Obciążenia dynamiczne

Znormalizowane [43] przypadki zespołu obciążeń, uwzględniają wpływ ciężaru własnego przewodu, zmiany temperatury, obciążenia wynikającego z oblodzenia przewodu oraz wiejący wiatr. Warunki atmosferyczne z kolei wpływają na zróżnicowaną intensywność oddziaływania tychże obciążeń na przewód. Ponieważ prawdopodobieństwo jednoczesnego wystąpienia najbardziej niekorzystnych warunków tj. maksymalnego oblodzenia, wiatru oraz minimalnej temperatury, jest na tyle małe, iż w normie PN-EN 50341-3-22:2010 [43] takiego przypadku nie uwzględniono. Norma [43] jest rozszerzeniem zaleceń ujętych w specyfikacji [3] i odnosi się ona do warunków klimatycznych panujących w Polsce. W tablicy 2.4 przedstawiono przypadki układów obciążeń linii napowietrznej, które należy rozpatrzyć projektując linię. Tablica 2.4. Przypadki układów obciążeń uwzględniające naciąg przewodów [43], [41]

Lp. Obciążenia ^Temperatura

przewodu [°C] ^{Układ obciążenia}

1 Normalne -5 Ciężar własny przewodów

+50% charakterystycznego obciążenia oblodzeniem

2 Normalne -5 Ciężar własny przewodów

+100% charakterystycznego obciążenia oblodzeniem

3 Normalne -25 Ciężar własny przewodów

4 Normalne +10 Ciężar własny przewodów

+maksymalne obciążenie wiatrem

5 Normalne +40 Ciężar własny przewodów

6 Normalne -5

Ciężar własny przewodów +duże obciążenie oblodzeniem +umiarkowane obciążenie wiatrem

7 Normalne -5

Ciężar własny przewodów

+umiarkowane obciążenie oblodzeniem +duże obciążenie wiatrem

Analiza warunków ujętych w tablicy 2.4 jest niezbędna do zapewnienia bezpieczeństwa projektowanej linii elektroenergetycznej.

Rozpatrując obciążenia statyczne linii napowietrznej należy uwzględnić stałe czynniki jakimi jest masa przewodu oraz osprzęt mu towarzyszący, a także naciąg montażowy przewodu. Należy również uwzględnić skrajne przypadki naprężeń w przewodzie, aby zapewnić bezpieczną ich eksploatację w prześle, dlatego też wskazane jest oszacować zakres dopuszczalnych naprężeń. Parametry te są stałe, lecz w rzeczywistości przewód jest konstrukcją „żywą”, tzn. w czasie eksploatacji linii napowietrznej jego własności ulegają zmianie. Dochodzi do powstawania trwałych odkształceń wynikających z osiadania przewodu i jego pełzania. Dodatkowo parametr temperatury przyczynia się do intensyfikowania tychże procesów. Również parametr wiatru czy sadzi nie jest obojętny.

2.1.4.2. Obciążenia dynamiczne

Przewód napowietrznej linii elektroenergetycznej w czasie eksploatacji poddawany jest wielu zmiennym w czasie czynnikom, jak: oddziaływanie wiatru, oblodzenie, zmiany temperatury, osiadanie oraz pełzanie przewodów i tworzą one obciążenia dynamiczne dla linii. W efekcie inicjują one zmiany naciągu / naprężenia przewodów w przęśle [41]. Jak można zauważyć w równaniu stanu wiszącego przewodu (2.3), zakłada się addytywność tych przyczyn zmian naprężenia w przewodzie.

30 Wyżej wymienione czynniki wpływające na zmianę naprężenia, powodują również zmianę długości przewodów. Należy jednak zwrócić uwagę, iż tylko niektóre z nich powodują nieodwracalną zmianę długości początkowej przewodu [5]. Trwałe przyrosty długości występują w wyniku osiadania oraz pełzania materiału, natomiast czynniki klimatyczne (temperatura, wiatr, oblodzenie) posiadają dwukierunkowy charakter zmian nie wywołujących trwałych odkształceń, ale będących czynnikiem wpływającym na intensywność procesów reologicznych.

Ponieważ zmiany temperatury otoczenia, a tym samym przewodu oraz zjawisko pełzania drutów w przewodzie elektroenergetycznym są zjawiskami, które wymagają szerszej analizy ze względu na złożony charakter, dlatego poświęcono im osobne podrozdziały (2.1.4.3. i 2.1.4.4.) w niniejszej dysertacji. Natomiast w tej części skupiono uwagę na zjawisku osiadania przewodu oraz wpływie działania wiatru i osadzania się sadzi na przewodach linii napowietrznej.

Zjawisko osiadania przewodu ma miejsce w początkowym okresie eksploatacji przewodu. Związane jest ono z lokalną rekonfiguracją położenia drutów w konstrukcji przewodu oraz ich zaciskania pod wpływem naprężeń rozciągających. Z kolei w ujęciu makroskopowym, osiadanie przewodu skutkuje zmianą jego modułu elastyczności i charakterystyki obciążania – odciążania w układzie naprężenie - odkształcenie. Aby lepiej zrozumieć to zagadnienie przeanalizowano przypadek ujęty na rys. 2.14.

Rys. 2.14. Analiza osiadania przewodu. Zależność naprężenie – odkształcenie przewodu [5]

Podczas pierwszego naprężania przewodu w przęśle linii napowietrznej (σmontażowe), zależność

naprężenia od odkształcenia posiada charakter nieliniowy (odcinek A-B) o pewnym

początkowym module elastyczności Ep. W momencie odciążania tak naprężonego przewodu,

krzywa posiada już charakter liniowy (odcinek B-C). Dodatkowo kąt nachylenia krzywej odciążania jest większy od kąta krzywej obciążania do naprężenia montażowego. Z kolei kolejne wahania naprężenia w rozważanym zakresie odbywają się ze stałym liniowym

modułem elastyczności uzyskanym podczas odciążania tzw. końcowym modułem Ek. Jeżeli

jednak naprężenie w przewodzie wzrośnie np. z powodu spadku temperatury lub wzrostu

ciężaru objętościowego przewodu, powyżej σmontażowe, to wzrost naprężenia odbywać się będzie

najpierw wzdłuż odcinka C-B (z modułem elastyczności Ek), a następnie po przekroczeniu

naprężenia montażowego wzdłuż krzywej B-D (z modułem elastyczności Ep). Kolejne wahania

naprężenia, poniżej σD odbywać się będą z modułem elastyczności Ek (wzdłuż linii D-E).

E

E

31 Podsumowując zagadnienie osiadania przewodów w prześle linii napowietrznej, wszystkie pojawiające się przyrosty naprężenia / naciągu przewodu, obejmujące nowe zakresy

naprężenia, wymuszają użycie początkowego modułu elastyczności (Ep) w równaniu stanu

(2.3). Natomiast w przypadku wzrostu temperatury, spadku ciężaru objętościowego przewodu czy postępującego zjawiska pełzania dochodzi do spadku naprężenia naciągu przewodu. W takim przypadku w równaniu stanu (2.3) należy uwzględnić końcowy moduł elastyczności

(Ek) [5]. Osiadanie przewodu skutkuje pojawieniem się trwałego odkształcenia i dla naprężenia

montażowego będzie to wartość εB, natomiast dla naprężenia σD będzie to εD, co przedstawiono

na wykresie na rys.2.14.

Kolejnym czynnikiem wpływający na pracę przewodu jest czynnik wiatru. Jego działanie posiada niekorzystny wpływ na linię napowietrzną, ostatecznie prowadząc nawet do zerwania przewodu w przęśle. Struga wiatru działająca na przewód wywołuje różnego rodzaju drgania, do których należą: podskok przewodu, wibracja przewodu (drgania eolskie) i galopowanie (taniec przewodu).

Podskok przewodu występuje podczas nagłego odciążenia linii elektroenergetycznej, np.: w skutek nagłego oderwania sadzi od powierzchni przewodu. Pojedynczy impuls wywołuje krótkotrwałe drgania, o dużej amplitudzie [41],[42].

Z kolei taniec przewodów charakteryzują drgania o dużej amplitudzie, dużej długości fali i małej częstotliwości. Ten typ drgań powstaje w warunkach marznącego deszczu, który pod wpływem działającej siły wiatru gromadzi się niesymetrycznie w postaci lodu na przewodzie [41]. W efekcie zmienia się aerodynamika sił działającego wiatru na przewód, wychylając go prostopadle do kierunku wiatru. Na rys. 2.15 przedstawiono schematycznie oddziaływanie wiatru na goły przewód oraz przewód oblodzony niesymetrycznie.

Rys. 2.15. Oddziaływanie wiatru na oblodzone przewody; Fc – siła ciągnąca, Fn – siła nośna

(na podstawie [44])

W przykładzie a) na rys. 2.15, wiatr wiejący prostopadle do nieoblodzonego przewodu

powoduje pojawienie się siły ciągnącej Fc (siły oporu), o kierunku zgodnym do kierunku wiatru.

W przykładzie b) układ sił jest również taki sam, gdyż występuje tu równomierne oblodzenie części przewodu, na którą działa wektor siły wiatru. Natomiast, w przypadku gdy oblodzenie

na przewodzie będzie niesymetryczne, to oprócz składowej ciągnącej Fc, pojawi się jeszcze siła

nośna Fn (rys. 2.15c i 2.15d), która wprawi przewód w ruch prostopadły do osi wiejącego wiatru

[44]. Ten typ drgań to właśnie „taniec przewodów”, który swym zasięgiem może obejmować całe przęsło linii napowietrznej, a amplituda drgań nieraz osiąga kilkanaście metrów zagrażając bezpieczeństwu ludzi i środowiska [41].

Powyższe opisane typy drgań wiatrowych występują w warunkach eksploatacyjnych linii napowietrznej stosunkowo rzadko. Głównym i podstawowym zagrożeniem wiatrowym dla

32 przewodów elektroenergetycznych są drgania eolskie. Ten typ drgań wywołuje wiatr wiejący w kierunku prostopadłym do linii przewodu, charakteryzujący się drganiami o małej amplitudzie, małej długości fali i dużej częstotliwości [41],[42]. Bezpośrednim czynnikiem powodującym drgania eolskie przewodu, są odrywające się wiry powietrza opływające przewód. Powstają one po zawietrznej stronie przewodu [45],[46] i noszą nazwę wirów Karmana (rys.2.16), po autorach teorii turbulencji Benarda – Karmana [42].

Rys. 2.16. Przykład wirów Karmana [45]

Pojawienie się drgań eolskich w przewodach linii napowietrznej wywołuje zmienne naprężenia, a te w konsekwencji przyczyniają się do zmęczenia materiału oraz występowania tzw. zjawiska frettingu (korozja cierna) tj, powierzchniowego zacierania się stykających drutów w przewodzie. Zatem fretting obniża wytrzymałość zmęczeniową przewodu i skraca jego żywotność [46]. Generalnie występują trzy rodzaje obszarów narażonych na występowanie korozji ciernej w przewodzie. Zalicza się do nich kontakt: drutów ostatniej warstwy przewodu z osprzętem (typ C); drutów tej samej warstwy przewodu (typ A); drutów sąsiednich warstw w przewodzie (typ B), co zaznaczono schematycznie na rys. 2.17 [46],[47]. Dodatkowo rys. 2.17 ujawnia zdjęcia uszkodzonych korozją cierną, drutów w przewodzie napowietrznym.

Rys. 2.17. Punkty występowania frettingu w przewodzie [46], [47], [48]

W wyniku równoczesnego zmęczenia materiału i występowania frettingu dochodzi do pękania drutów w przewodzie. Jest to problem bardzo poważny dla prawidłowej eksploatacji linii napowietrznej i dlatego w literaturze pojawia się coraz więcej prac poświęconych zagadnieniom drgań eolskich [49], zmęczeniu materiału [47] oraz korozji ciernej [46],[50]. Z kolei pionierskie prace w tej dziedzinie powstały m.in. przy udziale grupy badawczej CIGRE [51], oraz takich naukowców jak Stockbridge G. H. [52], czy Varney T. [53].

33 Każdy z rodzajów drgań wiatrowych, generuje zmienną w czasie siłę nośną dla przewodu, wychylając go z dużą amplitudą z punktu odniesienia lub dużą częstotliwością. W efekcie przewód poddawany jest dynamicznie, zmiennemu w czasie naprężeniu, które przyczynia się do zmęczenia, a także zacierania się drutów w przewodzie, grożąc jego zerwaniem w przęśle, jak również zbyt duże amplitudy o jakie wychyli się przewód w przęśle może grozić wyładowaniem elektrycznym. Aby zapobiec negatywnym skutkom działania wiatru na linie napowietrzne proponuje się stosowanie tłumików drgań, wytapianie oblodzenia z powierzchni przewodów oraz zwiększanie odstępów między przewodami i innymi obiektami [5].

Kolejnym czynnikiem wpływającym na pojawianie się zmian naprężenia przewodu w przęśle linii napowietrznej jest występujące okresowo jego oblodzenie. Oblodzenie / sadź definiuje się jako osad szronowy bądź lodowy gromadzący się na obwodzie przewodu elektroenergetycznego. Rozróżnia się kilka typów sadzi takich jak: mokry śnieg, miękki szron,

szklisty lód i twardy szron; różniących się między sobą gęstością ρI (kg/m3) (wpływa na masę

i naprężenie przewodu) oraz współczynnikiem oporu aerodynamicznego oblodzonego

przewodu CcI (czynnik istotny przy działaniu wiatru) [54]. Każdy z typów oblodzenia wpływa

na powiększanie ciężaru przewodu oraz jego średnicy, zwiększając tym samym powierzchnię wystawioną na działanie wiatru.

Warunki atmosferyczne, w których występuje sadź, to zakres temperatur od 0°C do -15°C, z czego temperatura -5°C, uznawana jest za temperaturę, w której najczęściej i w największej ilości występuje oblodzenie przewodów [43]. Ilość warstwy sadzi

przypadającej na jednostkę długości przewodu Ik (N/m) zależy od średnicy przewodu

oraz strefy oblodzeniowej (w Polsce obowiązują trzy strefy zgodnie z normą [43]). W tablicy 2.5 przedstawiono sposób szacowania wielkości obciążenia wynikającego z oblodzenia przewodu w przęśle linii napowietrznej.

Tablica 2.5. Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem przewodu o średnicy d (mm) [41], [43]

Strefa obciążenia oblodzeniem Charakterystyczne obciążenie oblodzeniem

Ik

N/m

S1 4,1+0,41d

S2 8,2+0,82d

S3 16,4+0,82d

Korzystając z danych ujętych w tablicy 2.5 oraz z równania (2.6) możliwe jest wyznaczenie

zastępczej średnicy przewodu Dz (m) uwzględniającej warstwę oblodzenia:

𝐷_𝑧 = √𝑑2+ ^4𝐼𝑘

9,81𝜋𝜌_𝐼 ^(2.6)

gdzie:

d – średnica przewodu nieoblodzonego (m) Ik – obciążenie oblodzeniem (N/m)

ρI – gęstość masy oblodzenia (dane znajdują się w normie [54])

Poniżej z kolei przestawiono przypadki dla dwóch typów przewodów oraz wpływu ich oblodzenia w zależności od strefy oblodzeniowej, na średnicę oraz ciężar jednostkowy całego przewodu (rys. 2.18). Analiza przedstawiona na rys. 2.18 przeprowadzona w pracy [41]

dotyczyła przewodów AFL-8 525mm2 oraz AFL-1,7 95mm2, różniących się między sobą m.in.

34 przewodu (N/m), natomiast ich szerokość odpowiada średnicy oblodzonego przewodu w danej strefie oblodzeniowej.

Rys. 2.18. Wpływ oblodzenia (gęstość oblodzenia ρl = 700 kg/m³) na zmianę średnicy

i obciążenia na jednostkę długości przewodów: a) AFL - 8 525 mm²;

oraz b) AFL - 1,7 95 mm2 [41]

Jak można zauważyć, przewód o większym polu przekroju (rys. 2.18a) w I strefie zwiększa swoją średnicę dwukrotnie, natomiast w III już trzykrotnie. Analogicznie, przewód o mniejszym przekroju (rys. 2.18b) w I strefie zwiększa swoją średnicę trzykrotnie, a w III strefie aż pięciokrotnie. Zatem przyrosty sadzi na przewodach o mniejszym polu przekroju skutkują większym przyrostem ich średnicy. To samo odnosi się do ich ciężaru jednostkowego. Znaczne przyrosty sadzi na przewodzie wpływają zatem na wzrost obciążenia i zmianę naprężenia linii oraz zwiększają powierzchnię, na którą może działać siła wiatru wywołująca kolejne zmiany naprężenia.

Każdy z wymienionych czynników (osiadanie przewodu, wiatr i oblodzenie) wpływają na zmianę stanu przewodu. Zmiany te są zmianami dynamicznymi i występują okresowo. Z kolei zmiany temperatury przewodu oraz jego pełzanie odbywają się nieustannie w całym cyklu eksploatacji przewodu.