanej rozpiętości przęsła [1.11].
5.3.2. Określenie ważniejszych pojęć z zakresu automatyzacji projektowania linii napowietrznych
W procesie przygotowania danych wejściowych do automatyzacji projektowania można zastosować następujące pojęcia:
- elektroenergetyczna linia napowietrzna - urządzenie/instalacja służąca do przesyłania energii elektrycznej, złożona z przewodów i konstrukcji wsporczych, której poszczególne elementy są połączone za pomocą zawiesi i osprzętu,
- konstrukcja wsporcza - element linii, na którym są zawieszone przewody (słupy, inne konstrukcje budowlane, np. wieżowa stacja transformatorowa),
- przęsło - część linii zawarta między dwoma sąsiednimi konstrukcjami wsporczymi,
- rozpiętość przęsła - pozioma odległość między sąsiednimi konstrukcjami wsporczymi,
- spad - różnica wysokości zawieszenia przewodów,
- zwis - odległość pionowa między przewodem a linią prostą łączącą punkty zawieszenia przewodów, tzw. cięciwą liczoną w środku rozpiętości przęsła,
- wysokość słupa - odległość od podstawy słupa do punktu zawieszenia najniższego przewodu,
- koszt słupa - koszt konstrukcji wraz z wyposażeniem (posadowienie, izolacja, osprzęt),
- obiekt terenowy - obiekt znajdujący się na trasie linii,
- punkty testowe - punkty opisujące ukształtowanie terenu dla umiejscowienia słupa; każdemu z punktów testowych odpowiadają określone wartości współrzędnych x,u1(x), u2(x) oraz wartość identyfikatora q,
- z - najmniejsza dopuszczalna odległość przewodów roboczych od powierzchni ziemi,
- aw - rozpiętość wiatrowa przęsła,
- ac - rozpiętość ciężarowa przęsła,
- a - rozpiętość przęsła między słupem ? + 1 a słupem,
- ap - podwójna rozpiętość przęsła między słupem ? - 1, ? + 1,
- A1N - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych w temperaturze +40°C i przy normalnym naprężeniu przewodów,
- A1Z - o znaczeniu jak wyżej, lecz przy zmniejszonym naprężeniu przewodów roboczych,
- A2N - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych w temperaturze +15°C i przy normalnym naprężeniu przewodów,
- A2Z - o znaczeniu jak wyżej, lecz przy zmniejszonym naprężeniu przewodów,
- A3N - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych z sadzią normalną w temperaturze -5°C i przy normalnym naprężeniu przewodów,
- A3Z - o znaczeniu jak wyżej, lecz przy zmniejszonym naprężeniu przewodów,
- A1 - zmienna przyjmująca wartości A1N lub A1Z,
- A2 - zmienna przyjmująca wartości A2N lub A2Z,
- A3 - zmienna przyjmująca wartości A3N lub A3Z,
- g2 - wielkość uwzględniająca wpływ łańcucha izolatorów wiszących na jego wychylenie wskutek parcia wiatru,
- ? - kąt miarodajny dla wyznaczania wypadkowej naciągów obliczeniowych działającej na słup w punkcie [xj], stanowiący dopełnienie do 180° kąta załomu linii w tym punkcie,
- ? 1 - najmniejsza dopuszczalna wartość kąta ? dla słupów przelotowych, przelotowo-skrzyżowaniowych,
- ? 2 - najmniejsza dopuszczalna wartość kąta ? dla słupów narożnych,
- ? 3, ? 4 - najmniejsza dopuszczalna wartość kąta ? dla słupów odporowo-narożnych, przy czym: ? 1 > ? 2 > ? 3 > ? 4,
- ? - wzniesienie paraboli ponad poziom odniesienia w punkcie testowym leżącym w odległości poziomej x od punktu początkowego linii,
- ?1 - wysokość zawieszenia najniższego przewodu roboczego na słupie ponad poziom odniesienia,
- wysokość słupa - odległość od podstawy słupa do punktu zawieszenia najniższego przewodu.
5.3.3. Problematyka racjonalizacji projektowania linii z wykorzystaniem maszyn cyfrowych
Zastosowanie maszyn cyfrowych (EMC) już w fazie projektowania linii elektroenergetycznej pozwala zracjonalizować proces ekonomicznego wyboru i rozstawienia słupów, co w końcowym efekcie prowadzi do osiągnięcia maksimum oszczędności.
Programy na maszynę cyfrową powinny umożliwiać zbadanie wariantów ustawienia słupów w punktach testowych najdogodniejszych, z uwzględnieniem wykorzystania słupów o różnych wysokościach oraz zastosowania ekonomicznych długości przęseł tak, aby otrzymane rozwiązanie było najkorzystniejsze gospodarczo i jednocześnie poprawne pod względem technicznym.
Jeżeli przez ? (? = 0, 1, ..., w + 1) oznaczymy numer słupa w linii elektroenergetycznej, ? = 0 - słup początkowy, ? = w + 1 - słup końcowy, w - liczba słupów do rozstawienia, to problem formułujemy następująco: z opisującego trasę zbioru punktów testowych x[ i ] (i = 0, 1, ..., N + 1) należy wybrać zbiór miejsc x? ustawienia słupów (? = 1, 2, ..., w) oraz dokonać wyboru typu i wysokości w taki sposób, aby zminimalizować funkcję celu ?.
Przykładowo funkcja celu ma postać:
(5.60)
gdzie:
? - kolejny numer słupa,
w - liczba wybranych i rozmieszczonych słupów,
KCS? - koszt całkowity słupa ?, zależny od indeksu typu g?, indeksu wysokości słupa k? oraz od wartości identyfikatora q?.
Koszt całkowity słupa (wraz z kosztem posadowienia, wyposażenia w osprzęt, izolację) przyjmuje w zależności od identyfikatora q miejsca ustawienia słupa wartość:
a) dla q = 1:
b) dla q = 2:
gdzie KM (g? , k?) oznacza koszt scalony słupa ? w miejscu posadowienia o wartości identyfikatora q = 1 (grunt średni), KI (g? , k?) oznacza koszt scalony słupa ? w miejscu posadowienia o wartości identyfikatora q = 2 (grunt słaby).
Poszukuje się minimum funkcji celu przy spełnieniu podanych poniżej ograniczeń.
Nazwy ograniczeń przyjęto na podstawie pracy L. Olbrychta [1.11], w której autor szczegółowo i wyczerpująco sformułował odpowiednie warunki sprawdzające poprawność rozwiązania zagadnienia wyboru i rozmieszczenia słupów pod względem technicznym.
Przy formułowaniu warunków przyjęto również poniższe wymagania, zalecenia i wskazówki w zakresie projektowania linii elektroenergetycznych [1.5], [1.9.]:
1) Ograniczenie pionowej odległości przewodów roboczych od powierzchni ziemi
Ograniczenie to pozwala zbadać możliwość połączenia słupa ? o wysokości hk ze słupem ? + 1 o wysokości ht ze względu na najmniejszą dopuszczalną odległość przewodów roboczych tak utworzonego przęsła od powierzchni ziemi.
Jeżeli przez x oznaczymy poziomą odległość od punktu początkowego linii do dowolnego punktu testowego na trasie linii (mierzoną wzdłuż tej trasy), to rozpiętość a przęsła między słupem ? a słupem ? + 1 wyznaczyć można z zależności:
a = xs - xj
(5.61)
gdzie:
xs - odległość pozioma od punktu początkowego linii do punktu testowego a, w którym stoi słup ? + 1 o wysokości ht,
xj - odległość pozioma od punktu początkowego linii do punktu testowego j, w którym stoi słup ? o wysokości hk.
Krzywą zwisu przewodów roboczych zawieszonych w przęśle między słupem ? a słupem ? + 1, przechodzącą przez punkty zawieszenia najniższego przewodu roboczego (na słupach ? i ? + 1), aproksymuje się za pomocą paraboli:
(5.62)
gdzie:
V - wzniesienie paraboli nad poziom odniesienia w punkcie testowym, leżącym w odległości poziomej x od punktu początkowego linii,
A1 - parametr paraboli, przyjmujący wartość:
(5.63)
czyli parametr paraboli zależny od składowej poziomej naprężenia normalnego ?hn i ciężaru właściwego przewodu ?p, oraz:
(5.64)
czyli parametr paraboli zależny od składowej poziomej naprężenia zmniejszonego ?hz i ciężaru właściwego przewodu ?p.
Przy określaniu wysokości zawieszenia przewodów stosuje się:
V2 = u1(s) + ht,
(5.65)
czyli wysokość zawieszenia przewodów nad poziomem odniesienia na słupie ? + 1 o wysokości ht, stojącym w punkcie testowym s o wzniesieniu terenu u1(s), oraz:
V1 = u1(j) + hk,
(5.66)
czyli wysokość zawieszenia przewodów nad poziom odniesienia na słupie ? o wysokości hk, stojącym w punkcie testowym j o wzniesieniu terenu u1(j).
Warunek pionowej odległości przewodów od powierzchni ziemi w punktach testowych, zawartych między punktami j i s (j = 0, 1, ..., N; s = 1, 2, ..., N + 1), jest sprawdzany za pomocą nierówności:
(5.67)
gdzie:
u2(x) - maksymalne wzniesienie terenu lub obiektu w punkcie testowym, leżącym w odległości poziomej x od punktu początkowego linii. Wzniesienie to mierzone jest w osi linii lub pod jednym ze skrajnych przewodów i uwzględnia boczne (w odniesieniu do osi linii) pochyłości terenu,
z - najmniejsza dopuszczalna odległość przewodów roboczych od powierzchni ziemi.
2) Ograniczenia maksymalnej rozpiętości przęsła
Rozpiętość dowolnego przęsła nie może przekraczać dopuszczalnej rozpiętości zwanej rozpiętością gabarytową, uwarunkowaną minimalną odległością między przewodami ze względu na warunki napięciowe. Dla każdej pary słupów ?, ? + 1 (? = 0, 1, ..., w + 1), w zależności od naprężenia zastosowanego w przęśle powinien być spełniony jeden z podanych niżej warunków:
a) przy zastosowaniu naprężenia normalnego:
(5.68)
b) przy zastosowaniu naprężenia zmniejszonego:
(5.69)
gdzie:
- rozpiętości gabarytowe przęsła odpowiednie dla naprężeń normalnego i zmniejszonego.
3) Ograniczenie sił pionowych działających na słup, pochodzących od ciężaru przewodów
W ograniczeniu tym uwzględnia się siłę pionową, pochodzącą tylko od ciężaru przewodów roboczych.
Słup ? (? = 0, 1, ... , w + 1) przenosi ciężar przewodów roboczych i odgromowych, odpowiadający odcinkom linii zawartym między punktami zawieszenia przewodów na słupie ? a najniższymi punktami krzywej zwisu przewodów skrajnych, zawieszonych w przęsłach ? - 1, ? oraz ?, ? + 1.
Dla słupa przelotowego, przelotowo-skrzyżowaniowego i narożnego rozpiętość ac przęsła ciężarowego charakteryzuje wartość dopuszczalnego ciężaru przewodów roboczych bez sadzi. Warunek sprawdzający to ograniczenie formułuje się następująco:
(5.70)
gdzie:
dp1 - odległość pozioma między słupem ? a najniższym punktem krzywej zwisu przewodów roboczych, zawieszonych w przęśle ?, ? + 1, w temperaturze +15°C,
di1 - odległość pozioma między słupem ? a najniższym punktem krzywej zwisu przewodów roboczych, zawieszonych w przęśle ? - 1, ?, w temperaturze +15°C.
Dla słupa mocnego rozpiętość ac przęsła ciężarowego charakteryzuje wartość dopuszczalnego ciężaru przewodów roboczych obciążonych sadzią normalną.
Warunek sprawdzający to ograniczenie formułuje się następująco:
(5.71)
gdzie: , są odległościami o znaczeniu analogicznym do dp1, di1, lecz dla przewodów obciążonych sadzią normalną w temperaturze -5°C.
W pracy [1.11] powyższe ograniczenia zostały sformułowane szczegółowo z uwzględnieniem ciężaru przewodów odgromowych (ze względu na uproszczenia algorytmu obliczeń wpływ ciężaru przewodów odgromowych niekiedy się pomija). Należałoby również dodać, że wymagania, zalecenia i wskazówki w zakresie projektowania linii elektroenergetycznych [1.5], [1.9.] nie określają wartości temperatury, którą powinno się przyjmować przy obliczeniach dp1, di1. Zwykle proponuje się przyjęcie wartości temperatury w granicach 10-15°C.
Poniżej przedstawiono przykładowe wyznaczenie odległości dp1, di1, , :
,
(5.72)
,
(5.73)
,
(5.74)
(5.75)
gdzie:
xp - odległość pozioma od punktu początkowego linii do punktu testowego p, w którym stoi słup ? - 1 o wysokości hr,
V0 = (p) + hr - wysokość zawieszenia przewodu na słupie ? - 1 o wysokości hr, stojącego w punkcie testowym p o wzniesieniu u1(p) nad poziomem odniesienia,
A2 - parametr paraboli przyjmujący wartość A2N lub A2Z,
A2N - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych w temperaturze +15°C i przy normalnym naprężeniu przewodów,
A2Z - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych w temperaturze +15°C i przy zmniejszonym naprężeniu przewodów,
A3 - parametr paraboli przyjmujący wartość A3N lub A3Z,
A3N - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych w temperaturze -5°C i przy normalnym naprężeniu przewodów,
A3Z - parametr paraboli aproksymującej krzywą zwisu przewodów roboczych z sadzią normalną w temperaturze -5°C i przy zmniejszonym naprężeniu przewodów.
4) Ograniczenie sił poziomych działających na słup pod wpływem parcia wiatru na przewody
Ograniczenie to sprawdza się dla słupów przelotowych, przelotowo-skrzyżowaniowych i narożnych [1.11].
Ograniczenie sił poziomych działających na słup pod wpływem parcia wiatru na przewody ma na celu sprawdzenie, czy obciążenie poziome słupa ?, powstałe w wyniku parcia wiatru na przewody w przęsłach ? - 1, ? oraz ?, ? + 1, nie przekroczyło wartości dopuszczalnej. Warunek sprawdzający to ograniczenie formułuje się następująco:
(5.76)
gdzie:
ap = xs - xp,
(5.77)
tzw. podwójna rozpiętość przęsła - odległość pozioma między punktem testowym s, w którym stoi słup ? + 1 o wysokości ht, a punktem testowym p, w którym stoi słup ? - 1 o wysokości hr,
aw - wiatrowa rozpiętość przęsła.
5) Ograniczenie kąta wychyłu łańcucha izolatorów wiszących pod wpływem parcia wiatru
W celu niedopuszczenia do przekroczenia dopuszczalnej wartości kąta wychyłu łańcuchów wiszących, powstałego wskutek parcia wiatru na przewody i izolatory, dla każdego słupa przelotowego, przelotowo-skrzyżowaniowego i narożnego sprawdza się warunek:
(5.78)
gdzie współczynniki g1, g2 określono następująco [1.11]:
(5.79)
(5.80)
w których:
? - współczynnik nierównomierności parcia wiatru na przewody,
p? - obciążenie jednostkowe (podstawowe),
d? - średnica przewodu,
?dop - największa dopuszczalna wartość kąta wychylenia łańcucha izolatorów wiszących,
?p - ciężar właściwy przewodu,
k? - współczynnik opływu dla łańcucha izolatorów,
G1z - ciężar łańcucha izolatorów wraz z osprzętem,
A1z - powierzchnia rzutu łańcucha izolatorów na płaszczyznę prostopadłą do kierunku wiatru,
s - przekrój całkowity przewodu.
6) Ograniczenia wynikające z obostrzeń stosowanych przy budowie linii elektroenergetycznej
Bierze się pod uwagę te obostrzenia, które dotyczą typu słupów i naprężeń przewodów, a więc obostrzenie 2. i 3. stopnia.
Wpływ obostrzeń na typ słupa określa się przez następujące wielkości:
?s - identyfikator stopnia obostrzenia wymaganego w stosunku do przęsła ?, ? + 1,
?j - identyfikator stopnia obostrzenia wymaganego w stosunku do przęsła ? - 1, ?.
Identyfikatory ?j, ?s mogą przyjmować wartości:
0 - gdy nie wymaga się stosowania obostrzenia 2. lub 3. stopnia,
1 - gdy wymagane jest zastosowanie obostrzenia 2. stopnia,
2 - gdy wymagane jest zastosowanie obostrzenia 3. stopnia.
W zależności od wartości identyfikatorów ?j, ?s tworzy się tablicę logiczną (jak w pracy [1.11]), ilustrującą wpływ obostrzeń na wymagany typ słupa ?.
Identyfikatorem typu słupa ? ze względu na obostrzenia jest odpowiednia wartość ? (zależna od ?j, ?s) o znaczeniu jak niżej:
? = 0 słup przelotowy, narożny,
? = 1 słup przelotowo-skrzyżowaniowy,
? = 2 słup mocny (odporowo-narożny).
Na ostateczny wybór typu słupa ? mają wpływ również inne wielkości, np.: kąt załomu linii w punkcie testowym j, w którym stoi słup ? o wysokości hk.
Do wyboru naprężeń przewodów normalnych lub zmniejszonych w przęśle ? - 1, ? wykorzystywana jest wielkość ? j, natomiast w przęśle ?, ? + 1 - wielkość ? s.
7) Ograniczenie możliwości ustawienia słupa ?
W wielu punktach testowych wzdłuż trasy linii (np. skrzyżowania z drogą, linią kolejową, rzeką) ustawienie słupa jest ze zrozumiałych względów niemożliwe. Występują również punkty testowe, w których można ustawić słup, lecz z pewnych względów (np. utrudniony dojazd przy budowie i konserwacji linii) chcemy taką możliwość z góry wyeliminować. W takich wypadkach identyfikatorowi gruntu q należy nadać wartość równą zeru, co oznacza, że taka możliwość ustawienia słupa nie będzie brana pod uwagę.
Dzięki dynamicznemu rozwojowi technologii informatycznych projektowanie linii napowietrznych wysokiego napięcia odbywa się z wykorzystaniem specjalistycznych programów komputerowych, które pozwalają na racjonalizację procesów. Przykładowo program Power Line Systems umożliwia wykonanie pełnego projektu linii napowietrznej wraz z obliczeniami i prezentacją graficzną zarówno w modelu 3D, jak i w płaskim układzie współrzędnych. Projekt tworzy się przez zamodelowanie terenu, postawienie słupów i rozciągnięcie przewodów, wykorzystując w tym celu funkcje zawarte w programie. Program działa zgodnie z obowiązującymi normami i daje sygnały w razie jakichkolwiek niepoprawności dotyczących podstawowych wymagań i wytycznych w zakresie projektowania linii napowietrznych, oddziaływań na linie napowietrzne, mechaniki przewodów elektroenergetycznych, konstrukcji wsporczych stalowych oraz bezpieczeństwa i niezawodności konstrukcji wsporczych [1.7].
5.4. Podstawowe zagadnienia związane z budową linii napowietrznych
5.4.1. Wprowadzenie
Podstawowe zagadnienia związane z budową linii elektroenergetycznych to: obciążalność termiczna linii napowietrznych, izolacyjność od ziemi i krzyżowanych obiektów, obostrzenia, wpływ wiatru i oblodzenia na pracę elektroenergetycznych linii napowietrznych. Jako że problematyka ta została szczegółowo opisana w dostępnej literaturze przedmiotu, poniżej zwięźle omówiono tylko najważniejsze jej aspekty.
5.4.2. Obciążalność termiczna linii napowietrznych
Podstawową wartością charakteryzującą przewody napowietrzne poza napięciem znamionowym jest długotrwała obciążalność prądowa. Przy danym typie przewodów i ich przekroju obciążalność prądowa zależy od dopuszczalnej temperatury przewodów, która jest ograniczona ze względu na procesy prowadzące do utraty wytrzymałości mechanicznej materiału przewodowego spowodowanej jego rekrystalizacją [1.4]. Poza dopuszczalną temperaturą przewodów obciążalność prądowa zależy również od dopuszczalnych zwisów, co podyktowane jest wymaganymi odstępami przewodów od różnych obiektów czy powierzchni terenu.
Wyróżnić można statyczną obciążalność prądową linii, zwaną też standardową. Jest to umowna wartość obciążalności, która odpowiada temperaturze umownej otoczenia, a także określonym warunkom otoczenia. Zazwyczaj jest wyznaczana dla okresu letniego oraz dla okresu zimowego. Obciążalność prądową można także wyznaczyć jako rzeczywistą wartość, dynamicznie się zmieniającą i uwzględniającą aktualne warunki atmosferyczne, czasowy przebieg danego obciążenia i zdolność do akumulacji ciepła w przewodach. W tym wypadku ograniczeniem są wartości graniczne temperatury badanego przewodu, które są związane z dopuszczalnymi wartościami generowanych zwisów. Należy pamiętać, że ze względu na dynamicznie zmieniające się warunki atmosferyczne obciążalność linii może zmieniać się w dość szerokich granicach.
Za definicję dopuszczalnej obciążalności prądowej uznaje się taką wartość prądu, przy której dane przewody nagrzewają się do granicznej temperatury roboczej. Tę wartość prądu określa się dla specyficznych, określonych warunków atmosferycznych i założonej wartości temperatury granicznej roboczej. Wybór temperatury granicznej roboczej należy do właściciela danej linii. Przykładowo dla przewodów AFL do 1989 roku przyjmowano wartość temperatury granicznej roboczej na poziomie 40°C. Późniejsze normy zalecały temperaturę 60°C, aczkolwiek obecnie zwykle przyjmuje się wartość +80°C. Znacząca większość elektroenergetycznych linii napowietrznych wysokiego napięcia w Polsce nadal zbudowana jest w taki sposób, że zwisy spełniają wymagane normy, jeśli temperatura przewodów nie przekroczy 40°C. Powoduje to istotne ograniczenia prądu, który może przepływać przez taką linię. Przykładowo dla typowej linii AFL-6 240 mm2 zaprojektowanej na temperaturę projektową linii równą 40°C wartość dopuszczalna prądu w standardowych warunkach letnich (zakładając temperaturę otoczenia 25°C) wynosi 320 A. Natomiast ze względu na właściwości materiałowe temperatura projektowa dla tradycyjnych przewodów AFL wynosi aż 80°C i dopuszczalny prąd jest równy 645 A dla przewodów AFL-6 240 mm2. Dlatego właśnie tak istotne jest projektowanie przewodów AFL na temperaturę projektową równą temperaturze dopuszczalnej przewodów, tj. 80°C [1.4]. Jednym z zasadniczych problemów polskiej infrastruktury sieciowej jest fakt (ze względu na zwisy) bardzo niskiej letniej obciążalności prądowej linii, projektowanych dla temperatury przewodów 40°C. Ten problem dotyczy w głównej mierze przęseł o dużej rozpiętości, tj. powyżej 200 m oraz o dużym zwisie. W takich liniach pojawiać się mogą tzw. wąskie gardła, które powodują znaczne ograniczania w przesyłanej mocy [1.1], [1.2].
Dopuszczalna temperatura długotrwała w wypadku przewodów nowoczesnych wysokotemperaturowych jest oczywiście znacznie wyższa i w zależności od typu przewodu wysokotemperaturowego może dochodzić nawet do 250°C.
Jako umowne warunki atmosferyczne przyjmuje się warunki najbardziej niekorzystne dla pracy przewodu, które występują relatywnie bardzo rzadko.
W Polsce rozróżnia się okres letni (od kwietnia do października) i dla tego okresu przyjmuje się obliczeniową temperaturę otoczenia +30°C, prędkość wiatru równą 0,5 m/s oraz intensywność promieniowania słonecznego 1000 W/m2. Natomiast w okresie zimowym (od listopada do marca) zakłada się obliczeniową temperaturę otoczenia na poziomie +20°C, prędkość wiatru 0,5 m/s oraz intensywność promieniowania słonecznego 770 W/m2.
Na temperaturę danego przewodu, a więc na występujące zwisy mają wpływ również zmieniające się czynniki zewnętrzne, takie jak: temperatura powietrza, nasłonecznienie oraz prędkość i kierunek wiatru. Z tego względu przy podawaniu znamionowej obciążalności prądowej linii napowietrznej należy odnosić się do umownych, ściśle określonych warunków i dlatego znamionowa obciążalność prądowa, czyli obciążalność statyczna, to tak naprawdę termin umowny zależny przede wszystkim od tego, jakie przyjęto do obliczeń warunki atmosferyczne [1.4].
Za dynamiczną obciążalność prądową przyjmuje się graniczne obciążenie prądowe, które powoduje osiągnięcie przez przewody robocze granicznej temperatury w aktualnych warunkach atmosferycznych. Należy zwrócić uwagę, w jak szerokich zakresach może się zmieniać obciążalność termiczna linii napowietrznej oraz jakie jest ryzyko związane ze stosowaniem/uwzględnianiem obciążalności statycznej [1.4].
Gdy prowadzi się monitoring warunków atmosferycznych wzdłuż linii, możliwe i wskazane jest określanie aktualnej wartości obciążalności dynamicznej. Dzięki temu można wykorzystać pełne zdolności przesyłowe takiej linii wraz z wyeliminowaniem zagrożenia przekroczenia dopuszczalnej wartości temperatury przewodu. Wykorzystuje się wiele różnych metod monitoringu. Metody te mogą być oparte na pomiarach warunków pogodowych, które panują na danej linii. Mogą to być pomiary temperatury przewodu bądź pomiary bezpośrednio naciągu czy zwisu. Dokładne śledzenie dynamicznej obciążalności linii umożliwia odpowiednie prowadzenie ruchu sieciowego czy czynności eksploatacyjnych, a także odpowiednie wykorzystanie istniejącej już infrastruktury liniowej. Co istotne, stosując takie rozwiązania, nie modyfikuje się linii w znaczący sposób, a sam montaż takich urządzeń w większości może się odbywać pod napięciem - z zachowaniem stosownych procedur [1.2], [1.4].
5.4.3. Odstępy izolacyjne od ziemi i krzyżowanych obiektów
Budowa linii napowietrznych wysokich napięć powinna być wykonywana zgodnie z normą PN-EN 50341-1:2005 - Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV - Część 1: Wymagania ogólne. Specyfikacje wspólne, a także w powiązaniu z krajowym załącznikiem do tej normy w postaci normy PN-EN 50341-3-22:2010 - Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 45 kV - Część 3-22: Zbiór normatywnych warunków krajowych. Normatywne warunki krajowe Polski. Tekst normy zasadniczej skupia się głównie na podaniu ujednoliconych dla wszystkich krajów zasad projektowania linii napowietrznych czy różnych rozwiązań konstrukcyjnych, a także na wykonywanych badaniach. Z kolei w części krajowej znaleźć można w szczególności informacje o obostrzeniach dla odstępów izolacyjnych w typowych sytuacjach budowlanych.
Minimalne odstępy izolacyjne od danych obiektów uzależnione są przede wszystkim od minimalnej odległości Del. Według normy PN-EN 50341-3-22:2005 za Del uznaje się minimalny odstęp w powietrzu, który zapobiega wyładowaniu zupełnemu między przewodem fazowym a obiektami o potencjale ziemi podczas przepięć o łagodnym lub stromym czole. Del może być zarówno odstępem wewnętrznym podczas rozpatrywania odstępu między przewodem fazowym a konstrukcją słupa lub też może być odstępem zewnętrznym podczas rozpatrywania odstępu między przewodem fazowym a jakimś obiektem. W normie tej wyróżnia się również wartość Dpp jako wartość odstępu wewnętrznego, czyli minimalnego odstępu w powietrzu, który zapobiega wyładowaniu zupełnemu między przewodami fazowymi podczas przepięć o łagodnym lub stromym czole [1.39], [1.41].
Del jest to podstawowa wartość, do której dodawana jest konkretna odległość określona dla danego obiektu. Zgodnie z normą PN-EN 50341-3-22:2010 odległość Del dla linii napowietrznej 110 kV wynosi 0,85 m, a Dpp 0,96 m.
Wartość Del jest podstawową odległością elektryczną, której zachowanie pozwala zapobiec przeskokowi z części pod napięciem na inne obiekty posiadające potencjał ziemi podczas normalnej pracy sieci. Za normalną pracę sieci uznaje się także operacje łączeniowe, przepięcia wynikające ze zwarć w systemie albo udary piorunowe. Przykładowe odstępy w wypadku skrzyżowania linii napowietrznej z drogą, liniami kolejowymi czy budynkami zostały zamieszczone w tabeli 5.1. Wartości tych dodatkowych, minimalnych odstępów są podyktowane względami bezpieczeństwa i mają przede wszystkim zapewnić, że żadna osoba bądź obiekt przewodzący nie zbliży się na odległość mniejszą niż Del, zwłaszcza podczas prac lub rekreacji, które mogą być uznane za prawdopodobne [1.38].
Tabela 5.1. Przykładowe minimalne odstępy izolacyjne od wybranych obiektów krzyżowanych dla linii napowietrznej wysokiego napięcia według [1.38]
Układ obciążenia
Rodzaj krzyżowanego obiektu
Minimalny odstęp [m]
Minimalny odstęp dla linii napowietrznej 110 kV [m]
Maksymalna temperatura przewodu
Odległość od powierzchni ziemi na terenie wiejskim bez zabudowy i od innych obiektów - normalny profil gruntu
5 + Del
5,85
Maksymalna temperatura przewodu
Odległość od powierzchni ziemi na terenie wiejskim bez zabudowy i od innych obiektów - skały lub strome zbocze
2 + Del, ale więcej niż 3 m
3,00
Maksymalna temperatura przewodu
Odległości od drzew - drzewa pod linią, na które nie można się wspinać
Del
0,85
Maksymalna temperatura przewodu
Odległości od drzew - drzewa pod linią, na które można się wspinać
1,5 + Del
2,35
Maksymalna temperatura przewodu
Linia nad budynkiem - z dachem o nachyleniu powyżej 15° do poziomu
2 + Del, ale więcej niż 3 m
3,00
Maksymalna temperatura przewodu
Linia nad budynkiem - z dachem o nachyleniu mniejszym bądź równym 15° do poziomu
4 + Del, ale więcej niż 5 m
5,00
Maksymalna temperatura przewodu
Anteny, maszty flagowe, latarnie uliczne, reklamy i inne podobne konstrukcje, na których nie można stanąć
2 + Del
2,85
Maksymalna temperatura przewodu
Od obrysu ładunku bądź od elementu trakcji elektrycznej kolei
0,5 + Del, ale więcej niż 1,5 m
1,50
Maksymalna temperatura przewodu
Od elementów instalacji kolei liniowej
4 + Del
4,85
Maksymalna temperatura przewodu
Od zewnętrznej krawędzi jezdni autostrady, drogi publicznej, drogi wiejskiej albo drogi wodnej
0,5 + Del, ale więcej niż 1,5 m
1,50
5.4.4. Obostrzenia
Inną bardzo istotną kwestią przy projektowaniu linii napowietrznych wysokiego napięcia jest dostosowanie się do odpowiednich wymogów bezpieczeństwa przy skrzyżowaniach takiej linii z innymi obiektami. Ustalany jest poziom obostrzenia linii w zależności od ważności obiektów, z którymi się ona krzyżuje. Normy wprowadzają 3 poziomy obostrzenia, oznaczane rzymskimi cyframi od I do III, gdzie III jest związane z najwyższymi wymaganiami w kwestii bezpieczeństwa [1.38]. Poziomy obostrzeń elektroenergetycznych linii napowietrznych o napięciu znamionowym powyżej 45 kV na skrzyżowaniach z wybranymi obiektami przedstawione zostały w tabeli 5.2.
Tabela 5.2. Przykłady poziomów obostrzeń linii napowietrznych na skrzyżowaniach z wybranymi obiektami według [1.9], [1.39]
Wybrany obiekt krzyżowany
Poziom obostrzenia linii napowietrznej
Droga zakładowa, powiatowa oraz gminna
I
Budynki gospodarcze, szklarnie oraz garaże
I
Turystyczne szlaki żeglarskie
I
Droga wojewódzka, miejska oraz krajowa
II
Budynki użyteczności publicznej, budynki mieszkalne
II
Linie kolejowe znaczenia ogólnego, drugorzędne oraz kolej miejska
II
Wydzielone parkingi
II
Autostrada i droga ekspresowa
III
Linie kolejowe magistralne i pierwszorzędne, kolej linowa
III
Gdy linia napowietrzna krzyżuje się z obiektem, dla którego zdefiniowany jest poziom obostrzenia, konieczne jest wtedy zwiększenie odstępów izolacyjnych. Wprowadza się także zakaz łączenia przewodów. W wypadku I poziomu obostrzenia należy stosować zabezpieczenie przed zerwaniem przewodu na izolatorach stojących. Natomiast przy obostrzeniu II i III konieczne jest zastosowanie dodatkowego izolatora. Przy obostrzeniu III stopnia wykorzystuje się dodatkowo zmniejszone naprężenia dopuszczalne w przewodach linii napowietrznej [1.39].
5.4.5. Wpływ wiatru na pracę elektroenergetycznych linii napowietrznych
Wiatr w istotny sposób oddziałuje na pracę linii napowietrznych, a co za tym idzie - na rozwiązania konstrukcyjne. Główny wpływ wiatru polega na obciążaniu przewodów danych przęseł oraz słupów kratowych lub pełnościennych z różnych kierunków. Wiatr wywołuje w nich ogromne siły i stwarza zagrożenia drganiowe. Nie należy zapominać, że w ekstremalnych wypadkach wiatr może spowodować nawet zerwanie przewodów czy przewrócenie konstrukcji wsporczych. Dlatego tak istotne jest odpowiednie oszacowanie możliwego wpływu wiatru i jego uwzględnienie przy projektowaniu.
Z reguły siła wiatru określana jest przez ciśnienie prędkości wiatru, czyli ciśnienie wywierane przez strugę powietrza o danej gęstości (zależnej od wysokości nad poziomem morza i temperatury powietrza) i określonej prędkości wiatru na gładką, prostopadłą do jego kierunku płaszczyznę. W praktyce jednak powierzchnie nie są idealnie gładkie, a przewody są rozpięte między konstrukcjami o różnych wysokościach.
W Polsce jako podstawę przy obliczeniach oddziaływania wiatru na linie napowietrzne zazwyczaj wykorzystuje się średnią, 10-minutową prędkość wiatru vmean na wysokości 10 m nad poziomem gruntu dla terenu kategorii II. Krajowy załącznik normy PN-EN 50341-3-22:2010 wyodrębnia 3 różne strefy wiatrowe: I strefę nizinną, II strefę nadmorską oraz III strefę górską [1.38], [1.39]. Obszary stref obciążenia wiatrem w Polsce pokazane zostały na rysunku 5.7, a średnie prędkości wiatru vmean dla odpowiednich stref przedstawia tabela 5.3. W tabeli 5.3 współczynnik cALT to współczynnik wysokości terenu nad poziomem morza. Przyjmuje się wartość cALT równą 1 dla wysokości terenu nad poziomem morza mniejszej bądź równej 300 m, natomiast dla wysokości terenu nad poziomem morza powyżej 300 m przyjmuje się wartość cALT zgodnie ze wzorem: cALT = 1 + 0,0006(H - 300).
Tabela 5.3. Wartość średniej prędkości wiatru vmean dla poszczególnych stref obciążenia według [1.9]
Strefa
vmean [m/s]
I
22 cALT
II
26 cALT
III
22 cALT
Rys. 5.7. Mapa przedstawiająca strefy obciążenia wiatrem w Polsce według [1.9]
Prędkość wiatru na dowolnej wysokości nad terenem wyznacza się, korzystając ze wzoru (5.81) z uwzględnieniem, że dla wysokości h ? 10 m jako wartość h przyjmuje się 10 m.
(5.81)
We wzorze (5.81) kT oznacza współczynnik terenu, natomiast z0 to parametr chropowatości/szorstkości. Wartości zarówno kT, jak i z0 są zależne od jednej z sześciu kategorii terenu, co zostało przedstawione w tabeli 5.4 (w praktyce, jeśli specyfikacja projektowa nie określi inaczej, dla linii napowietrznych przyjmuje się zazwyczaj II kategorię terenu - poza górskimi terenami).
Tabela 5.4. Wartości współczynników kT oraz parametry chropowatości terenu z0 dla danych kategorii terenu według [1.9] , [1.39]
Nr
Kategoria terenu
kT
z0 [m]
0
obszary morskie oraz obszary przybrzeżne, które wystawione są na wiatr od morza
0,16
0,003
I
jeziora, tereny płaskie, poziome, tereny o nieznacznej roślinności oraz bez jakichkolwiek przeszkód terenowych
0,17
0,01
II
tereny o małej roślinności, jak np. trawa oraz o pojedynczych przeszkodach - budynki, drzewa, w rozstawie równym co najmniej 20 ich wysokościom
0,19
0,05
III
tereny pokryte regularnie roślinnością, budynkami albo przeszkodami pojedynczymi, o rozstawie równym co najwyżej 20 ich wysokościom (np. wsie, tereny podmiejskie albo obszary zalesione)
0,22
0,3
IV
tereny, na których co najmniej 15% powierzchni pokryta jest zabudowaniem o średnich wysokościach powyżej 15 m
0,24
1
V
górskie tereny oraz inne o skomplikowanym ukształtowaniu, gdzie wiatr może lokalnie słabnąć bądź się nasilać
zgodnie z danymi z lokalnych stacji obserwacyjnych
5.4.6. Wpływ oblodzenia na pracę elektroenergetycznych linii napowietrznych
Bardzo często wraz z umiarkowanym wiatrem występuje oblodzenie przewodów, co ma znaczny wpływ na konieczność zastosowania dużych przekrojów przewodów, wymiarów izolatorów czy konstrukcji wsporczych. To właśnie sam ciężar oblodzenia ma ogromne znaczenie przy obliczeniach statycznych przewodów, które są zawieszone w długich przęsłach. Istotne jest również uwzględnienie wpływu oblodzenia na odstępy izolacyjne w związku ze zwiększonymi zwisami przewodów [1.4], [1.5], [1.11].
Za oblodzenie uważa się taki osad szronowy bądź lodowy, który powstaje na przewodach i izolatorach w określonych warunkach atmosferycznych. Zarówno warunki powstawania takiego oblodzenia, jak i jego struktury mogą być znacząco różne. Szron i sadź powstaje w temperaturach od 0°C do -15°C, aczkolwiek według badań najbardziej obfite i najczęstsze oblodzenia występują w temperaturze -5°C i właśnie dlatego ta temperatura została przyjęta jako charakterystyczna w krajowym załączniku normy PN-EN 50341-3-22:2010. W normie, podobnie jak w wypadku oddziaływania wiatru, zostały wyróżnione trzy strefy obciążenia oblodzeniem. Strefy te rozłożone są nierównomiernie, a ich rozmieszczenie w Polsce przedstawiono na rysunku 5.8. Poza wyróżnionymi strefami norma uwzględnia również strefę specjalną, dla której wartości obciążenia oblodzeniem wyliczane są indywidualnie na podstawie danych metrologicznych dla danego terenu [1.4].
Czynniki, które mają wpływ na obfitość oblodzenia, to: bliskość terenów bagiennych, podmokłych czy wód, a także obszary charakteryzujące się dużymi różnicami wysokości (obszary górskie). Oblodzenia częściej powstają na terenach, które podlegają działaniu umiarkowanego wiatru, niż w osłoniętych przestrzeniach. Ze względu na oddziaływanie wiatru na wysokości 12 m nad terenem takie oblodzenie może być aż 3 razy większe niż na wysokości 2 m nad ziemią [1.9].
Rys. 5.8. Mapa przedstawiająca strefy obciążenia oblodzeniem w Polsce według [1.9]
Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem przewodów zależy przede wszystkim od średnicy przewodu oraz od strefy, w której jest zlokalizowana rozpatrywana linia napowietrzna. Zgodnie z krajową normą obciążenie oblodzeniem należy uwzględnić dla przewodów i dla łańcuchów izolatorów. Takie zestawienie zostało przedstawione w tabeli 5.5.
Tabela 5.5. Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem przewodu o średnicy d oraz charakterystyczne obciążenie oblodzeniem łańcuchów izolatorów według [1.9]
Strefa obciążenia oblodzeniem
Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem Ik [N/m] przewodu o średnicy d [mm]
Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem Iins [N/m] łańcucha izolatorów
S1
4,1 + 0,41d
lub zgodnie ze specyfikacją projektową
150
S2
8,2 + 0,82d
lub zgodnie ze specyfikacją projektową
200
S3
16,4 + 0,82d
lub zgodnie ze specyfikacją projektową
250
Sspec
zgodnie z danymi meteorologicznymi dla terenu specjalnego
zgodnie ze specyfikacją projektową
5.4.7. Podsumowanie
Przedstawione powyżej podstawowe zagadnienia związane z problematyką linii elektroenergetycznych są istotne w procesie projektowania, budowy i eksploatacji linii elektroenergetycznych wysokich napięć. Ich uwzględnianie w tych procesach wpływa na racjonalną i niezawodną pracę infrastruktury elektroenergetycznej.
Literatura do części 1
Pozycje bibliograficzne
[1.1] Dołęga W.: Wybrane aspekty realizacji inwestycji sieciowych. "Polityka Energetyczna - Energy Policy Journal" 2016, t. 19, z. 3, s. 121-131.
[1.2] Dołęga W.: Problemy formalnoprawne i środowiskowe przy realizacji elektroenergetycznych inwestycji sieciowych. "Energetyka" 2018, nr 7.
[1.3] Feil T.: Analiza wpływu czynników pozatechnicznych na całkowity koszt budowy napowietrznych linii elektroenergetycznych. Praca dyplomowa. Wydział Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 1998 (niepublikowana).
[1.4] Gracz M.: Analiza techniczno-ekonomiczna wariantów modernizacji linii napowietrznej wysokiego napięcia. Praca dyplomowa. Wydział Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej, Gdańsk 2020 (niepublikowana).
[1.5] Hoły A.: Podstawy projektowania elektroenergetycznych linii napowietrznych. Mechanika przewodów. Warszawa: Medium 2014.
[1.6] Kinsner K.: Napowietrzne i kablowe linie elektroenergetyczne. Warszawa-Wrocław: PWN 1973.
[1.7] Laks M.: Projekt linii napowietrznej wysokiego napięcia z wykorzystaniem specjalistycznego programu komputerowego. Praca dyplomowa. Wydział Telekomunikacji, Informatyki i Elektrotechniki Uniwersytetu Technologiczno-Przyrodniczego w Bydgoszczy, Bydgoszcz 2020 (niepublikowana).
[1.8] Malinowski J.: Zagadnienia estetyki przy projektowaniu linii napowietrznych najwyższych napięć. Kraków: BS i PE "Energoprojekt", Biuletyn Techniczny - Sieci Elektroenergetyczne, nr 4, 1981.
[1.9] Mendera Z., Szojda L., Wandzik G.: Projektowanie stalowych słupów linii elektroenergetycznych. Warszawa: PWN 2018.
[1.10] Nowacki W.: Mechanika budowli, wyd. 4. Warszawa: PWN 1976.
[1.11] Olbrycht L.: Automatyzacja projektowania napowietrznych linii elektroenergetycznych. "Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej. Elektryka" 1987, nr 63.
Akty prawne i normy
[1.12] Ustawa z dnia 23 kwietnia 1964 r. - Kodeks cywilny, Dz.U. z 2019 r., poz. 1145.
[1.13] Ustawa z dnia 14 czerwca 1960 r. - Kodeks postępowania administracyjnego, Dz.U. z 2020 r., poz. 256.
[1.14] Ustawa z dnia 17 listopada 1964 r. - Kodeks postępowania cywilnego, Dz.U. z 2019 r., poz. 1460.
[1.15] Ustawa z dnia 21 marca 1985 r. - O drogach publicznych, Dz.U. z 2020 r., poz. 470.
[1.16] Ustawa z dnia 21 sierpnia 1997 r. - O gospodarce nieruchomościami, Dz.U. z 2020 r., poz. 65.
[1.17] Ustawa z dnia 3 lutego 1995 r. - O ochronie gruntów rolnych i leśnych, Dz.U. z 2017 r., poz. 1161.
[1.18] Ustawa z dnia 24 sierpnia 1991 r. - O ochronie przeciwpożarowej, Dz.U. z 2020 r., poz. 961.
[1.19] Ustawa z dnia 16 kwietnia 2004 r. - O ochronie przyrody, Dz.U. z 2020 r., poz. 55.
[1.20] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. - O odnawialnych źródłach energii, Dz.U. z 2020 r., poz. 261.
[1.21] Ustawa z dnia 14 grudnia 2012 r. - O odpadach, Dz.U. z 2019 r., poz. 701.
[1.22] Ustawa z dnia 12 wrzenia 2002 r. - O normalizacji, Dz.U. z 2015 r., poz. 1483.
[1.23] Ustawa z dnia 27 marca 2003 r. - O planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, Dz.U. z 2020 r., poz. 293.
[1.24] Ustawa z dnia 13 kwietnia 2016 r. - O systemach oceny zgodności i nadzoru rynku, Dz.U. z 2019 r., poz. 544.
[1.25] Ustawa z dnia 3 października 2008 r. - O udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko, Dz.U. z 2020 r., poz. 283.
[1.26] Ustawa z dnia 24 kwietnia 2015 r. - O zmianie niektórych ustaw w związku ze wzmocnieniem narzędzi ochrony krajobrazu, Dz.U. z 2015 r., poz. 774.
[1.27] Ustawa z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane, Dz.U. z 2019 r., poz. 1186.
[1.28] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, Dz.U. z 2020 r., poz. 833.
[1.29] Ustawa z dnia 17 maja 1989 r. - Prawo geodezyjne i kartograficzne, Dz.U. z 2020 r., poz. 276.
[1.30] Ustawa z dnia 9 czerwca 2011 r. - Prawo geologiczne i górnicze, Dz.U. z 2019 r., poz. 868.
[1.31] Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. - Prawo ochrony środowiska, Dz.U. z 2018 r., poz. 799.
[1.32] Ustawa z dnia 18 lipca 2001 r. - Prawo wodne, Dz.U. z 2017 r., poz. 1121.
[1.33] Ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. - Prawo zamówień publicznych, Dz.U. z 2019 r., poz. 1843.
[1.34] Ustawa z dnia 10 kwietnia 2003 r. - O szczególnych zasadach przygotowania i realizacji inwestycji w zakresie dróg publicznych, Dz.U. z 2018 r., poz. 1474.
[1.35] Ustawa z dnia 7 września 2007 r. - O przygotowaniu finałowego turnieju Mistrzostw Europy w Piłce Nożnej UEFA EURO 2012, Dz.U. z 2017 r., poz. 1372.
[1.36] Ustawa z dnia 24 lipca 2015 r. - O przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych, Dz.U. z 2020 r., poz. 191.
[1.37] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 10 września 2019 r. w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko, Dz.U. z 2019 r., poz. 1839.
[1.38] PN-EN 50341-1:2013-03 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV. Część 1 - Wymagania Ogólne - Specyfikacje wspólne, PKN Warszawa.
[1.39] PN-EN 50341-2-22:2016 Elektroenergetyczne linie napowietrzne prądu przemiennego powyżej 1 kV. Część 2 - 22: Zbiór normatywnych warunków krajowych. Normatywne warunki krajowe dla Polski, PKN Warszawa.
[1.40] PN-EN 1991-1-4:2008 Eurokod 1: Oddziaływania na konstrukcje. Część 1-4 Oddziaływania ogólne - Oddziaływania wiatru, PKN Warszawa.
[1.41] Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 5 listopada 1980 r. w sprawie szczegółowych zasad ochrony przed elektromagnetycznym promieniowaniem niejonizującym szkodliwym dla ludzi i środowiska, Dz.U. z 1980 r. Nr 25, poz. 101.
[1.42] PN-EN 1990:2008 Eurokod - Podstawy projektowania, PKN Warszawa.
[1.43] IEEE Std 738TM-2006 Standard for Calculating the Current-Temperature of Bare Overhead Conductors, January 2007.
[1.44] Rozporządzenie Ministra Środowiska z dnia 30 października 2003 r. w sprawie dopuszczalnych poziomów pól elektromagnetycznych w środowisku oraz sposób sprawdzenia dotrzymanych poziomów, Dz.U. z 2003 r. Nr 192, poz. 1883.
[1.45] PN-EN 60300-3-3:2006 Zarządzanie niezawodnością. Przewodnik zastosowań. Szacowanie kosztu życia.
