zbornik8

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 434.1. Zamjena izolacije na preostalim dionicama dalekovoda U skladu s [1] kao i pozitivnim pogonskim iskustvima s predmetnog dalekovoda u smislupovećanja pogonske pouzdanosti i raspoloživosti nakon zamjene izolacije na posolicom najugroženijimdionicama predmetnog dalekovoda od stupa br. 73 do stupa br. 90 (do kabelske kućice Surbova na otokuKrku) i od stupa br. 91 (od kabelske kućice Stojan na otoku Rabu) do stupa br. 112, tijekom lipnja 2013.godine je izvršena zamjena izolatorskih lanaca sa staklenim kapastim izolatorima izolatorskim lancima sasilikonskim izolatorima karakteristika optimiranih za navedene klimatske uvjete i zasoljivanje napreostalim dionicama predmetnog dalekovoda od TS Dunat do stupa broj 73 te od stupa broj 112 do TSRab. Ovdje je potrebno navesti kako se prema preporukama iz Cigré brošure broj 361 [3] prilikomodabira oblika profila izolatora treba u najvećoj mjeri osloniti na eventualna pozitivna iskustva u pogonuodređenih izolatora odgovarajućih profila. Također, uvažavajući preporuke iz [3] je izbjegnuta primjenaizolatora s alterniranim promjerima šeširića (manji-veći), budući da njihova prednost samočišćenjaizražena samo u slučaju jačih padalina, što je prema ranije opisanom slabo izraženo u slučajevimazasoljivanja u zimskim mjesecima. Uvažavajući sve navedeno kao i pozitivna pogonska iskustva primjene silikonskih štapnihizolatora na spomenutim dionicama DV 110 kV Dunat-Rab, DV 110 kV Rab - Novalja i dijelu DV 110 kVLički Osik - Novalja, karakteristike samih silikonskih izolatora i kompletnih izolatorskih lanaca odabranena način da budu usklađene s ranije izvršenom zamjenom izolacije na dionicama predmetnog DV 110 kVDunat-Rab. Na ovaj način se postigla zadovoljavajuća otpornost izolacije u uvjetima zasoljivanja,koordinacije izolacije na dalekovodu kao i zadržavanje postojećih razina sigurnosnih visina, budući da suranije razrađeni zamjenski izolatorski lanci sa silikonskim štapnim izolatorima dimenzijama i minimalnimelektričkim karakteristikama usklađeni s postojećim izolatorskim lancima sa staklenim kapastimizolatorima. Navedene karakteristike odabrane zamjenske izolacije proizlaze iz hidrofobnih svojstavasilikonskih izolatora, njihove „otvorene“ konstrukcije koja ne uzrokuje stvaranje zračnih vrtloga iomogućava bolje samočišćenje izolatora te veće duljine strujne staze u odnosu na „klasične“ izolatorskelance sa staklenim kapastim izolatorima. Izdržljivost na propisane podnosive i udarne napone izolatorskih lanaca sa silikonskim štapnimizolatorima tipa 138 197-006 (tip izolatora primijenjen na otočnoj vezi koji je sličnih elektromehaničkihkarakteristika kao i na DV 110 kV Dunat - Rab primijenjeni izolator tipa 138 200-013) dokazana jeIzvještajem o ispitivanju broj 5642 od 16. listopada 1995. godine izdanom od Instituta za elektroprivredu ienergetiku d.d. Zagreb. Skice izolatorskih lanaca sa silikonskim izolatorima koji su primijenjeni na DV 110kV Dunat-Rab su prikazane na slikama 4. i 5 [4]. Primijenjeni izolatori su izrađeni u skladu s normamaIEC/TS 60815-3, Ed. 1.0: 2008 i IEC 61109, Ed. 2.0:2008. Slika 4. Nacrt nosivog izolatorskog lanca sa silikonskim izolatorima s DV 110 kV Dunat-Rab [4] 6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 44 Slika 5. Nacrt zateznog izolatorskog lanca sa silikonskim izolatorima s DV 110 kV Dunat-Rab [4]4.2. Zatvaranje kabelskih stanica Radi smanjenja broja ispada DV 110 kV Dunat-Rab uslijed zasoljivanja, predviđeno je potpunozatvaranje kabelskih stanica Surbova na otoku Krku i Stojan na otoku Rabu. Postojeće stanje kabelskihstanica 110 kV Surbova i Stojan su prikazane na slikama 6. i 7. Slika 6. Postojeće stanje kabelske stanice 110 kV Surbova na otoku Krku Kako se može uočiti sa slika 6. i 7., na navedenim lokacijama kabelskih stanica je, poredizolatorskih lanaca na krajnjim stupovima dalekovoda, izolacija prisutna i na kabelskim završetcima,odvodnicima prenapona te u KK Surbova dodatno i naponskom mjernom transformatoru i kondenzatoruza VF vezu, što sve znači puno dodatnih mjesta osjetljivih na zasoljivanje. Uz blizinu mora su navedenekabelske stanice točke predmetnog dalekovoda naročito osjetljive na zasoljivanje [1]. Stoga je u tijekufaza izrade projektne dokumentacije, rješavanje imovinsko-pravnih odnosa i ishođenje potrebnih dozvolaza rekonstrukciju predmetnih kabelskih stanica koje bi nakon rekonstrukcije trebale biti zatvorenog tipakabelskih stanica po uzoru na kabelske stanice izgrađene u okviru 110 kV otočne veze tijekom 1994.godine. 7

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 45 Slika 7. Postojeće stanje kabelske stanice 110 kV Stojan na otoku Rabu U okviru rekonstrukcije bi se cjelokupna kabelska stanica zatvorila dodatnim zidovima i novimkrovom pri čemu bi se zadržali postojeći kabelski završetci i uljno-tlačno postrojenje 110 kV kabelasmješteno unutar postojeće kućice tako da se u kabelski vod ne bi zadiralo. Predviđeno je i zadržavanjepostojećih odvodnika prenapona, te kod KK Surbova i naponskog mjernog transformatora i kondenzatoraza VF vezu. Svi ovi aparati bi nakon rekonstrukcije ostali zatvoreni unutar nove zgrade rekonstruiranekabelske stanice te time više ne bi bili izloženi zasoljivanju. Na slici 8. [5] je prikazan izgled KK Surbova i KK Stojan nakon rekonstrukcije u nacrtu i bokocrtu.Predviđeno je zavješenje postojećih faznih vodiča i zaštitnog užeta na pročelje rekonstruirane kabelskestanice, čime će biti zadržane postojeće razine sigurnosnih visina u priključnom rasponu na kabelskustanicu, a krajnji stupovi broj 90 u KK Surbova i broj 91 u KK Stojan su predviđeni za demontažu. Jedini dodatni element izolacije izložen zasoljivanju bi osim izolatorskih lanaca sa silikonskimizolatorima zavješenima na zid rekonstruiranih kabelskih stanica bili provodni izolatori za najviši radninapon 245 kV s vanjskom izolacijom od silikonske gume. Karakteristike navedenih provodnih izolatora uvidu materijala izolacije, oblika i broj šeširića te duljine klizne staze bi trebale omogućiti dugovječnost iotpornost na zasoljivanje. Slika 8. Prijedlog rekonstrukcije KK 110 kV Surbova i Stojan (identičan prijedlog rekonstrukcije) [5] 8

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 465. ZAKLJUČAK Zbog učestalih ispada DV 110 kV Dunat-Rab uzrokovanih zasoljivanjem, potrebno je modificiratitehnička rješenja kabelskih stanica i izolacijskog sustava dalekovoda na način da se postigne većaraspoloživost i pogonska pouzdanost dalekovoda. Već su ranije tijekom 2008. godine na od zasoljivanja kritičnim dionicama od stupa br. 73 dostupa br. 90 (do kabelske kućice Surbova na otoku Krku) i od stupa br. 91 (od kabelske kućice Stojan naotoku Rabu) do stupa br. 112 izolatorski lanci sastavljeni od staklenih kapastih izolatora zamijenjeniizolatorskim lancima sa silikonskim štapnim izolatorima karakteristika pomno odabranih za klimatskeuvjete na dalekovodu, s posebnim osvrtom na otpornost na preskoke u uvjetima zasoljivanja. Navedene mjere su pokazale svoj učinak u pogonu koji je nakon ugradnje novih izolatorskihlanaca s manjim brojem ispada dalekovoda, međutim navedena zamjena izolacije je obuhvatila 38%duljine nadzemnih dionica dalekovoda, te ne pokazuje potpun učinak u uvjetima zasoljivanja budući da suna većem dijelu dalekovoda i dalje bili ugrađeni izolatorski lanci sa staklenim izolatorima. Iz ovog razloga su tijekom lipnja 2013. na preostalim dionicama predmetnog dalekovoda naotocima Krku i Rabu ugrađeni izolatorski lanci sa silikonskim izolatorima. Također, trenutno je u tijeku izrada projektne dokumentacije, rješavanje imovinsko-pravnihodnosa i ishođenje dozvola potrebnih za rekonstrukciju postojećih kabelskih stanica 110 kV Surbova iStojan na predmetnom dalekovodu, a koje bi nakon rekonstrukcije trebale biti zatvorenog tipa. Jedinielektrički 110 kV elementi kabelske stanice izloženi zasoljivanju bi nakon rekonstrukcije tada bili, osimizolatorskih lanaca na dalekovodu, provodni izolatori koji su specificirani za najviši napon mreže 245 kVčije bi karakteristike u vidu materijala izolacije, oblika i broj šeširića te duljine klizne staze trebaleomogućiti dugovječnost i otpornost na zasoljivanje. Postojeća oprema na kabelskim stanicama (kabelskizavršetci, odvodnici prenapona te kod KK Surbova naponski mjerni transformator i kondenzator za VFvezu) se predmetnom rekonstrukcijom u potpunosti zadržava te će na ovaj način ostati zatvorena unutarnovopredviđene zgrade kabelske stanice te samim tim više neće biti izložena zasoljivanju. Na osnovu dosadašnjih iskustava u pogonu dalekovodâ s ugrađenim silikonskim izolatorimaidentičnih elektromehaničkih karakteristika kao i iskustava u pogonu kabelskih stanica zatvorenog tipa, zaočekivati je kako će primjena svih gore navedenih mjera rezultirati značajnim povećanjem otpornostidalekovoda na uvjete intenzivnog zasoljivanja, što bi sa smanjenim brojem ispada trebalo razmjernopovećati raspoloživost i pogonsku pouzdanost dalekovoda 110 kV Dunat - Rab.6. LITERATURA[1] Idejni projekt povećanja pogonske sigurnosti dalekovoda, kabelskih kućica i transformatorskih stanica „110 kV otočne veze“ na otocima Krku, Cresu, Lošinju i Rabu u uvjetima zasoljavanja, oznaka dokumentacije RP500, Dalekovod d.d. Zagreb, ožujak 2006.[2] Kemo Sokolija, Visokonaponski izolatori, Elektrotehnički fakultet u Sarajevu, Sarajevo, 2001.[3] Outdoor insulation in polluted conditions: guidelines for selection and dimensioning, Part 1: General principles and the AC case, Cigré technical brochure 361, Working group C4.303, lipanj 2008.[4] Elaborat zamjene izolacije DV 110 kV Dunat - Rab (dionice: TS Dunat - st.br. 73 i st.br. 112 - TS Rab), evidencijski broj projekta DC1515, Dalekovod-Projekt d.o.o. Zagreb, svibanj 2013.[5] Glavni projekt rekonstrukcije DV 110 kV Dunat - Rab, Elektrotehnički projekt kabelske kućice, Knjiga E1, zajednička oznaka projekta PC181, Dalekovod-Projekt d.o.o. Zagreb, svibanj 2013. 9

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 47HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B205ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ12. savjetovanje HRO CIGRÉŠibenik, 8. – 11. studenoga 2015.Dalibor Škarica, dipl. ing. el. Goran Čubra, dipl. ing. el.Branko Ćosić HOPS [email protected] Prijenosno područje [email protected] [email protected] d.o.oSektor za razvoj, investicije i izgradnju POGONSKA ISKUSTVA S POSOLICOM U PRIJENOSNOM PODRUČJU SPLIT od 2000 god. do 2014.god. SAŽETAK Hrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o., Prijenosno područje Split održava četrdesetsedam(47) transformatorskih stanica i rasklopnih postrojenja, te oko jednutisućudevetsto (1900) km dalekovodai četrnaest (14) kabelskih stanica. Jedan od najvećih problema u održavanju elektroenergetskih objekataje ‘‘rat’‘ s posolicom, prvenstveno u transformatorskim stanicama na otocima (Novalja, Pag, Nerežišća,Starigrad) zatim u TS Nin, kao i na pripadnim dalekovodima i kabelskim stanicama. Referat opisuje probleme vezane za posolicu (ispadi, kvarovi, planirani prekidi) kao i nekarješenja istih, odnosno načini smanjenja negativnog djelovanja posolice. Ključne riječi: posolica, izolacija, transformatorske stanice, dalekovodi, kabelske stanice SERVICE EXPERIENCES WITH SEA SALT POLUTION IN TRANSMISSION AREA SPLIT from 2000. year to 2014. year. SUMMARY There are fortyseven (47) substations and switchyards, and about nineteen hundred (1900) km oftransmission lines covered by Croatian Transmission System Operator Ltd.., Transmission Area of Splitalso including fourteen (14) off cable stations. One of the largest problems is a \"war\" against seasaltpollution, primarily in the substations located on the islands (Novalja, Pag, Nerežišće, Starigrad),including NIN Substation, and on associated transmission lines and cable stations. This article describes the problems encountered with seasalt pollution (outages, faults,scheduled outages) and some solutions for remedying them that is the way to reduction the negativeeffects of seasalt pollution on power facilities. Key words: seasalt pollution, insulation, substation, transmission lines, cable station OPĆENITO Elektroenergetska postrojenja (transformatorske i kabelske stanice, te dalekovodi) locirana ublizini mora izložena su djelovanju posolice pri čemu sol nošena jakim vjetrom pjeskari površinu aparataodstranjujući im zaštitne slojeve i umanjujući izolacijska svojstva izolatora. Kritični momenti nastupajunakon prestanka slane oluje nastalog djelovanjem jakog do olujnog sjeveroistočnog vjetra (bure),povećanjem temperature zraka i porastom relativne vlažnosti. Higroskopni kristalići soli se otapaju inastupa orošavanje izolatora. Soli se u vodenoj otopini razlažu na ione, nositelje naboja, te podpogonskim naponom tim slojem počnu teći površinske odvodne puzajuće struje. Na područjima gdje 1

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 48dolazi do lokalnog sušenja povećavaju se puzne struje i dolazi do parcijalnih pražnjenja praćenakarakterističnim zvukom, a ponekad i korona sa svojim svjetlosnim efektima stvarajući gubitke uelektroenergetskom sustavu. U ekstremnim slučajevima dolazi do preskoka između dijela pod naponom iuzemljene baze izolatora odnosno stvara se luk koji ako se ne ugasi u vremenu djelovanja distantnezaštite (automatskog ponovnog uklopa – APU) postrojenje odnosno njegov dio ostaje van pogona.Bura je suhi vjetar koji puše sa sjeveroistoka, a najjače udare postiže u podvelebitskom dijelu (Starigrad,Jasenice, Obrovac, Posedarje, Pag, Ražanac, Nin, Vrsi, Vir, Kruševo) što je prostor na kojem živi oko25.000 potrošača. Vjetar je karakterističan po tome što se brzo razvije i ne puše kontinuirano već u„refulima“ tj. brzim udarima koji dosežu brzinu i preko 300 km/h (zabilježeno na Masleničkom mostu24.12.2004.god. 340 km/h), a jakost udara opada s udaljenošću od Velebita. 1. UVOD Izgradnjom i puštanjem u pogon tzv. ''otočne 110 kV veze'' 1994. god. u Hrvatskom operatoruprijenosnog sustava d.o.o., Prijenosno područje Split (u daljnjem tekstu PrP Split) znatno su porasli ispadidalekovoda i trafostanica čiji je osnovni uzrok izražena posolica. Do ulaska u pogon navedene vezeizražena posolica događala se na sljedećim lokacijama tzv. „južne petlje“:  DV 110 kV Opuzen – Ploče – Makarska, mikrolokacija Drašnice  DV 110 kV Nerežišća – Stari Grad, mikrolokacija KS Travna na sjevernoj strani otoka Hvara i prvih nekoliko stupova prema TS Stari Grad.  DV 110 kV Stari Grad – Blato. Ulaskom u pogon ''otočne 110 kV veze tzv. sjeverne petlje'' ispadi čiji je osnovni uzrok posolicadogađaju se na sljedećim objektima: 1. KS Toreta, KS Deda 2. DV 110 kV Karlobag  Novalja (dionica na Pagu) 3. DV 110 kV Rab – Novalja (dionica na Pagu) 4. TS Novalja, TS Pag i TS Nin 5. DV 110 kV Pag – Novalja 6. DV 110 kV Nin – Pag Kao što je vidljivo značajno je porastao broj vodova i postrojenja, te više ne možemo govoriti omikrolokacijama, već o širokim područjima. Za analizu i promatranje uzet je period od 01. siječnja 2000. god. do 31. prosinca 2014.god. Referatom Pogonska iskustva s posolicom u Prijenosnom podrućju Split objavljenim na 7.Savjetovanju CIGRE 2005.g obuhvatilo se razdoblje 2000. god. – 2004.god. pri čemu su objavljenirezultati koji su uzeli u obzir događaje ne samo vezane za posolicu već i događaje vezane uz ostalepojave kao što su grmljavina, jak vjetar i ostalo što je zaključeno u navedenom referatu na način da jeutvrđeno da se 95% događaja na tzv. sjevernoj otočnoj petlji odnosi na posolicu.2. DALEKOVODI2.1. Dalekovodi južne petljeU tablici broj I dati su podaci dalekovoda tzv „južne petlje“ godine izgradnje i ugrađenih izolatora: Tablica broj I. Podaci o dalekovodima tzv. „južne petlje“Dalekovod 110 kV izgradnja materijal tip strujna broj ukupna strujna strujna staza tip strujna broj ukupna strujna strujna staza južna petlja godina staza mm članaka staza mm mm/kV staza mm članaka staza mm mm/kVStari Grad  Blato 1971 porculan K170/280 300 6 1.800 14,63 VZM 16/7 420 7 2.940 23,9Nerežišće  Stari Grad 1970 (K3) 7 antimagleni 8Opuzen  Makarska 1976; 1987 i 1989 staklo J120K 292 7 2.044 16,6 J120KM 425 7 2975 24,182.2. Dalekovodi sjeverne petlje Temeljem pogonskih iskustava s terena, odnosno događanja na tadašnjim dalekovodimaizgrađenim na priobalnom i otočnom području koja su izložena jakoj posolici, stručni krugovi Hrvatskeelektroprivrede zaključili su da je za izolaciju dalekovoda ''otočne veze’‘ 110 kV, najbolje primijenitiizolator koji će odgovarati postojećim klimatskim uvjetima, a prvenstveno u pogledu posolice, te je 2

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 49temeljem analiza i obavljenih ispitivanja zaključeno da se primijeni štapni kompozitni izolator na bazisilikona tipa 138 197 – 006. Radi zaštite postrojenja (transformatorskih i kabelskih stanica) na prvimstupovima uz postrojenja ugrađena su zaštitna iskrišta na stranama suprotnim od štićenih postrojenja narazmaku od 540 mm. Tablica broj II. Podaci o dalekovodima tzv. „sjeverne petlje“Dalekovod 110 kV sjeverna izgradnja materijal tip strujna članaka/ ukupna strujna strujna stazapetlja godina staza mm šeširiča staza mm mm/kVPag - Novalja 1981 staklo J120KM 425 8 3400 27,6Nin - Pag; dionica: Gorica - Pag 1986 9 3825 31Nin - Pag; dionica: Nin - Gorica 1991; 1994Rab - Novalja 1994 štapni silikon 138-197-006 20 3075 25Karlobag - Novalja 1995 Slika 1. DV 110 kV Karlobag – Novalja; posolica na stupu broj 52 Dimenzioniranje izolacije izvršeno je temeljem “Pravilnika o tehničkim normativima za izgradnjunadzemnih elektroenergetskih vodova nazivnog napona od 1 kV do 400 kV” (NN br. 53/91) I “Pravilnika oizmjenama Pravilnika o tehničkim normativima za izgradnju nadzemnih elektroenergetskih vodovanazivnog napona od 1 kV do 400 kV” (NN br. 24797). Temeljem izmijenjenog stavka 2. članka 53. zaštapne izolatore nije potrebno primjenjivati kriterij električne pojačane izolacije.2.3. Ispadi dalekovoda Broj uspješnih i neuspješnih APU koju je izazvala posolica po godinama i fazama dan je u tabliciIII. za tzv. južni dio ''otočne veze'', a u tablici II. za tzv. sjeverni dio ''otočne veze''. TABLICA III. Broj uspješnih i neuspješnih APU tzv. „južne otočne petlje“ D 129 D 153 D 161 STARIGRAD  BLATO NEREŽIŠĆA  STARIGRAD OPUZEN  MAKARSKA APU  APU + APU  APU + APU  APU + L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 2000  2004 1 2 1 1 4 6 1 3 1 19 8 13 200000 2005 000000 000000 100000 000000 000000 2006 000000 000000 000000 000100 1 0 1 10 0 1 2007 000000 000000 000000 000100 2 0 1 10 0 1 2008 000000 2009 000000 2005  2009 0 0 0 0 0 0 2010 000000 000000 000000 000000 000000 2011 000000 000000 100000 000000 000000 2012 100000 000000 000000 000000 100000 2013 000000 2014 000000 2010  2014 1 0 0 0 0 0 2000  2014 2 2 1 1 4 6 1 3 1 20 8 13 5 0 1 10 0 1 Stari Grad Nerežišća Makarska L2 L2 L2 L2 L3 L3 L3 L1 L1 L1 L1 L3 Blato Stari Grad Opuzen 3

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 50 TABLICA IV. Broj uspješnih i neuspješnih APU tzv. „sjeverne otočne petlje“ D 152 D 170 D171 D 172 NIN  PAG RAB  NOVALJA KARLOBAG  NOVALJA PAG  NOVALJA APU  APU + APU  APU + APU  APU + APU  APU + L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L3 L1 L2 L32000  2004 15 4 29 2 1 19 10 3 7 31 31 29 3 0 12 33 12 68 3 13 2 7 25 11 2005 311301 005311 1 2 2 13 0 17 100000 2006 9 5 11 1 0 62 6 1 4 17 8 6 0 0 0 13 2 1 142015 2007 511202 001211 0 0 0 20 0 1 121100 2008 000000 000000 900300 000000 2009 000000 000002 000000 0000002005  2009 17 7 13 6 0 65 6 1 10 22 10 10 1 2 2 49 2 19 363115 2010 000000 000000 000000 000000 2011 010000 000001 1 0 0 16 19 0 010000 2012 12 0 6 0 0 3 1 1 5 5 4 21 5 2 1 5 11 0 724034 2013 316001 2 0 0 6 20 31 0 4 0 25 56 2 11 4 7 2 0 1 2014 011030 001000 010090 0000002010  2014 15 3 13 0 3 4 3 1 6 11 24 53 6 7 1 46 95 2 18 7 11 2 3 52000  2014 47 14 55 84 88 19 5 23 64 65 92 10 9 15 128 109 89 24 26 16 10 29 21 Nin KS Selina L3 KS Deda (Rab) Toreta (Karlobag) Pag L2 L1 L2 L3 ↑ L3 S L1 L2 L1 L3 L1 S← L1 L2 L2 L3 S← Pag KS Kulina Novalja Novalja Novalja U tablici III. i na dijagramima je prikazana dužina dalekovoda, kabela, ukupan broj uspješnih ineuspješnih APU, sumarni iznos APU u promatranom periodu. Također je naveden i prosječni broj APUgodišnje, te taj podatak po km dalekovoda. TABLICA V.APU sumarni iznos od 2000.god. – 2014.god. Dalekovod 110 kV DV u km KB u km APU APU+ ∑ APU 16Opuzen  Ploče – Makarska 66,442 0 5 11 46 17Nerežišća  Starigrad 14,695 4,544 5 41 216 126Starigrad  Blato 21,866 16,340 6 11 268 360Nin – Pag 27,089 2,441 116 100Pag  Novalja 15,527 0 66 60Rab  Novalja 20,104 11,027 47 221Karlobag  Novalja 52,71 2,654 34 326 100 500 50 41 116 66 47 34 221 326 0 5 56 11 11 0 60 100 APU OpAuzPeUn  Ploče  MakaArPsUka+ Nin  Pag APU+ Rab  Novalja Pag  Novalja Nerežišća  Starigrad Karlobag  Novalja Slika 2. Dijagram broja APU od 2000.god. – 2014.god. Vrlo je teško analizirati ispade dalekovoda južne petlje zbog posolice, jer su ispadi uvijek bilikombinacija soli, kiše i grmljavine. Za razliku od južnog dijela na tzv. ''otočnoj vezi'' razlog ispada ili prorade APU je u 90% slučajevabila posolica. Glede iste dalekovodi su u promatranom periodu bili van pogona kako sljedi u tablici IV: 4

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 51 TABLICA VI. Ukupan broj sati dalekovoda van pogonaDalekovod 2000  2004 2005  2010 2010 – 2014DV 110 kV Pag  Novalja 80 sata i 36 min 98 sati i 41 min 145 sati i 01 min 64 sati i 40 minDV 110 kV Nin – Pag 75 sati i 30 min 129 sati i 13 min 230 sati i 186 min 43 sati i 44 minDV 110 kV Karlobag  Novalja 120 sati i 14 min 111 sati i 54 minDV 110 kV Rab  Novalja 106 sati i 16 min 138 sati i 37 min Vezano za posolicu na svim dalekovodima Prijenosnog područja Split bilo je svega 5 kvarova i touvijek na poligonu Toreta. U cilju zaštite postrojenja i vodova djeluje se preventivno organiziranim sustavnim pranjem kojese koordinira zajedno s nadležnim distributivnim operaterom HEP ODS, budući je obveza HEP ODS danajavi prekid opskrbe konzumu 24 sata ranije. Pravovremeno planiranje pranja postrojenja se utvrđuje unajpovoljnijem meteorološkom trenutku, a to je prvo jutro po prestanku bure, u čemu bitno pomažuinternetski dostupne prognostičke karte te podaci od Državnog hidrometeorološkog zavoda. U dogovoru sHEP ODS koordinira se pranje postrojenja, odabire vrijeme pranja, planira isključenja postrojenja (zapranje dijelova TS 110/10 kV potrebno je oko 2 sata.). Za pranje postrojenja angažiraju se ponekad iraspoloživa vatrogasna vozila.Posebno su ugrožene TS 110/10 kV Pag i TS 110/10 kV Novalja, te TS110/10 kV Nin kod kojih se peru naslage soli na vanjskim dijelovima postrojenja. Pranje izolatora nastupovima vrši se spužvama i vodom iz ručnih spremnika. Nažalost, najveći broj stupova nadalekovodima nemoguće je oprati, pa bez obzira na pranja postrojenja kojim se definitivno smanjujumoguće štete na njima samima, ukoliko dođe do bitnijeg povećanja relativne vlažnosti (npr. jutarnja rosa),van pogona ostaju svi dalekovodi na području Paga. Pranje izolatora na dalekovodnim stupovimavatrogasnim vozilima je gotovo nemoguće zbog, osim nepristupačnosti terena , zbog suhozida koji senalaze na pristupu od prometnice do stupa. U periodu od 2000 do 2014.god. obavljena su pranja izolatora na dalekovodima što je prikazanou tablici VII: TABLICA VII. Pranja izolatora na dalekovodima D152 Nin  Pag D170 Rab  Novalja D171 Karlobag  Novalja D172 Pag  NovaljaDATUM Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona16.01.03. 12h 47m 15h 50m 3h 03m13.01.04. obavljeno pranje 4h 30m15.11.04.16.11.04. isključen14.11.04. uključen u 16h 48m15.11.04. isključen u 6h 57m isključen uključen u 16h 45m uključen 18.11.31.01.05. obavljeno pranje dio 2x110 kV02.02.05. pranje izol st. br. 53 2h 40m03.02.05. 8h 39m 15h 36m 6h 57m 8h 39m 15h 06m 6h 27m04.02.05. 8h 45m 14h 06m 5h 21m12.02.05. obavljeno pranje 5h 00m15.04.05. obavljeno pranje 5h 00m29.01.06. obavljeno pranje obavljeno pranje 7h 34m obavljeno pranje 6h 00 m 8h 20m 7h 58m 15h 32m01.02.06. 7h 40m 15h 05m 7h 25m02.02.06. 7h 47m 14h 52m 7h 05m03.02.06. 7h 52m 15h 11m 7h 19m 7h 53m 15h 11m 7h 18m08.02.06. 8h 14m 15h 00m 6h 46m obavljeno pranje14.03.06. obavljeno pranje 8h 25 m15.03.06. 10h 59m 18h 55m 7h 56m 10h 59m 18h 56m 7h 57m16.03.06. 7h 52m 16h 04m 8h 12m30.12.06. 9h 04m 16h 01m 6h 57m 9h 04m 16h 01m 6h 57m13.03.07. obavljeno pranje 8h 15 m obavljeno pranje28.01.08. obavljeno pranje20.02.08. 9h 33m 15h 55m 6h 22m obavljeno pranje08.02.12. 10h 53 m 17h 00 m 8h 07m obavljeno pranje14.11.13. obavljeno pranje09.12.13. obavljeno pranje obavljeno pranje11.12.13. D151+161 OpuzenMakarska D153 Stari Grad  Nerežišća DATUM Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona 31.03.02. 01.04.02. isključen u 21h 39m st. 141143 27.12.03. 22.01.04. uključen u 12h 01m Drašnice 13.01.12. 02.02.12. pranje izol. st. br. 52  55 pranje izolatora st. br. 141146 Drašnice pranje izolatora od st. br. 14246 Drašnice pranje izolatora od st. br. 14246 Drašnice3. ISPITNI POLIGON TORETA U cilju praćenja ponašanja izolatorskih konstrukcija u stvarnim uvjetima onečišćenja posolicomna otoku Pagu na dionici dalekovoda 110 kV Lički OsikKarlobagNovalja od kabelske kućice Toretastupbroj 52stup broj 59 ugrađena su tri tipa izolatora (za svaku fazu po jedan tip izolatora) i to: 5

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 52 Tablica VIII. Podaci o izolatorima primjenjenim na ispitnom poligonu Toreta Faza Godina Izolator Dužina Strujna staza Ukupna strujna Članaka /šeširićaGornja izolatora po mm/kV stazaSrednja 8Donja od 1997 Stakleni  magleni 1.168 28,9 3.560 17/16 20/19 od 2006 Silikon  štapni 1.360 26,3 3.240 20 1997 Porculan  štapni 1.600 44,7 5.500 1997 Silikon  štapni 1.300 25 3.100 U periodu 2000.god. do. 2014.god. desili su se slijedeći kvarovi i to uvijek na staklenimizolatorskim lancima na DV 110 kV Lički Osik  Novalja:13.12.2001. na stupu br. 52 razbijeno je 5 izolatorskih članaka na gornjoj fazi fazi L3 – prekid je trajao 41sat:37 min.16.12.2001. na stupu br. 53 razbijeno je 8 izolatorskih članaka (cijeli lanac) na gornjoj fazi – prekid je trajao 49sati:09 min.16.01.2003. uslijed učestalih prorada APU izvršeno je preventivno pranje izolatorskih lanaca na stupovima br. 52, 53, 54, 55, te na KS prekid je trajao 3sata:3 min.30.01.2003. na stupu br. 53 razbijena su tri izolatorska članka, a na stupu br. 56 pet izolatorskih članaka na gornjoj fazi L3 i oprana je izolacija na stupu 52  55, te provodni i zatezni izolatori na KS Toreta  prekid trajao 9sati:11 min.23.12.2003. na stupu br. 53 razbijen kompletan izolatorski lanac na gornjoj fazi L3, te oprana izolacija na cijelom poligonu  prekid je trajao 5:40 sati.15.11.2004. na stupovima 53 i 55 razbijeno je 4, odnosno 5 izolatorskih članaka prekid radi popravka je trajao 2sata:33 min.02.02.2005. na st. br. 53 pukli izolatori gornja faza L3 (staklo),13.02.2005. st. br. 58 zamjena pregorenog izolatorskog lanca – prekid 8 sati i pet minuta05.06.2006. na DV 110 kV Karlobag – Novalja zamjenjen oštećeni štapni silikonski izolator sa novim05.07.2005. zamjena izolacije na dijelu voda od KS Toreta do st. br. 60 prekid 7 sati i 18 min03.02.2006. zamjena silikonskih izolatora na KS Toreta i zamjena izolatora na st. br. 56 gornja faza prekid 7 sati i 18 min, 02.2006. eksperimentalno je ugrađen štapni izolatorski lanac sa strujnom stazom od 3240 mm i 17/16 rebara, ali je prva bura uzrokovala veća oštećenja Sl. 3. Izolatori nakon djelovanja posolice28.01.2008. električnim lukom oštećen štapni porculanski izolator u srednjoj fazi L1 na st. br. 53 Također su u navedenom periodu na ostalim dalekovodima zabilježeni slijedeći događaji:14.11.2004. na DV 110 kV Nin – Pag je oštećena konzola L1 na st. br. 11 i zamjenjena09.01.05.04.2007. na dijelovima DV 110 kV Nin – Pag; dio dionice Gorica  Pag obavljena zamjena vodiča, te sanacija temeljnih stopa i pojasnika i ličenje stupova (DV izgrađen 1986.g.) 2014. na dijelovima DV 110 kV DV 110 kV Nin – Pag; dionica Gorica – Pag; DV 110 kV Rab – Novalja; DV 110 kV Karlobag – Novalja izvršena zamjena uzemljivača 10.2014. u KS Travna zamjenjena mreža od sintetičkih vlakana i dio konstrukcije (montirano 2000.god., te izvršeno ličenje konstrukcije U periodu od 2000.god do 2014.god. obavljena su pranja transformatorskih stanica sjeverneotočne veze kao i kabelskih stanica što je prikazano u tablici IX.: 6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 53 TABLICA IX. Primjer potrebnog vremena za pranje transformatorske stanice Novalja Pag NinDATUM Početak Završetak Van pogona Početak Završetak Van pogona Početak Završetak Van pogona03.04.01. 11h 46m 13h 18m 01h 32m 09h 46m 11h 15m 01h 29m 09h 40m 10h 50m 1h 10m28.01.05. 12h 04m 13h 14m 1h 10m 10h 18m 11h 22m 01h 04m 20h 00m 20h 50m 0h 50 m01.02.05. 12h 02m 12h 58m 0h 56m 10h 16m 11h 29m 01h 13m 10h 09m 11h 27m 01h 18m 10broj pranja Pranje TS 2001  2014.g. TS No 5 0 20021002200230024002500260027002800290120012101220123014godina Slika 4. Dijagram broj pranja transformatorskih stanica po mjesecima Broj ukupnih pranja TS po mjesecima 20 period 2001  2014 \"sjeverna petlja\" broj pranja10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 m11jes1e2c Slika 5. Dijagram broja ukupnih pranja transformatorskih stanica po mjesecima U periodu od 2000.god do 2014.god. obavljena su pranja transformatorskih stanica južne otočneveze kao i kabelskih stanica što je prikazano u tablici X. i XI.:TABLICA X. Pranja transformatorskih stanica južne otočne petlje 2000.god. – 2015.god.. Nerežišća Starigrad Dugi Rat BlatoDATUM Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona28.12.03. 11h 02m 13h 31m 02h 29m 11h 55m 13h 10m 01h 15m18.11.04. 10h 05m 16h 40m 6h 35m 13h 03m 15h 32m 2h 29m 09h 25m 16h 40m 2h 29m 14h 30m 15h 06m 0h 36m19.11.04. 08h 05m 09h 11m 1h 06m 20h 00m 21h 15m 1h 15m31.12.04. 15h 04m 16h 09m 01h 05m26.01.06. 10h 50m 12h 42m 01h 52m25.03.12. 08h 08m 09h 45m 01h 37m TABLICA XI. Pranja kabelskih stanica u razdoblju 2000.god. – 2015.god. KS Toreta KS Deda KS Travna KS PrapatnaDATUM Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona Početak Kraj Van pogona26.12.03.30.01.03. obavljeno pranje13.01.04.18.11.04. obavljeno pranje30.01.06.30.12.06. 8h 59m 14h 49h 5h 50m 08h 59m 14h 49m 05h 50m20.02.08.05.03.12. obavljeno pranje25.03.12. 6h 00m obavljeno pranje obavljeno pranje 9h 33m 15h 55m 6h 23m 09h48m 10h44m 0h 56m 08h 08m 09h 45m 01h 37m5. TEHNIČKA RJEŠENJA PRIMIJENJENA NA NEKIM OBJEKTIMA PrPa SPLIT U PrP Split prva iskustva s problemima posolice stiče na DV 110 kV NerežišćaStari Gradmikrolokacija KS Travna na sjevernoj strani otoka Hvara i prvih nekoliko stupova prema TS Stari Grad. UKS Travna i na dijelu dalekovoda projektom je predviđena i ugrađena izolacija porculanski kapastiizolatori, tipa VZM 16/7magleni s produženom strujnom stazom. Nakon što su uočeni problemi s posolicom u KS Travna i pripadajućim prvim stupovima poduzetesu i prve mjere za smanjenje utjecaja na način da se izolacija premazivala sa silikonskom masti. Početnirezultati bili su ohrabrajući, no vrlo brzo se pokazala izuzetna mana ovakvog tipa zaštite iz razloga što se 7

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 54nakon određenog vremena nanesena silikonska mast osušila i izolacija je izgubila efekt samočišćenja icijeli proces se vratio na početak, ali u gorem obliku nego prije. Nakon silikonske masti 1984.god. primijenjena je izgradnja čelično rešetkaste konstrukcije (vrućecinčana) na koju je montirana fino pletena pocinčana željezna mreža otvor 2 mm. Isto nije zadovoljavalapa se ugradila mesingana mreža koja se pokazala lošijom od prethodne. Problem metalnih mreža bilo jepucanje, te bi otkinute komade mreže vjetar nosio uokolo pa i po postrojenju. Početkom devedesetihprešlo se na primjenu plastične mreže, no njena mana je neotpornost na ultraljubičasto zračenje Sunca,te je iz tih razloga trajnost bila jedva dvije godine, ali je prednost što je od nevodljivog materijala. Najbolje rješenje koje je sada u primjeni je mreža od sintetičkih vlakana (koristi se za natkrivanjeparkirališta) s dosta gustim tkanjem. Mreža je ugrađena 2000. god. Zbog gustoće mreže, a samim time iveće otpornosti na vjetar čeličnorešetkasta konstrukcija je pojačana. Tijekom 2014.god.zamjenjena jemreža kao i dio opreme (tzv. žabice) te je ponovo oličena konstrukcija na koju se prihvaćala mreža.    Slika 6. Mreža nakon eksploatacije vrlo lako puca; zahrđale tzv. žabice zbog utjecaja posolice; stanje dijela konstrukcije zaštitne mreže Slika 7: Izgled mreže i konstrukcije nakon sanacije Na dalekovodima južne petlje nakon 35 god. eksploatacije uočena je zbog intenzivne posolice naviše mjesta znatna korozija ovjesne i spojne opreme, zaštitne armature, zaštitnog užeta, te pločica zaoznačavanje opasnosti i rednog broja stupa uslijed čega je na većem broju stupova registriran intezivanzvučni efekt parcijalnih izbijanja duž izolatorskih članaka. Zbog gore navedenih razloga, a i zbog važnosti predmetnog objekta kao elektroenergetskegrađevine kojom se na 110 kV naponskom nivou napajaju otoci Hvar i Korčula, pristupilo se tijekom2003.god. zamjeni izolacije, ovjesne i spojne opreme, zaštitne armature i zaštitnog užeta kako bi sepovećala njihova pouzdanost. Na dalekovodu 110 kV StarigradBlato izvršena je zamjena izolacije na otoku Hvaru duljine voda12875 m sa staklenim kapastim izolatorima tip F12/146 (U120BS) na stupovima broj 137 s dužinomstrujne staze 320 mm (7 članaka – 18,2 mm/kV) i staklenim kapastim antimaglenim izolatorima tipF120P/146 (U120BP) na stupovima br. 3847 s dužinom strujne staze 445 mm (7 članaka 25,32 – 8članaka 28,9 mm/kV). Izolatorski lanci na stupovima broj 4347 (prvih pet stupova iza kabelskih stanica)su opremljeni sa zaštitnom armaturom u formi regulacijskih rogova podešenih na udaljenost od 630 mm,dok je na ostalim stupovima ugrađena zaštitna armatura u formi rogova Na dalekovodu 110 kV NerežišćeStarigrad D153, dionica na otoku Hvaru, izvršena je zamjenasa staklenim kapastim izolatorima tip F12/146 (U120BS). Na stupovima 31; 32; 33 i 34 montirani susilikonski izolatori tipa H110.120.1360 ukupne duljine klizne staze 3240 mm (26,3 mm/kV) i 17/16 rebara.Izolatorski lanci na stupovima broj 3135 na otoku Hvaru (prvih pet stupova iza kabelskih stanica) suopremljeni sa zaštitnom armaturom u formi regulacijskih rogova podešenih na udaljenost od 630 mm, dokje na ostalim stupovima ugrađena zaštitna armatura u formi rogova. Na području Drašnica na dionici dalekovoda 110 kV OpuzenPločeMakarska, u svrhuistraživanja fenomena posolice ugrađeni su 1992.g. na dionici stupova broj 143 do stupa broj 148 8

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 55silikonski štapni izolatori tip 138129001 sa 7 šeširića. Ugrađeni su na donjoj i gornjoj fazi koje suusmjerene prema moru. Na dalekovodima sjeverne petlje NinPag (dionica GoricaPag) i PagNovalja koji su biliopremljeni klasičnom izolacijom od staklenih kapastih izolatora s produženom strujnom stazom dopuštanja u pogon ''otočne veze'' ista je zamjenjena sa silikonskim kompozitnim izolatorima. Na pojedinimmjestima usprkos primjeni izolacije za IV zonu onečišćenja (antimagleni izolatori s 9 članaka) i dalje jebilo problema s preskocima zbog onečišćenja posolicom. Iskustveno je utvrđeno da kriterij klizne strujne staze nije primaran,već da je primarnioodređivanje minimalnog preskočnog napona izolatora u uvjetima onečišćenja. Ustanovljeno je dasilikonski štapni izolatori koji imaju cca 2/3 strujne klizne staze klasičnih standardnih izolatora imaju uistim uvjetima onečišćenja i do 30% veći preskočni napon Analizom zabilježenih događaja i okolnostima njihova nastanka, te laboratorijskim istraživanjimazaključeno je da štapni silikonski izolatori, za koje je nepotrebno birati veću specifičnu kliznu stazu od 25mm/kV zadovoljavaju. Tijekom početne eksploatacije osnovni uzrok nepouzdanog rada izolacije, uuvjetima s velikom posolicom, pokazale su se zaštitne armature koje su značajno smanjile izolacionučvrstoću cijele izolatorske konstrukcije i dovodile do učestalih ispada i pri normalnim naponskim prilikama.Stoga su dizajnirane, izrađene i laboratorijski ispitane nove zaštitne armature koje su tijekom 1996. god.zamjenjene na dalekovodima ''otočne veze’‘ 110 kV. Na početku 2007.g. obavljena je sanacija DV 110 kV Nin – Pag; dionica: Gorica  Pag(izgrađenog 1986.g.) na način da je obavljena zamjena vodiča i uzemljenja, te sanacija temeljnih stopa ipojasnika i ličenje stupova. Tijekom eksploatacije utvrđeno je da antikorozivna zaštita jako degradiranana način da zaštitni antikorozivni premaz praktički više ne postoji, a sloj cinka je jako „izjeden“ i porozantako da se nazire površina čelika. Prilikom izvođenja radova na zamjeni korodiranih dijelova pojasnikasidrila su se sva četiri pojasnika, razbijanje betona oko pojasnika, ugradnja novih temeljnih dijelovapojasnika nogu po nogu, te betoniranje temelja. Uzemljenje sastavljeno od tri kraka pocinčane čeličnetrake 3x30 mm je zamijenjeno uzemljivačem u obliku dvostrukog prstena izvedenog od pocinčane čeličnetrake 25x4 mm. Slika 8. Korozija od utjecaja soli na unutrašnji sloj vodiča od aluminija i uzemljivač Slika 9. Temeljni dio pojasnika pred sanaciju Poseban problem je intenzivna korozija opreme što dovodi do ubrzanog propadanja. Smanjenjepresjeka vodiča zbog korozije zna biti toliko da aluminijski dio gotovo nestane, i to unutarnji slojevi, aostane samo čelična jezgra. Utjecaj soli je razoran i na betonske temelje stupova. Sol mikroskopskiprodire kroz vanjski sloj betona, dolazi do čelične armature i ubrzava njenu koroziju. Korodiranjemarmature i njenim širenjem nastaju vanjske pukotine, otvara se prostor još intenzivnijem zasoljavanju. Na području otoka Paga povećana je koncentracija soli u tlu, te dolazi do ubrzanog propadanja iuzemljivačke pocinčane trake. Najprije, i to u roku od 510 godina, u dijelu gornjeg sloja zemlje, a u rokuod 1015 godina pocinčana traka gotovo u potpunosti nestane, tako da je 2014.godine izvršena zamjenauzemljivača na slijedećim dalekovodima:  DV 110 kV Nin – Pag; dionica Gorica  Pag st.br. 66 – st.br. 69 i st. br. 83;  DV 110 kV Rab – Novalja stupovi broj 51; 52; 55; 56; 58 i 59;  DV 110 kV Karlobag – Novalja stupovi broj 54 – 59; 61; 63  66 9

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 56 U daljnjem dijelu teksta opisat će se način smanjivanja štetnih posljedica djelovanja posoliceprimjenjenih na izolatorskim dijelovima VN aparata u transformatorskoj stanici TS Nin, a koji bi se mogaoprimjeniti na dalekovodima. Obzirom na probleme u TS Nin, TS Pag i TS Novalja odlučeno je da seeksperimentalno u jednom vodnom polju aparati dovedu na približno istu duljinu klizne staze min. 31kV/mm odnosno ukupne strujne staze 3813 mm koji odgovara vrlo teškom zagađenju uz primjenusilikonskog pokrova. U svrhu smanjivanja štetnih posljedica djelovanja posolice odlučeno je da sviizolatori za istu naponsku razinu zadrže istu visinu produžavanjem izolatorskih članaka (šeširića) ipremazivanjem silikonskom gumom kako bi se povećale klizne staze, a da se ne mijenjajuvisokonaponski aparati. Odabrano je vodno polje 110 kV Obrovac smješteno na sjevernom dijelu TS Ninbudući je isto najizloženije utjecaju posolice. Temeljem izmjerenih veličina određen je broj potrebnihprodužetaka (šeširića) po izolatoru (poteškoće su bile npr. u svezi izolatora rastavljača koji su konusnogoblika, te je za njih izrađeno pet (5) šešira različitog promjera). Radovi su izvedeni u svibnju 2006.god. Slika 10. Radovi u VP Obrovac u TS 110/20 kV Nin6. ZAKLJUČAK  Posolica je vezana za određeni vremenski period (od studenog do travnja), a u promatranom periodu kritična razdoblja su veljača, ožujak i prosinac  Na dalekovodima sjeverne petlje temeljem pogonske dokumentacije 90% ispada je vezano za posolicu  Kvarovi se pojavljuju ovisno o mikrolokaciji elementa, a najčešće na ispitnom poligonu Toreta  Kompletnoj zamjeni vodiča i uzemljivača kao i sanaciji temeljnih stopa i pojasnika izvedeno je već nakon dvadeset godina od izgradnje dalekovoda  Na dalekovodima južne petlje posolica ima ulogu samo za vrijeme vrlo jakih i olujnih bura  U transformatorskim stanicama osim potpornih izolatora i ostala primarnae oprema je oštećena  U borbi za zaštitu izolatora od proboja nastalih onečišćenjem uključivane su različite metode među kojima i pranje vodom i premazivanje raznim mastima. Pranje vodom zahtjeva skupe uređaje i mora se često ponavljati, a nanošenje hidrofobnih masti zahtjeva mnogo radne snage i nije se pokazalo uspješnim.  Jedina obrana od posljedica posolice je pranje objekta (TS i DV) kao i primjena novih projektnih i tehnčkih rješenja  Ubrzana je starost dalekovoda i transformatorskih stanica  Za zaštitu kabelskih stanica kao najbolja zaštita pokazala se primjena mreže od sintetičkih vlakana koja se stavlja ispred kabelske stanice (na sjevernu stranu stanice)  Nejasno je da li oblik krila izolatorskih članaka ima utjecaj na obranu od posolice  Za nove objekte preporučljivo je izabrati postrojenja u GIS izvedbi, kritične dionice dalekovoda kablirati, po mogućnost izbjeći kabeske stanice, te na dalekovodima obvezatno ugrađivati izolatorske lance s najvećom dužinom klizne staze odnosno za IV stupanj zagađenja  Iskustva stečena s poligona treba koristiti kod izgradnje i rekonstrukcije elektroenergetskih objekata glede kombinacije ekstremnih klimatskih uvjeta7. POPIS LITERATURE [1] Mjesečni izvještaji HOPS d.o.o.; Prijenosno područje Split [2] Dalibor Škarica, dipl. ing. el.; Jadranko Radovanović, dipl. ing. el.; Goran Čubra, dipl. ing.: Pogonska iskustva s posolicom u Prijenosnom području Split – referat 7. Savjetovanje CIGRE 2005.god. 10

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 57HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B2-01ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ13. savjetovanje HRO CIGRÉŠibenik, 5. – 8. studenoga 2017.Sanja Vinter1 Melita Perčec TadićDalekovod-Projekt d.o.o. Državni hidrometeorološki [email protected] [email protected] Šutej Stipe PandžaHrvatski operator prijenosnog sustava d.o.o. Dalekovod.Projekt [email protected] [email protected] MOGUĆNOSTI POVEĆANJA POGONSKE POUZDANOSTI DALEKOVODA IZLOŽENIH DJELOVANJU POSOLICE SAŽETAK Preskoci i ispadi dalekovoda na Krku, Rabu, Cresu i Lošinj u siječnju 2017. godine, čiji je uzrok bilaekstremna posolica, motivacija su za razmatranje dodatnih mjera kojima bi se povećala pouzdanostizolacije 110 kV ''otočne veze''. Iako ugrađena kompozitna izolacija sa silikonom, naspram klasičnestaklene, dokazano ima u uvjetima onečišćenja posolicom superiornije karakteristike, u ekstremnimvremenskim uvjetima bez dodatnih mjera održavanja, odnosno pravovremenog pranja izolatora, može doćido ispada vodova uzrokovanih preskocima na izolatorima. Objašnjen je mehanizam regeneracijehidrofobnosti silikona te uzroka njegove degradacije i starenja. Opisani su sustavi za monitoring izolacijekoji signaliziraju potrebu pranja izolatora te su prikazani načini na koje se ono može vršiti. Razmatraju senedostatci silikonskih HTV SIR (High Temperature Vulcanized Silicon Rubber) izolatora prema iskustvimanekih operatera. S obzirom da u Hrvatskoj dosad nisu ugrađivani stakleni izolatori sa silikonskim tvorničkimprevlakama (RTV SIR – Room Temperature Vulcanized Silicon Rubber) navode se iskustva u njihovojprimjeni iz drugih mediteranskih zemalja. Ključne riječi: izolacija, posolica, hidrofobnost, monitoring, održavanje POSSIBILITIES FOR RELIABILITY IMPROVEMENT FOR OHTLs IN SALT POLLUTED AREAS SUMMARY Flashovers and 110 kV line outages on islands of Krk, Rab, Cres and Lošinj in January 2017 dueto extreme salt pollution are the motivation to consider the additional measurements to improve linereliability. Although already installed composite silicon insulators provenly have better performance in saltpolluted environment than the glass ones, when it comes to extreme weather conditions, flashovers andoutages can occur if well-timed insulator washing is not performed. The mechanism of silicon materialhydrophobicity regeneration and the reasons for its degradation and ageing are explained. The systems forinsulation monitoring which signalize the necessity for insulation washing are described and washingmethods are shown. Some HTV SIR insulators’ disadvantages according to utility experience areconsidered. Experience from other Mediterranean countries with silicon pre-coated glass insulators (RTVSIR) which so far haven’t been installed in Croatia is also considered. Key words: insulation, salt pollution, hydrophobicity, monitoring, maintenance1 Stavovi izneseni u referatu su osobna mišljenja autora, nisu obvezujući za poduzeće/instituciju u kojoj jeautor zaposlen te se ne moraju nužno podudarati sa službenim stavovima poduzeća/institucije. 1

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 581. UVOD Nadzemni vodovi izloženi su uvjetima okoline kojom prolaze, stoga su oni osnova za njihovoispravno dimenzioniranje, tj. projektiranje te kasnije održavanje. Uvjeti okoline o kojima valja voditi računanisu samo klimatski (temperatura, vjetar, dodatni teret od snijega ili leda) već i uvjeti (stupanj) zagađenjaokoliša koje može biti industrijsko, poljoprivredno, pustinjsko, a u područjima u blizini mora prisutno jeonečišćenje morskom solju koje još nazivamo i posolica. Posolica je karakteristična pojava i za hrvatskopriobalje, naročito 110 kV dalekovode otočne veze kojom su s kopnom povezani otoci KrK, Rab, Cres, Pagne sjeveru, te Hvar i Brač na jugu. Kvarnerski otoci, posebno južni dio Krka i Raba te Pag nalaze se u dijeluHrvatske s najvišom osnovnom brzinom vjetra [1, 2], gdje je osnovna brzina vjetra parametar kojim sedefinira najviša brzina vjetra koja se može očekivati jednom u 50 godina i ondje ona može biti od 30 m/sdo 48 m/s. Kritičan element nadzemnog voda u uvjetima onečišćenja je izolacija te je ispravan odabirizolatora, ali i kasnije njihovo održavanje, ključan za pouzdanost nadzemnog voda u uvjetima kontaminacijemorskom solju s obzirom da se prilikom taloženja čestica soli koje nanosi vjetar te vlaženja tih čestica naizolatoru stvara vodljiva površina te dolazi do preskoka i prekida pogona. Problem posolice u hrvatskoj prijenosnoj mreži danas je znatno manji nego u početku pogona110 kV vodova na kvarnerskim i dalmatinskim otocima, ponajviše zahvaljujući primjeni polimernih izolatorana bazi silikona, materijala koji se odlikuje obnavljajućim hidrofobnim svojstvima, te zahvaljujućiučinkovitom održavanju, no problem je i dalje ipak povremeno prisutan. Tako je nakon dugotrajne i jakebure koja je uzrokovala ekstremnu posolicu u razdoblju od 28.1.-31.1.2017. došlo do prekida opskrbeelektričnom energijom otoka Raba, Krka, Cresa i Lošinja zbog kvarova na izolaciji DV 110 kV Dunat – Rab,DV 110 kV Rab – Novalja i DV 110 kV Krk – Lošinj. Izvršeno je interventno pranje izolacije na navedenimdalekovodima i postrojenjima te su zamijenjeni izolatori na kojima su uočena oštećenja [3]. Slika 1. Posolica na izolatorskom lancu S obzirom da su tom prilikom turistički otoci ostali bez opskrbe električnom energijom, problem jeaktualiziran te se traže dodatne mjere kojima bi se povećala pouzdanost dalekovoda izloženih djelovanjuposolice. Na slici 1. dat je primjer izolatorskog lanca onečišćenog posolicom [4]. U nastavku će se objasnitimehanizam preskoka na hidrofobnoj izolaciji kakva je ugrađena na vodovima na na Krku i Rabu te ukratkoanalizirati meteorološke prilike koje su prethodile i vladale za vrijeme ovih pogonskih ispada. U sljedećimtočkama prikazat će se neke dodatne mjere kojima bi se mogla općenito povećati pouzdanost dalekovodaizloženih djelovanju posolice.2. METEOROLOŠKE PRILIKE Analiza meteoroloških prilika u tjednu koji je prethodio prekidima u opskrbi električnom energijomzbog nakupljanja posolice na izolatorima (23-29.1.2017.) izvršena je uvidom u podatke srednje brzinevjetra, smjera vjetra, temperature zraka, relativne vlažnosti zraka i količine oborine. Tu su meteorološkiparametri koji se mjere u sustavu automatskih postaja Državnog hidrometeorološkog zavoda. Glavnina 2

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 59prekida uzrokovana je posolicom na izolatorima na Rabu, Pagu i Lošinju, u zoni koja je od Senja na obaliprema jugozapadu u tom tjednu bila izložena vjetru olujne jačine. Na ovom području dostupni su podaciglavnih meteoroloških postaja DHMZ-a; postaja Senj, Rab i Mali Lošinj te podaci partnerskih postaja; Prizna(Hrvatska uprava za ceste) i TS Novalja (HEP) (slika 2.). Prizna TS Slika 2. Položaj glavnih i partnerskih meteoroloških postaja: Senj, Rab, Mali Lošinj, Prizna i TS Novalja s orografijom u podlozi. 23. siječnja u Senju je već puhao \"vrlo jak vjetar\" od 7 Bf prema Beaufortovoj klasi jačine vjetra,brzina većih od 14 m/s, koji noću 24/25 siječnja dosiže najveće brzine. 25. siječnja 2017. u 0:20 srednjadesetminutna brzina vjetra iznosila je 25.1 m/s što je 10 Bf, ili \"jaka oluja\". Od tada vjetar počinje slabjetido razine \"umjerenog vjetra\" od 4 Bf sredinom 27. siječnja, a 28. siječnja potpuno slabi. U razdoblju kadasu jačine vjetra bile veće on je bio istočnih smjerova. Nakon 28. siječnja vjetar je slab i promjenjivog smjera. Nešto južnije na obali, u Prizni, u promatranom razdoblju vjetar dosiže jačine od 6 Bf, što je \"jakvjetar\" brzina do 14 m/s i u tom razdoblju puše iz smjera SI. Od 24-27. siječnja u Novalji i Malom Lošinju jačine vjetra dosižu 6-7 Bf, odnosno vjetar je \"jak\" i\"vrlo jak\". Na postaji u Novalji u vrijeme najvećih brzina je istočnog smjera, a u Malom Lošinju smjer mu jepretežno jugozapadni. Nakon 28. siječnja uz male brzine i smjerovi su promjenjivi. Samo postaja Rab, kojase nalazi na južnom, od bure zaštićenom dijelu prostora nije zabilježila jačine veće od 2 Bf, uz promjenjivesmjerove. Temperature zraka dostupne su s postaja Senj i Rab, dok je Mali Lošinj u ovom razdoblju imaoprekid u mjerenju. Temperatura zraka u Senju se s oko 6°C 24. siječnja spustila do -3°C u noći 24/25siječnja i zadržala se oko 0°C sve do prijepodnevnih sati 27. siječnja, odnosno do smanjivanja jačine vjetrado razine \"umjerenog vjetra\". Iza podneva temperatura je već porasla na oko 8°C i toliko dosiže u najtoplijimdijelovima dana i naredna dva dana, 28. i 29. siječnja. Temperatura zraka se u Rabu s 15°C u najtoplijemdijelu dana 24. siječnja spustila za oko 5 stupnjeva u razdoblju do 30. siječnja dok su noćne temperature iniže, sve do 0°C. Unazad dva tjedna, na postajama Senj i Rab nije bilo oborine, osim nekoliko zabilježenih vrlo malihkoličina (manje od 1 mm). Zadnja značajnija količina oborine pala je u Senju 18.1. (6.4 mm, od 7:00 17. 3

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 60siječnja do 7:00 18. siječnja), u Rabu i Pagu 14. siječnja (28.8 mm / 40.0 mm) prema podacima kišomjerana ovim glavnim meteorološkim postajama. Relativna vlažnost zraka s automatskih postaja dostupna je samo za Senj i na slici (slika 3.)prikazana je zajedno s brzinom vjetra. Iako to nije dovoljno za precizno definiranje meteoroloških uvjetapovoljnih za nastanak posolice na izolatorima, u skladu je s opisanim mehanizmom nastanka opisanim upog. 3.1. Uz jak vjetar koji je pridonio pojačanom taloženju posolice u razdoblju do 27. siječnja, smirivanjevjetra 27. siječnja i porast relativne vlažnosti zraka koja dosiže maksimum u noćnim satima 28/29 siječnjaomogućio je formiranje vodljivih vodenih traka na površini izolatora i prerastanje parcijalnih preskoka ukonačni preskok preko površine izolatora.Slika 3. Srednja brzina vjetra (m/s, crveno) i relativna vlažnost zraka (%, plavo) u 10-minutnim intervalima izmjerene u Senju u razdoblju od 16-30. siječnja 2017.3. HIDROFOBNOST SILIKONSKE IZOLACIJE3.1. Mehanizam preskoka na silikonskoj (hidrofobnoj) izolaciji Mehanizam preskoka na hidrofobnoj izolaciji kakva je silikonska izolacija može se podijeliti usedam faza [5]. U prvoj fazi je površina izolatora potpuno hidrofobna, pa jedine struje koje teku izolatoromsu slabe kapacitivne struje. Druga faza počinje vlaženjem izolatora na koje je vjetar nanio čestice soli izzraka te nastaju kapljice s otopljenom morskom solju. Djelovanjem kapacitivnih struja vlaga polako isparavai na izolatoru otaje suhi talog soli (kontaminata). Intenzitetu taloženja pridonose UV zračenje i pojava koronebudući da uzrokuju hrapavost površine koja olakšava taloženje. U trećoj fazi molekule niske molekularnetežine difundiraju iz tijela izolatora kroz sloj kontaminata i na taj način na njegovoj površini formiraju tankipolimerni sloj koji se odlikuje visokim stupnjem hidrofobnosti, odnosno takve molekule izoliraju slojkontaminata od okolnog zraka. Četvrta faza počinje u slučaju pojave povećane vlage u zraku koja dovodido stvaranja kapljica na tankom hidrfobnom sloju iznad kontaminata. Na mjestima s velikim električkimnaprezanjima, a to su krajevi vodenih kapljica, dolazi do nastanka korone (tvz. kapljičasta korona) kojauzrokuje lokalni i privremeni gubitak svojstva hidrofobnosti. Paralelno s lokalnim gubitkom hidrofobnostivoda dolazi u interakciju sa kontaminatom što rezultira reorijentacijom molekularnih struktura. Posljedicatoga jest lokalni i privremeni gubitak hidrofobnosti na cijeloj površini izolatora koja je prekrivena vodom i toje peta faza. U šestoj fazi se dijelovi površine koja je izgubila hidrofobnost počinju vlažiti što uzrokuje 4

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 61otapanje kontaminata u vodi i stvaranje vodljivog sloja. Širenje takvih vlažnih područja uzrokuje promjenuelektričnog polja na površini izolatora omogućavajući nastanak kapljičaste korone i u preostalimhidrofobnim zonama što traje dok se preko cijele površine izolatora ne formira kontinuirani vodljivi sloj. Kaoposljedica formiranja vodljivog loja javljaju se veće klizne struje koje uzrokuju stvaranje suhih zona.Električni lukovi parcijalnih preskoka preko suhih zona i kapljičasta korona dovode do daljnjeg gubitkahidrofobnosti. U ovoj fazi do punog izražaja dolazi svojstvo regeneriranja hidrofobnosti jer se veliki polimernilanci u dubljim slojevima tijela izolatora kidaju te nastaju nove molekule niske molekularne težine kojedifundiraju na površinu i obnavljaju hidrofobno svojstvo izolatora. Nakon što se izolator u potpunosti osušiposredstvom regeneracije hidrofobnosti izolator će se vratiti u stanje potpune hidrofobnosti i neće doći dopojave preskoka. Prilikom sljedeće pojave vlaženja izolatora cijeli proces se ponavlja, a o stupnju vraćenehidrofobnosti ovisi u kojoj od navedenih faza će se proces nastaviti. Ukoliko je izolator prije početkasljedećeg vlaženja u potpunosti obnovio svoju hidrofobnost, proces počinje s prvom fazom. Do preskoka na hidrofobnom izolatoru može doći ukoliko je sloj kontaminacije izrazito velik. U tomće se slučaju regeneracija hidrofobnosti odvijati sporije što će uzrokovati pojavu vodljivih vodenih traka napovršini izolatora i prerastanje parcijalnih preskoka u konačni preskok preko površine izolatora. Isto sedogodilo na kvarnerskim otocima, kada je jaka bura nanijela ekstremnu posolicu a svemu je prethodio dugisušni period bez padalina.3.2. Gubitak hidrofobnosti Hidrofobnost se definira kao sposobnost materijala da njegovom površinom ne curi voda, odnosnone stvaraju vodene trake. Hidrofobna površina je repelent za vodu dok se hidrofilna površina lako moči.Slika 4. prikazuje usporedno hidrofobnu i hidrofilnu povšinu [6]. Gubitak hidrofobnosti silikonske izolacijeutječe na njezine električke performanske i podnosivost zagađenih uvjeta, a kao drugo uzrokuje starenjeizolacije. Iz navedenih razloga razvijene su mnoge metode (statičke i dinamičke) kojima se određuje stupanjhidrofobnosti izolacije koje se baziraju na vizualnim promatranjima ponašanja vode na testiranoj površini,kemijskim analizama, detekciji molekula male težine na površini, skeniranju i fotografskoj analizi površine,mjerenju klizne struje itd. Prema [6] rezultati sa raznih testnih poligona pokazuju da su kod silikonskihizolatora hidrofobna svojstva dobro očuvana i nakon 10 godina pogona u vrlo zagađenom okolišu. Autori u[6] zaključuju da UV zračenje i viša temperatura doprinose brzini regeneracije hidrofobnosti dok kisele kišesmanjuju brzinu regeneracije jer kidaju molekule male molekularne težine potrebne za obnovuhidrofobnosti. Količina kontaminata također značajno utječe na hidrofobnost, odnosno što je višekontaminata hidrofobnost je manja. Mnogi autori potvrdili su da broj godina u pogonu nema korelaciju sagubitkom hidrofobnosti već je ona direktno vezana uz konkretne uvjete kojima je izolator bio izložen.Rezime rezultata dobivenih iz eksperimenata je da su glavni uzrok degradacije hidrofobnosti parcijalnipreskoci i preskoci, te je stoga važno postići što ravnomjerniju raspodjelu električnog polja naročito u blizinifitinga. Primjećeno je da distribucija hidrofobnosti vrlo dobro korelira sa distribucijom električnog polja. Većeelektrično polje znači veći gubitak hidrofobnosti. Zato je izrazito važno postići što ravnomjerniju raspodjeluelektričnog polja duž izolatora (armature u obliku zaštitnih prstenova obavezne su kod primjene silikonskihizolatora na prijenosnim naponskim nivoima). Time se postiže smanjenje naprezanja kV/cm te je poželjnoda ono iznosi 5 – 6 kV/cm. Slika 4. Lijevo – površina koja je izgubila hidrofobonst, desno – površina s dobrom hidrofobnošću 5

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 624. MONITORING IZOLACIJE I PRANJE IZOLACIJE4.1. Monitoring Iako se polimerna silikonska izolacija potvrdila kao superiorna u odnosnu na klasičnu porculanskuili staklenu u uvjetima maritimnog onečišćenja, iz prethodnih poglavlja jasno je da u određenim uvjetimateško postići njenu 100% učinkovitost unatoč tome da se prilikom odabira vodilo računa o svim relevantnimparametrima. Realni podatak o stanju izolacije, npr. o iznosima puznih struja, vrijedna je informacija zaoperatora koja mu signalizira kada treba poduzeti pranje izolatora. U tu svrhu u svijetu je razvijen čitav nizuređaja za monitoring izolacije. Negdje su takvi uređaju postavljeni na izolatoru na samom dalekovodu, anegdje na testnim poligonima postavljenima na reprezentativnom mjestu na kojem vladaju identični uvjetikao na promatranom vodu (slika 5.) [7]. Testni poligoni služe i za usporedbu ponašanja izolatora od različitihmaterijala (keramika, staklo, silikon, izolatori sa silikonskim premazima ili prevlakama) u uvjetimaonečišćenja. Slika 5. Poligoni za testiranje ponašanja i stanja izolatora U Tunisu su temeljem tridesetogodišnjeg iskustva razvili testni poligon (slika 6.) [8], kakav jemontiran u mjestu La Goulette koja prikuplja podate o vremenskim uvjetima (temperatura, vlaga, UVzračenje, padaline, brzina i smjer vjetra) i razinama kontaminacije. Temeljem dobivenih podataka u slučajukritičnih razina kontaminacije aktivira se alarm koji signalizira potrebu pranja izolacije. Svrha je pristupitipranju izolacije upravo na vrijeme, ni prerano ni prekasno. U prvom slučaju pranje će biti uzaludno a udrugom znači da je već došlo do preskoka na vodu. Ovakva stanica sa svom opremom može se kupiti injezina vrijednost iznosi oko 50 000 USD .Slika 6. Poligon za testiranje i monitoring izolacije La Goulette, Tunis 6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 63 Princip rada uređaja za monitoring izolacije zasniva se na mjerenju iznosa struje koja protječekontaminiranom površinom izolatora. Načelna shema spajanja prikazana je na slici 7 [5]. Iz slike 7 vidljivoje da osnovu uređaja predstavlja centralna jedinica unutar koje je smješten procesor za obradu podataka,interna memorija za spremanje rezultata mjerenja, te komunikacijska jedinica za povezivanje uređaja iračunala. Vanjski element sustava je sonda kojom se povezuje izolacija nadzirane opreme i centralnajedinica. Sonda je najčešće realizirana kao naponsko dijelilo, što znači da centralna jedinica prima podatkeo padu napona koji nastaje kao posljedica protjecanja klizne struje otpornikom sonde. Dostupni uređajiimaju više kanala (obično 6-8) koji omogućuju nadzor više izolatora istodobno. Signal iz mjerne sondeobrađuje se u centranoj jedinici i pohranjuje u internoj memoriji. Rezultati se iščitavaju ili lokalno ili se putemGPS signala šalju na udaljenu lokaciju (ured). Ovisno o modelu uređaja za monitoring, moguće je na istispojiti alarm visokog nivoa kontaminacije ili čak i uređaj za automatsko pranje izolacije koji svoju primjenuimaju naročito u transformatorskim stanicama. Slika 7. Princip rada uređaja za monitoring onečišćenja izolacije Na slikama 8. i 9. prikazani su primjeri uređaja za monitoring izolacije koji se koriste u Italiji [9]. Slika 8. Sustav za monitoring izolacije montiran na staklenom izolatoru presvučenom RTV silikonom 7

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 64 Slika 9. Uređaj za monitoring kontaminacije izolacije u transformatorskim stanicama Na slici 9. prikazan je sustav za monitoring kontaminacije izolacije u transformatorskim stanicamakoji se temelji na mjerenju električne vodljivosti izolatora sonde. U novije vrijeme razvijaju se uređaji odnosno sustavi za procjenu vjerojatnosti preskoka temeljenina bežičnim senzorima postavljenima duž nadzemnog voda, točnije na zaštitnom užetu. U Izraelu jerazvijen i implementiran takav sustav [10] koji pomoću senzora na zaštitnom uređaju koji bilježe signalevisokih frekvencija generiranih parcijalnim izbijanjima (detektiraju amplitude elektromagnetskih impulsanastalih zbog parcijalnih preskoka na suhim zonama) procjenjuju vjerojatnost preskoka. Metodologijakombinira podatke o razini kontaminacije i uvjetima okoline s obzirom da će do preskoka doći ukoliko je uzkontaminaciju prisutna i vlaga. Svaki senzor pokriva i do 2 km voda, bežično komunicira sa susjednimsenzorima, a podaci se novim IP protokolom prenose do jedinice za prikupljanje svih mjerenja (IoT senzori,Internet of Things) koja zatim podatke šalje na računalo sa specijaliziranim softverom koji signalizirapotrebu pranja izolacije. Slika 10. [10] prikazuje takav senzor montiran na zaštitnom užetu. Slika 10. Senzor na zaštitnom užetu za registriranje elektromagnetskih impulsa od parcijalnih preskoka4.2. Pranje izolatorskih lanaca U slučajevima kad izostane prirodno čišćenje izolatora u dugim sušnim periodima, pristupa sepranju izolatorskih lanaca. U Hrvatskoj se pranje vrši u beznaponskom stanju uglavnom sa zemlje. Pranjese vrši vodom, a u svijetu se primjenjuje i pranje pod naponom koje se vrši pomoću visokotlačne opreme ivode niske vodljivosti, najčešće iz zraka uz pomoć helikoptera ili sa zemlje iz kamiona ili dizalica, slika 11[11]. Postoje i rješenja koja uključuju montažu sustava mlaznica na konzole na koje se po potrebi spajavisokotlačna oprema i obavlja se pranje sa zemlje, slika 12 [12]. 8

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 65 Slika 11. Pranje visokotlačnom opremom iz helikoptera i kamiona Slika 12. Mlaznice uz 230 kV izolatorski lanac5. ALTERNATIVA ŠTAPNIM SILIKONSKIM IZOLATORIMA Silikonski kompozitni izolatori dokazali su svoju superiornost uvjetima onečišćenja posolicom uodnosu na staklene i porculanske izolatore zahvaljujući regenerirajućoj hidrofobnosti odnosno svojstvusamočišćenja. No, kao što je navedeno silikonski materijal, tj. njegova hidrofobnost, sklon je degradacijičija će brzina najviše ovisiti o uvjetima kojima je izolator bio izložen u pogonu (parcijalni preskoci, količinakontaminata, uvjeti okoliša itd.) te se njihov životni vijek prema nekim izvorima procjenjuje na 15-20 godina,a prema nekima još uvijek nema dovoljno iskustva s njihovom primjenom za takve zaključke. Prednost ovihizolatora je i njihova manja težina (osim u slučaju primjene u području s jakim vjetrom jer tada dolazi donešto većih otklona lanaca), no osim relativno kratkog životnog vijeka, komparativne slabosti ovakvihizolatora u odnosu na staklo su visoki troškovi inspekcije njihovog stanja koji uključuju složene metode(termovizija, mjerenje električnog polja, monitoring kliznih struja), otežana manipulacija izolatorima prilikomtransporta i ugradnje, sklonost ptica prema ovoj vrsti silikona (HTV SIR), te mana s najgorim posljedicama– u slučaju oštećenja vanjskog silikona dolazi do izloženosti zraku jezgrenih vlakana izolatora čijamehanička svojstva tada slabe te može doći do karbonizacije vlakana jezgre i pucanja (tvz. ''britlle fracture'')te pada vodiča na tlo. Pojava nije česta, no njene posljedice su značajne u vidu prekida opskrbe, mogućihoštećenja na stupovima, zahtjevnih popravaka i opasnosti po okolinu pri padu. Kaljeno staklo kao izolacijski materijal se s druge strane dokazao osamdesetogodišnjom iskustvomu primjeni kao mehanički vrlo pouzdan i jednostavan za inspekciju jer ne postoje skriveni nedostaci (čitavizolator je zdrav izolator), no slabijih je performansi u zagađenim uvjetima bez obzira na oblik i specifičnuduljinu strujne staze, što u takvim uvjetima dovodi do potrebe čestih pranja izolatora. Sedamdesetih godina započela je primjena silikonizacije staklenih i porculanskih izolatorananošenjem premaza i prevlaka na izolatore koji su već bili ugrađeni i u pogonu. Takvi postupci najčešćenisu davali zadovoljavajuće efekte s obzirom da je kvaliteta prevlake ovisila o kvalificiranosti osoblja,terenskim uvjetima, atmosferskim uvjetima te je bilo vrlo teško postići savršene izvedbe, naročito zaizolatore montirane na stupovima. U današnje vrijeme proizvode se stakleni izolatori tvornički silikonizirani(RTV SIR) u strogo kontroliranim tvorničkim uvjetima sa specijalnom opremom na koji se način postižuvisoko kvalitetni rezultati. Usporedna ispitivanja silikonskih (HTV SIR) i staklenih izolatora presvučenih 9

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 66silikonom (RTV SIR) provode se na testnim poligonima u Francuskoj (Martigues) i Grčkoj (Talos) gdje suupravno izloženi ekstremnoj posolici, te na nekoliko lokacija u Perzijskom zaljevu gdje je osim maritimnogprisutno i pustinjsko zagađenje, kako bi se usporedile njihove karakteristike i performanse. Prema [13]tvornički silikonizirani stakleni izolatori pokazuju usporedive rezultate kod laboratorijskih ispitivanja i onih uprirodnim uvjetima na testnim poligonima sa silikonskim kompozitnim izolatorima. Prema [13] na RTVpresvučenim izolatorima bilježe se nešto veći iznosi NSDD –a (non solubule deposit density) odnosnonataloženih čestica u odnosu na kompozitne HTV SIR izolatore što se pripisuje razlici u vrsti silikona, aiznosi kliznih struja na oba tipa izolatora su približno isti s tim da kod RTV SIR izolatora valni oblik strujeima više oscilacija. Zaključuje se u [13] da su tvornički silikonizirani izolatori odovarajuća alternativa štapnimsilikonskim izolatorima pogotovo u slučaju potrebe rješavanja nekih specifičnosti s kojima se suočavaju naKreti, kao što su jak vjetar zbog kojeg su u strujnim mostovima ugrađeni izolatori presvučeni silikonom,problemi s pticama koje su napadale i oštećivale HTV SIR izolatore dok RTV SIR nisu dirale, postizanjeelektričnog razmaka za neke specifične slučajeve na stupovima (kraći izolatorski lanci za istu duljinu strujnestaze u odnosu na štapne izolatore). Zanimljivo je iskustvo i nova praksa španjolskog operatera Red electrica de Espana (REE) izloženou [14] koji su se susreli s problemima sa kompozitnim silikonskim izolatorima zbog djelovanja posolice na400 kV dalekovodu na jugu Španjolske na kojem je došlo do pucanja štapnog kompozitnog izolatora zbogdegradacije silikona, slika 13. Slika 13. Brittle fracture silikonskog izolatora originalno ugrađenog na 400 kV vodu na jugu Španjolske Nakon tog događaja ugrađeni su na tom vodu silikonski izolatori drugog proizvođača te je nakonsamo godinu dana pogona došlo do preskoka na istom vodu, a nakon inspekcije izolatora uočena je ozbiljnadegradacija silikona oko jezgre izolatora. Na drugom 400 kV vodu koji je također u blizini mora ugrađenaje kompozitna silikonska izolacija i tijekom 10 godina pogona nisu zabilježeni preskoci na vodu, no prilikominspekcije uočena su znatna oštećenja silikona oko jezgre koja su ugrožavala mehaničku čvrstoćuizolatora. REE je stoga odlučila provesti test kojim se pratilo stanje izolatora u pogonu koji su ugrađeni natri faze na istom stupu. Ugrađena su dva kompozitna izolatora različitih proizvođača i lanac sastavljen odstaklenih izolatora presvučenih silikonom. Na slici 14. prikazano je stanje izolatora nakon jedne, dvije i trigodine pogona. Primjećuju se brazde dubine do 1 mm duljine 3 – 5 cm na oba kompozitna izolatora, doksu na staklenom izolatoru presvučenom silikonom vidljiva manja oštećenja silikona i naslage nečistoća, noizolator i dalje obavlja svoju funkciju i što je najvažnije njegova je mehanička funkcija u potpunosti očuvana. Također, treći slučaj REE dogodio se na Kanarskim otocima gdje mreža nije povezana s kopnom,te je na 66 kV vodu Gran Tarajal – Matas Blancas 2013. i 2014. ugrađena kompozitna silikonska izolacija.Vod je izložen djelovanju posolice ali i pijesku koji dolazi iz Sahare. Već 2016. godine dogodio se preskokna vodu koji je doveo do gubitka prijenosa električne energije, a uzrok je bio izolator ugrađen 2013. godinekod kojeg je došlo do oštećenja silikona oko jezgre koja je postala izložena zraku te je došlo dokarbonizacije pojedinih vlakana u jezgri, slika 15. Izolatori su imali specifičnu strujnu stazu 35 mm/kV. 10

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 67 Slika 14. Prvi red – stanje izolatora nakon godinu dana pogona, drugi red – stanje izolatora nakon dvije godine pogona, treći red – stanje izolatora nakon tri godine pogona Slika 15. Izolator s degradiranim silikonom, Kanarski otoci Zbog navedenih loših iskustava s kompozitnim silikonskim izolatorima, REE je usvojio politikuugradnje staklenih izolatora sa tvorničkim silikonskim prevlakama u zamjenu za kompozitne izolatore uzonama izloženima onečišćenju (posolici, pijesku) s obzirom da takvi izolatori kombiniraju hidrofobnasvojstva silikona i mehaničku pouzdanost staklenih izolatora. REE je od 2009. do danas instalirala preko40 000 izolatora od silikoniziranog stakla.4. ZAKLJUČAK Pouzdanost i raspoloživost nadzemnih vodova u uvjetima posolice i ostalih atmosferskih vrstazagađenja primarno ovisi o pouzdanosti izolacije. Iskustvo i praksa pokazali su da je pravilan odabirizolatora u smislu odabira duljine strujne staze, materijala i oblika presudan. Polimerni izolatori na bazisilikona zbog svojih obnavljajućih hidrofobnih svojstava pokazali su se pozdaniji kod podnošenja napona uuvjetima posolice od hidrofilnih staklenih (ili keramičkih) izolatora upravo radi hidrofobnosti i svojstvasamočišćenja. No, proces regeneracije hidrofobnosti u slučajevima brzog i ekstremnog, u smislu količine,nanošenja soli neće se ponekad dovoljno brzo dogoditi te će ipak doći do preskoka na izolatoru. Takvasituacija dogodila se na otocima Rabu i Lošinju u siječnju 2017. kada je tijekom nekoliko dana s vjetrom ido olujne jačine došlo do taloženja veće količine posolice na izolatorima. Smirivanjem vjetra i porastomrelativne vlažnosti zraka stvoreni su uvjeti za površinsku vodljivost izolatora, odnosno uvjeti za nastanakpuznih struja te preskoka na izolatorima, što je izazvalo prekide u opskrbi električnom energijom nekoliko 11

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 68velikih otoka. Kako bi se takve situacije prevenirale moguće je postaviti sustave za monitoring izolacije kojibi signalizirati potrebu pranja izolatora upravo na vrijeme, ni prerano ni prekasno. Uređaji za monitoringizolacije uglavnom se zasnivaju na mjerenjima iznosa puznih struja, a u novije vrijeme koriste se i bežičnisenzori koji IP protokolima šalju podatke temeljem kojih se procjenjuje vjerojatnost preskoka i potreba zapranjem izolatora. Pranje izolatora visokotlačnom opremom može se izvoditi i bez prekida pogona uzpomoć helikoptera ili specijalno opremljenih vozila. Svojstvo hidrofobnosti u ovisnosti o izloženosti pogonskim i atmosferskim uvjetima slabi tako da jeopćenito potrebno pratiti dielektrična i mehanička svojstva izolatora (npr. laboratorijskim ispitivanjima) iimati u vidu da se prema nekim izvorima navodi podatak o životnom vijeku silikonskih izolatora u visini od15 – 20 godina, a u realnosti može ponekad biti i znatno manji. Naročito nakon izloženosti preskocima ali iparcijalnim preskocima, prijetnja je degradacija silikonske obloge oko jezgre izolatora jer u slučajuizloženosti jezgre zraku dolazi karbonizacije vlakana što može dovesti do pucanja (brittle fracture) izolatorai pada vodiča. Dobra alternativa silikonskim izolatorima u uvjetima posolice danas su stakleni izolatori tvorničkipresvučeni sa silikonom s obzirom da spajaju dobre odlike silikonskog materijala i mehaničku pouzdanoststakla. Odabir novih materijala i usvajanje novih metoda zaštite i procedura monitoringa potencijalnoopasnih klimatoloških situacija dio su aktivnosti europskih projekata vezanih uz jačanje otpornosti kritičneinfrastrukture na klimatske promjene [15]. Slijedeći navedena svjetska iskustva vezana uz predmetnu problematiku i specifičnosti uvjetaposolice na navedenim vodovima u hrvatskoj elektroenergetskoj mreži, predlaže se postupno uvođenjealternativnih rješenja, sustavniji monitoring stanja izolacije, te uvođenje naprednijih načina pranja izolatora,kako bi se u budućnosti problemi koji su registrirani na vodovima u Hrvatskoj mogli pravovremenoprevenirati i svesti na minimum.5. LITERATURA[1] A. Bajić, \"Prostorna raspodjela očekivanih maksimalnih brzina vjetra na složenom terenu Hrvatske kao podloga za ocjenu opterećenja vjetrom\", Doktorski rad, Prirodoslovno-matematički fakultet, Sveučilište u Zagrebu, 111 pp, 2011.[2] A. Bajić, S. Ivatek-Šahdan, K. Horvath, M. Perčec Tadić, \"Karta osnovne brzine vjetra\", Državni hidrometeorološki zavod. 2012.[3] Izvještaj o pogonskim događajima u HOPS PrP Rijeka od 28.1.-31.1.2017.godine[4] Preuzeto sa stranice www.hops.hr[5] Idejni projekt povećanja pogonske sigurnosti dalekovoda, kabelskih kućica i transformatorskih stanica ,,110 kV otočne veze'' na otocima Krku, Cresu, Lošinju i Rabu u uvjetima zasoljavanja, Dalekovod d.d., RP500, ožujak 2006. godine[6] M. Amin, M. Akbar, S. Amin, \"Hydrophobicity of Silicon Rubber Used for Outdoor Insulation (an overview)“, Rev.Adv.Mater.Sci 16(2007) 10-26, travanj, 2007.[7] Guide for the establishment of naturally polluted insulator testing stations, Cigre brošura 333, WG B2.03, October 2007.[8] ''Test Station Alerts Utility to Need for Insulator Maintenance'', dostupno na poveznici www.inmr.com[9] G. Pirovano, ''Monitoring Pollution on Line and Substation Insulators'', dostupno na poveznici www.inmr.com[10] A. Levinzon, dr. D. Kottick, dr. R. Knijnik, L. Frenkel, \"On-Line Wireless PD Monitoring System for Contamination Detection on High Voltage Transmission Lines Insulators“, B2-205, Cigre 2012, Pariz, Francuska[11] preuzeto s poveznica www.helitecnics.com i www.terramar.de[12] preuzeto s poveznice www.ascotech-spkr.it[13] D. Pylarinos, K. Siderakis, E. Thalassinakis, ''Comparative Investigation of Silicon Rubber Composite and RTV Coated Glass Insulators in Coastal Overhead Transmission Lines'', IEEE, 2015.[14] I. Serrano, E. Nogueroles, D. Blanco, H. de Santos, J. Garcia, M. Perez, ''Aisladores de vidrio con recubrimiento se silicona estudio de evaluacion de comportamiento'', Cigre CE-B2 XVII encuentro regional Iberoamericano de CIGRE, 21.-25.5.2017., Ciudad del Este, Paraguay[15] A pan-European framework for strengthening Critical Infrastructure resilience to climate change. H2020, dostupno na poveznci www.eu-circle.eu 12

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 69HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B2-07ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Boris Babić Srećko BojićInstitut za elektroprivredu i energetiku d.d. Institut za elektroprivredu i energetiku [email protected] [email protected] MeglaHEP-ODS [email protected] PRIMJENA KOMPOZITNIH IZOLATORA U DISTRIBUCIJSKIM MRE@AMA HEP-a SAŽETAK U Hrvatskoj je u posljednjih nekoliko godina primjetno povećanje interesa za ugradnjukompozitnih izolatora na srednjenaponskim vodovima. Radovi i podaci o dosadašnjoj upotrebi iiskustvima kod nas su nažalost rijetki tako da nije moguće dobiti sliku o raširenosti njihove primjene. Uovom radu su predstavljeni podaci o stanju primjene kompozitnih izolatora u dijelu distribucijskih područjau Hrvatskoj. Podaci su prikupljeni putem ankete poslane distribucijskim područjima (DP) 2006. godine, arezultati obuhvaćaju 9 DP-ova. Iz dobivenih odgovora može se zaključiti da su početna iskustva uprimjeni kompozitnih izolatora dobra. Većina korisnika i u budućnosti ima namjeru koristiti ovu vrstuizolacije, pa se može očekivati da će se njen udio u distribucijskim mrežama u budućnosti povećavati. Kao i za svaki drugi element u mreži, bitno je da kompozitni izolatori zadovolje ispitivanjapredviđena normama. Aktivnosti oko normizacije na području kompozitnih izolatora su se zadnjih nekolikogodina intenzivirale što je rezultiralo donošenjem većeg broja normi, sa čime dio korisnika koji nije u prilicipratiti tu problematiku možda i nije upoznat. Zbog toga su u radu ukratko navedene i važeće IEC norme izpodručja ispitivanja kompozitnih izolatora. Ključne riječi: kompozitni izolator, distribucijska mreža, pogonska iskustva, anketa, IEC norme USE OF COMPOSITE INSULATORS IN DISTRIBUTION NETWORKS SUMMARY In the last few years there is a growing interest in Croatia for use of composite insulators onmedium-voltage lines. Published papers and data concerning application and service experiences withcomposite insulators in Croatia are rare and it is difficult to estimate the extent of their current use. In thispaper the collected data about the use of composite insulators in part of Croatian distribution network ispresented. The data was obtained through a questionnaire which was distributed in 2006. and theanswers were received from 9 distribution utilities. Based on received answers, it can be concluded thatfirst service experiences are good. Most users plan to continue using this type of insulation in the future. Composite insulators, like any other element of the electrical network, must satisfy testrequirements defined in the standards. Standardization activities concerning composite insulators haveintensified in the last few years which resulted in publication of several new standards in a relatively shortperiod of time. Not all users of composite insulators have possibilities to regularly monitor standardizationactivities, and are perhaps unaware of new standards in this field. Because of that, in this paper are alsobriefly summarized current IEC standards for testing of composite insulators. Key words: composite insulator, distribution network, service experience, questionnaire, IEC standards 1

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 701. UVOD Kompozitni polimerni izolatori se u svijetu koriste već više desetljeća (počeli su se proizvoditi u60-tim godinama prošlog stoljeća). Njihov ulazak u primjenu je bio postupan s obzirom da su se na prvimvarijantama tih izolatora javljali kvarovi zbog neprikladnih konstrukcijskih rješenja i nedovoljno dobrihmaterijala. Proizvođači su s vremenom poboljšavali proizvodne postupke i konstrukciju izolatora te uvodilinove i poboljšavali postojeće materijale. Poboljšanje kvalitete je rezultiralo s porastom primjene kompozitnih izolatora u svijetu. Premapodacima iz CIGRÉ ankete o upotrebi kompozitnih izolatora [L.2] ukupan broj proizvedenih kompozitnihizolatora za visokonaponske mreže (>100 kV) u svijetu je krajem 90-tih godina iznosio oko 3,5 milijuna,dok je u prvoj CIGRÉ anketi s kraja 80-tih [L.3] taj broj bio procijenjen na manje od 300 000. U periodu od10-ak godina procijenjeni broj kompozitnih izolatora se dakle povećao oko 12 puta. Od spomenutih 3,5milijuna izolatora procjenjuje se da je većina (oko 2,5 milijuna) ugrađena u SAD-u. U mreži Hrvatske elektroprivrede prvi kompozitni izolatori su ugrađeni početkom 90-tih godina na110 kV-tne dalekovode tzv. „Otočne veze“. Nakon toga, u drugoj polovici 90-tih godina započinje primjenate vrste izolatora u distribucijskim mrežama. Posljednjih godina je primjetno da se sve više distribucijskihpodručja odlučilo na ugradnju kompozitnih izolatora na pojedinim dionicama svojih nadzemnih vodova.Kako bi se dobila slika o trenutnoj situaciji u distribucijskim mrežama u suradnji s HEP-ODS-omprovedena je anketa o upotrebi i iskustvima s kompozitnim izolatorima. Slika 1. glava stupa s potpornim komopozitnim Slika 2. glava zateznog stupa s kompozitnim izolatorima izolatorima i ugrađenim MO odvodnicima2. PRIMJENA KOMPOZITNIH IZOLATORA – REZULTATI ANKETE Rezultati ankete odnose se na ukupno 9 distribucijskih područja: Elektra Križ, Elektra Bjelovar,Elektrodalmacija Split, Elektra Virovitica, Elektroslavonija Osijek, Elektra Karlovac, Elektra Šibenik,Elektra Čakovec i Elektra Zabok. Od navedenog, u 7 distribucijskih područja postoje kompozitni izolatori,a u 2 distribucijska područja ih nema.Broj ugrađenih izolatora U spomenutih 7 DP-a ukupno je do sada ugrađeno oko 13500 kompozitnih izolatora. Većinaizolatora (oko 75%) ugrađena je u 10 kV mreži. Prema načinu ugradnje na vodovima prevladavajuzatezni i potporni izolatori (45% odnosno 41%).2

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 71 Tablica I. broj ugrađenih izolatora prema naponu mreže i funkcijiNaponska razina Izolatori prema funkciji mreže UKUPNO nosni zatezni potporni10 kV 1043 4235 4798 1007620 kV 153 1347 800 230030 i 35 kV 684 475 0 1159110 kV 0 00 0UKUPNO 1880 6057 5598 13535Razlozi za ugradnju Razlozi zbog kojih su se korisnici odlučili na ugradnju kompozitnih izolatora su navedeni u tabliciII: Tablica II. razlozi za ugradnju kompozitnih izolatora ponašanje izolatora u uvjetima onečišćenja 2 manja izloženost vandalizmu 1 manja težina i lakša montaža 6 cijena 1 bolji vizualni dojam 1 povišenje naponske razine postojećeg voda 4 kompaktiranje vodova 1Izloženost onečišćenju U 4 od 7 DP-ova koji imaju ugrađene kompozitne izolatore, isti se koriste i na dionicama koje suizložene jakom „industrijskom“ onečišćenju.Materijal kućišta U tablici III naveden je broj izolatora prema materijalu kućišta. Tablica III. broj ugrađenih izolatora prema materijalu kućišta Materijal kućišta Broj izolatora silikonska guma 13026 EPDM * 400 drugi materijali 199 * EPDM – etilen-propilen-dien-monomerVrijeme ugradnje Najstariji kompozitni izolatori obuhvaćeni anketom potječu iz 1996. godine. U većini ostalih DP-ova prvi kompozitni izolatori su ugrađeni 2002. godine ili kasnije. Većina kompozitnih izolatora jeugrađena u posljednjih par godina (od 2004. naovamo). 3

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 72 Tablica IV. vrijeme ugradnje izolatora Godina ugradnje prvih Period intenzivnije DP ugradnje kompozitnih izolatora A 2002. 2004.-2006. B 2003. 2003.-2004. C 2004. 2004.-2005. D 1998. E 2004. 2004. F 2002. 2004.-2005. G 1996. 2004.-2006. 2004.Kvarovi na kompozitnim izolatorima Prema dobivenim podacima, na ukupno oko 13 500 ugrađenih kompozitnih izolatora ukupno jeevidentirano 37 kvarova. Kvarovi na kompozitnim izolatorima prema vrsti su navedeni u tablici V. Tablica V. broj kvarova prema vrsti Vrsta kvaraNaponska oštećenje električni izvlačenje puknuće ili ostali UKUPNO razina pokrova proboj lom intenzivna korozija kvarovi mreže 32 2 štapa iz metalnih - 410 kV - štapa završetaka - 120 kV - - 3730 i 35 kV 2 armature 0UKUPNO 19 7 4 - 211 - 1- - - 22 8 5 0Pogonska iskustva Odgovor na pitanje o usporedbi broja kvarova na dionicama s kompozitnim izolatorima u odnosuna slične dionice s klasičnim izolatorima dalo je šest DP-a. Broj trajnih kvarova u dosadašnjem pogonukompozitnih izolatora je, prema ocjeni svih šest DP-a, manji od broja trajnih kvarova na sličnim dionicamas klasičnim izolatorima. Prema odgovoru dobivenom od pet distribucijskih područja je i broj prolaznihkvarova manji na dionicama s kompozitnim izolatorima, a u jednom slučaju je odgovoreno da je brojprolaznih kvarova približno jednak kao na dionicama s klasičnim izolatorima.Buduća ugradnja Svi DP-ovi iz ankete koji koriste kompozitne izolatore su naveli da ih i u budućnosti namjeravajuugrađivati.3. ZAKLJUČCI ANKETE Odgovori na anketu su pristigli iz ukupno 9 distribucijskih područja a od toga u 7 DP-a postojevodovi na kojima su ugrađeni kompozitni izolatori. U 10, 20 i 35 kV mrežama tih 7 distribucijskih područjado sada je ugrađeno nešto više od 13000 kompozitnih izolatora. Od tog broja većinu (75%) čine izolatoriugrađeni u 10 kV mreže. Prvi izolatori su u pogonu 10 godina (od 1996.) ali većina ih je ugrađena tek nedavno, uposljednje 2-3 godine.4

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 73 Što se tiče materijala kućišta, u upotrebi su gotovo isključivo izolatori s kućištem od silikonskegume – oni čine 96% od ukupnog broja izolatora u anketi. Izolatori s kućištem od EPDM-a su, premadobivenim podacima, u našim distribucijskim mrežama prisutni u zanemarivom broju. Svim korisnicima kompozitnih izolatora je značajna njihova manja masa i lakša montaža uodnosu na klasične izolatore. Primjera radi, kompozitni izolatori za 20 kV mrežu su teški npr. 1,2 – 2 kg, aza 35 kV mrežu npr. 1,7 – 2,5 kg, što prvenstveno ovisi o tipu ugrađenih metalnih završetaka.Istovremeno, težina jednog staklenog kapastog izolatora U120B je oko 4 kg. Iako razlike u težini nasrednjem naponu nisu ni približno tolike kao na visokom naponu, jednostavnija manipulacija i transportkompozitnih izolatora u odnosu na staklene korisnicima očito predstavlja prednost. Na drugom mjestu navedenih razloga za ugradnju je povišenje naponske razine voda. Također, udva slučaja su korisnici kao razlog za korištenje naveli bolje ponašanje kompozitnih izolatora u uvjetimaonečišćenja. Upravo područja s jakim onečišćenjem su ona gdje bi kompozitni izolatori s kućištem odsilikonske gume zahvaljujući svojstu vodoodbojnosti (higrofobnosti) njihove površine trebali pokazivatibolja svojstva (manji broj preskoka uzrokovanih nataloženim onečišćenjem) u odnosu na klasičneizolatore. Četiri od sedam DP-a koji su odgovorili na anketu i koji imaju kompozitne izolatore su teizolatore ugradili i na dionicama koje su izložene industrijskom zagađenju. Na ugrađenih 13500 izolatora do sada je zabilježeno 37 kvarova, odnosno 0,27% izolatora jedoživjelo kvar. U pogonu je zabilježena pojava različitih vrsta kvarova, kako električnih tako i mehaničkih.Najčešći je bio električni proboj izolatora – taj kvar čini 60% prijavljenih kvarova na kompozitnimizolatorima (22 od ukupno 37 kvarova). Lom štapa je evidetiran u 22% slučajeva (8 kvarova), a izvlačenještapa iz armature u 13,5% slučajeva (5 kvarova). U dva slučaja je zabilježeno oštećenje pokrovaizolatora. Kada je riječ o broju kvarova na dionicama vodova s kompozitnim izolatorima, bitan je podatak daje prema odgovorima njihovih korisnika broj trajnih kvarova manji od broja kvarova na sličnim dionicama sklasičnim izolatorima. Broj prolaznih kvarova je također manji ili u najgorem slučaju jednak broju prolaznihkvarova na dionicama na kojima su ugrađeni klasični izolatori. Iz toga se može zaključiti da su početnaiskustva korisnika s ovim tipom izolacije dobra. Pri tome naravno, treba uzeti u obzir činjenicu da jevećina kompozitnih izolatora u pogonu tek kratko vrijeme, u kojem eventualni procesi starenja materijalapod utjecajem okoline još nisu mogli doći do izražaja. Na pitanje o tome da li u budućnosti namjeravaju ugrađivati kompozitne izolatore svi DP-i koji ihkoriste su dali potvrdan odgovor, iz čega je vidljivo da se može očekivati daljnji porast upotrebe te vrsteizolacije u distribucijskim mrežama.4. POSTOJEĆE NORME ZA ISPITIVANJE KOMPOZITNIH IZOLATORA Porastom zanimanja za ugradnju kompozitnih izolatora pojavio se i veći broj njihovih proizvođača.S jedne strane su tu veliki proizvođači klasičnih izolatora i druge opreme za električne mreže koji su usvoj proizvodni program uvrstili i kompozitne izolatore i koji u pravilu koriste materijale i dizajn izolatorakoje su sami razvili. S druge strane tu je i veći broj manjih proizvođača koji nemaju vlastiti razvoj, nego uzkorištenje kupljenih materijala (štapa od staklenih vlakana i elastomernog materijala za kućište) u svojimpogonima vrše montažu metalnih završetaka i brizganje elastomernog kućišta na štap s metalnimzavršecima. Kako bi se osiguralo da izolatori, bez obzira dolaze li od „velikih“ ili „malih“ proizvođačaispunjavaju zahtjeve koji se pred njih stavljaju u pogonu, bitno je da materijali i elementi od kojih jeizolator sastavljen te izolator kao cjelina budu ispitani u skladu s važećim normama. Zahtjevi za ispitivanje kompozitnih izolatora za ugradnju na nadzemne vodove propisani su uslijedećim normama: a) IEC 61109 / 1992 Ed. 1.0 + Amd. 1 / 1995: „Composite insulators for a.c. overhead lines with a nominal voltage greater than 1000 V – Definitions, test methods and acceptance criteria“ b) IEC 61952 / 2002 Ed. 1.0: Insulators for overhead lines - Composite line post insulators for a.c. with a nominal voltage greater than 1000 V c) IEC 62217 / 2005 Ed. 1.0: Polymeric insulators for indoor and outdoor use with a nominal voltage > 1 000 V - General definitions, test methods and acceptance criteria Norma IEC 61109 se odnosi na izolatore s nosivom ili zateznom funkcijom, a IEC 61952 seodnosi na potporne izolatore za nadzemne vodove. Norma IEC 62217 odnosi se na sve tipove izolatoraod polimernih materijala i propisuje ona ispitivanja koja su im svima zajednička. Osim navedenih normi za izolatore za nadzemne vodove, postoje i norme za ispitivanjekompozitnih izolatora za druge primjene: 5

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 74 - IEC 62231 - Ed. 1.0 / 2006: Composite station post insulators for substations with a.c. voltages greater than 1 000 V up to 245 kV - Definitions, test methods and acceptance criteria - IEC 61462 - Ed. 1.0 / 2007: Composite hollow insulators - Pressurized and unpressurized insulators for use in electrical equipment with rated voltage greater than 1 000 V - Definitions, test methods, acceptance criteria and design recommendations Norma 62231 odnosi se na potporne izolatore u trafostanicama, dok se IEC 61462 odnosi našuplje aparatne izolatore. Zanimljivo je primijetiti da, iako su se prvi kompozitni izolatori pojavili pred nekoliko desetljeća, tekrelativno nedavno su se počele pojavljivati norme koje standardiziraju njihova ispitivanja (jedina iznimkaje norma 61109 koja postoji već 15-ak godina). Uz provedbu ispitivanja prema navedenim normama, s obzirom da se radi o proizvodu koji jerelativno nov u hrvatskim mrežama, trebalo bi dodatno provoditi i pažljivije praćenje ponašanja u pogonunego što je to uobičajeno za proizvode s kojima već postoje dugotrajna pogonska iskustva. Podpraćenjem se misli barem na vođenje evidencije o eventualnim kvarovima na izolatorima, identificiranjatipa oštećenja te određivanja njihovih mogućih uzroka. Formalni okvir za ovakav postupak zapravo već ipostoji: u Biltenu 154 [L.5] predviđen je opći postupak uvođenja novih proizvoda u mrežu i njihovopraćenje kroz određeni vremenski period. Također je predviđeno i prikupljanje podataka o „kvarovima upogonu uzrokovanim neispravnostima na proizvodu“. Ovakav pristup bi sigurno pomogao povećanjukvalitete jer bi i sami proizvođači tako bili potaknuti da obrate dodatnu pažnju na kvalitetu svojih proizvoda- u ovom slučaju kompozitnih izolatora. Osim toga, praćenjem stanja ugrađenih izolatora prikupit će seviše dodatnih iskustava koja su bitna za primjenu, s obzirom da još ne postoje odgovarajuće IEC normekoje propisuju konstrukcijske karakteristike i način odabira kompozitnih izolatora u različitim uvjetimaokoline. Slika 3. kompozitni izolator pripremljen za naponsko ispitivanje u VN laboratoriju IE-a5. ZAKLJUČAK Podaci o primjeni kompozitnih izolatora iz devet distribucijskih područja pokazuju da većina njihima ugrađene kompozitne izolatore. Dosadašnja iskustva s njima su dobra – prema ocjeni korisnika brojkvarova na dionicama s kompozitnim izolatorima je u pravilu manji nego na sličnim dionicama s klasičnimizolatorima. Uz to, u četiri distribucijska područja kompozitni izolatori su ugrađeni na dionicama vodovaizloženim znatnom industrijskom onečišćenju. Upravo u takvoj okolini u kojoj su izolatori izloženi taloženjuonečišćenja iz zraka bi do izražaja trebale doći povoljne osobine izolatora s kućištem od silikonske gumekoje se očituju u smanjenju broja preskoka u odnosu na klasične keramičke (staklene i porculanske)izolatore. Broj izolatora kod kojih je do sada zabilježen kvar u pogonu nije velik. Prema dobivenimpodacima može se primijetiti da električni kvarovi (proboj) prevladavaju nad mehaničkim (pucanje štapa iliizvlačenje iz metalnih završetaka).6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 75 Kod korisnika je prisutan interes za daljnjom ugradnjom kompozitnih izolatora, što će rezultirati spovećanjem njihove prisutnosti u mreži. Zbog toga je bitno da proizvođači provode odgovarajućaispitivanja propisana normama te da svojim procedurama osiguranja kvalitete ostvare ujednačenukvalitetu svojih proizvoda. Također, vrlo je važno pratiti kvalitetu kompozitnih izolatora od stranekorisnika, pri čemu se prvenstveno misli na rutinska (preuzimna) ispitivanja prije isporuke i ugradnje.Praćenje izolatora u pogonu i vođenje evidencije o njihovim eventualnim kvarovima doprinijet će ne samoprikupljanju podataka o ponašanju ovog, kod nas relativno novog proizvoda, nego će i umanjitivjerojatnost ulaska na tržište proizvođača čiji izolatori nemaju zadovoljavajuću kvalitetu.6. LITERATURA[1] B. Babić, A. Sekso, S. Bojić, \"Problematika i dosadašnja iskustva te kriteriji za izbor kompozitnih izolatora u razdjelnim mrežama Hrvatske“, studija, Institut za elektroprivredu i energetiku d.d., studeni 2006.[2] CIGRÉ WG 22.03, \"Worldwide service experience with HV composite insulators“, Electra br. 191, CIGRE, kolovoz 2000.[3] CIGRÉ WG 03.01 – SC 22, \"Worldwide service experience with HV composite insulators“, Electra br. 130, CIGRE, svibanj 1990.[4] A. Sekso, „Tipologija oštećenja kompozitnih izolatora u prijenosnim i razdjelnim mrežama Hrvatske“, Energija, Hrvatska elektroprivreda, prosinac 2004.[5] „Uputa za izdavanje potvrde o ispunjavanju uvjeta tipizacije“, Bilten br. 154., HEP-Distribucija d.o.o., studeni 2005. 7

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 76HRVATSKI OGRANAK MEĐUNARODNOG VIJEĆA B2-12ZA VELIKE ELEKTROENERGETSKE SUSTAVE – CIGRÉ8. savjetovanje HRO CIGRÉCavtat, 4. - 8. studenoga 2007.Ivo Uglešić Viktor MilardićFakultet elektrotehnike i računarstva Fakultet elektrotehnike i rač[email protected] [email protected]židar Filipović-Grčić Zoran RubinićFakultet elektrotehnike i računarstva Dalekovod [email protected] [email protected] MiroševićDalekovod [email protected] PRIMJENA ODVODNIKA PRENAPONA SA POLIMERNIM KUĆIŠTEM ZA POBOLJŠANJE PRENAPONSKIH KARAKTERISTIKA VISOKONAPONSKIH NADZEMNIH VODOVA SAŽETAK Odvodnici prenapona koriste se za poboljšanje prenaponskih karakteristika visokonaponskihvodova već više od 20 godina, a njihova primjena se u zadnje vrijeme posebno intenzivira. U ovom raduobjašnjen je postupak modeliranja programom EMTP i napravljeni su proračuni na primjerima poboljšanjaprenaponske zaštite 220 kV stanice i određivanja energetske opteretivosti odvodnika. Također je opisanaplanirana primjena odvodnika prenapona na 110 kV dalekovodu Ston-Komolac koji prolazi područjem svisokim izokerauničkim nivoom. To je prvo takvo tehničko rješenje u Hrvatskoj na tom naponskom nivou,a rezultati provedene analize ukazuju na očekivano značajno smanjenje broja preskoka. Ključne riječi: odvodnik prenapona na vodu, nadzemni vod, atmosfersko pražnjenje, preskok, modeliranje u EMTP-u, izokeraunički nivo, specifični otpor tla, polimerno kućište APPLICATION OF POLYMER HOUSED LINE SURGE ARRESTERS FOR IMPROVING THE LIGHTNING PERFORMANCE OF HIGH VOLTAGE OVERHEAD LINES SUMMARY Line surge arresters have been used over the past 20 years for improving the lightningperformance of high voltage overhead lines and their application has been intensified lately. This paperdescribes the EMTP modeling procedures and estimates that have been made pursuant to examples ofimproving the lightning performance of 220 kV station and determining the energy stress of line surgearresters. Further, anticipated application of line surge arresters on 110 kV Ston-Komolac transmissionline that is passing over a high isokeraunic level terrain is described. This is the first case of such atechnical solution in Croatia on the captioned voltage level, and the results of the performed analysisindicate an anticipated significant decrease of number of flashovers. Key words: line surge arrester, overhead line, atmospheric discharge, flashover, EMTP modeling, isokeraunic level, soil resistivity, polymeric housing 1

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 771. UVOD Primjena odvodnika prenapona za poboljšanje prenaponskih karakteristika visokonaponskihvodova u zadnje se vrijeme intenzivira. Najveći broj ovakvih uređaja u upotrebi je u SAD-u, Japanu,Kanadi, Brazilu, Meksiku, a velike elektroprivrede u Europi primjenjuju također ovakvu vrstu zaštite.Postavljanjem odvodnika paralelno izolatorskom lancu sprječavaju se preskoci na lancu. Preskoci naizolatorskim lancima prijenosnih visokonaponskih vodova, nastali uslijed atmosferskih pražnjenja,kompleksan su slučaj elektromagnetskih pojava. Ove pojave obuhvaćaju fizikalni proces pražnjenja uzraku, brze promjene elektromagnetskih polja, nelinearne efekte uslijed nastajanja korone na vodičima istupu. Na većini prijenosnih vodova atmosferska pražnjenja su glavni uzročnik prekida napajanja.Atmosferska pražnjenja u prijenosni vod važan su problem koji može rezultirati visokim prenaponima iprekidima u napajanju, što za posljedicu može imati oštećenje opreme. Osim toga, problem kvaliteteelektrične energije postaje važan faktor za korisnike energije. Razlozi za primjenu odvodnika prenapona na vodu su sljedeći: a) smanjenje broja preskoka na izolatorskim lancima b) smanjenje broja dvostrukih ispada vodova c) kompaktiranje vodova d) poboljšanje prenaponske zaštite stanica e) kontroliranje sklopnih prenapona2. POBOLJŠANJE PRENAPONSKIH KARAKTERISTIKA NADZEMNIH VODOVA U cilju poboljšanja preskočnih karakteristika visokonaponskih vodova obzirom na atmosferskapražnjenja mogu se poduzeti odgovarajuće mjere, kako na već izgrađenim vodovima, tako i na vodovimakoji su u fazi projektiranja. Za smanjenje broja povratnih preskoka mogu se koristiti slijedeći zahvati [1]: a) smanjenje otpora uzemljenja stupa i izbor odgovarajućih uzemljivačkih sustava b) povećanje izolacijskog nivoa voda c) ugradnja odvodnika prenapona na vodu paralelno izolatorskim lancima Smanjenje otpora uzemljenja jedan je od efikasnih načina za sprječavanje nastanka povratnihpreskoka. Smanjenjem otpora uzemljenja stupova, smanjuje se broj povratnih preskoka zbog efektareflektiranih valova suprotnog predznaka na smanjenje početnog naponskog vala. Međutim, treba imatina umu da je na terenima sa visokim specifičnim otporom tla vrlo teško, a često i nemoguće, postićizadovoljavajući otpor uzemljenja stupova. U većini slučajeva su stupovi koji su najviše izloženiatmosferskim pražnjenjima izvedeni na lokacijama s vrlo visokim specifičnim otporom tla. Smanjenjeotpora uzemljenja stupa postiže se dodavanjem dodatnih štapnih uzemljivača, ugradnjom ukopanihuzemljivačkih vodiča koji se zrakasto šire od stupa, izvedbom odgovarajuće uzemljivačke mreže ilipovezivanjem uzemljivača stupova, dodavanjem različitih emulzija ili materijala u cilju smanjenjaspecifičnog otpora tla. Povećanje izolacionog nivoa se najčešće izvodi kod rekonstrukcije relativno davno izgrađenogvoda, kod kojeg je zbog niskog nivoa izolacije zabilježen povećan broj povratnih preskoka. Ovo sepostiže dodavanjem određenog broja novih izolatorskih članaka ili kompletnom zamjenom izolatora (tj.ugradnjom polimernih izolatora). Ova mjera ima relativno ograničen efekt, te se najčešće i ne izvodi samoradi smanjenja broja povratnih preskoka nego radi problema zagađenja. Kod dvostrukih dalekovodaponekad se koristi tzv. diferencijalna izolacija kod koje je na jednom sustavu dvostrukog voda izolacijapovećanja (ili na drugom smanjena), kako bi se povratni preskoci usmjerili na jedan sustav sa nižimnivoom izolacije i na taj način smanjio broj istovremenih dvostrukih ispada. Ugradnja metal-oksidnih odvodnika prenapona direktno na vod u cilju sprečavanja preskokaizolacije voda uzrokovanih sklopnim i atmosferskim prenaponima se već dugo koristi.2

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 783. PRIMJENA ODVODNIKA PRENAPONA NA VODU U PRENAPONSKOJ ZAŠTITI STANICE3.1 Poboljšanje prenaponske zaštite 220 kV stanice U ovom dijelu analizirano je poboljšanje prenaponske zaštite stanice (slika 1.) ugradnjomodvodnika prenapona na 220 kV dvostruki vod neposredno prije samog postrojenja. Modelirani sustav prikazan je na slici 2. Modelirano je prvih 6 stupova prije stanice. Programskimpaketom EMTP simuliran je udar groma od 100 kA (1/50 kA) u četvrti stup od stanice. Taj stup ima velikiotpor uzemljenja (70 Ω) pa je na njemu velika vjerojatnost pojave povratnog preskoka, koji za posljedicuima naprezanje opreme u postrojenju. Slika 1. shema 220 kV postrojenja i dalekovoda Elektrogeometrijskim modelom koji koristi Monte Carlo simulaciju određena je raspodjelaamplituda struja groma koje udaraju u trasu voda. Velikim brojem simulacija dobivaju se relevantnevrijednosti koje su statistički obrađene i kasnije korištene u proračunu atmosferskih prenapona. 400 Ω Zaštitno -100 kA, 1/50 μs uže Prijenosni vod gornja 140 m Z = 122.8 Ω srednja Prijenosni vod VN 213 mPostrojenje donja Z = 121.4 Ω Prijenosni vod 354 m Z = 157.0 Ω Prijenosni vod 384 m Z = 153.5 Ω Prijenosni vod 367 m Z = 157.0 Ω Prijenosni vod 358 m Z = 125.2 Ω Prijenosni vod 2000 m 21 Ω 19 Ω 16 Ω 70 Ω 12 Ω 13 ΩSlika 2. nadomjesna shema 220 kV postrojenja i dalekovoda korištena za modeliranje u EMTP-u3.2 Postupak modeliranja Udar munje je modeliran strujnim izvorom (Nortonov izvor), kojemu je paralelno dodan otpor od400 Ω - njime se modelira valni otpor kanala groma. Za modeliranje odvodnika prenapona korišten je pojednostavljeni frekvencijski ovisan IEEEmodel [2] kojim je moguće odrediti parametre nadomjesne sheme bez iterativnog postupka, koristeći 3

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 79samo podatke o odvodniku koji su navedeni u katalogu proizvođača. Struja groma uzrokuje ionizacijske efekte u tlu, pa je otpor uzemljenja stupa frekvencijski ovisnaveličina. Dakle, ako je u obzir uzeta ionizacija koju uzrokuje struja groma u tlu, otpor uzemljenja (1) jepotrebno prikazati kao nelinearni otpor [3]: Ri = R0 (1) ⎛ I ⎞ ⎟ 1+ ⎜ ⎟ ⎜ ⎝ Ig ⎠gdje je: R0 – otpor uzemljenja pri malim strujama i niskim frekvencijama (50Hz ili 60Hz) [Ω], I – struja groma koja teče kroz otpor [kA], Ig – granična vrijednost struje koja je potrebna za početak ionizacije tla [kA]. Otpor uzemljenja stupa jednak je Ri=R0 ako je I<Ig, a njegov iznos varira prema jednadžbi (2) zaI>Ig. Granična vrijednost struje iznosi: ρ ⋅ E0 (2) I= g2 2 ⋅ π ⋅ R0gdje je: ρ - specifični otpor tla [Ωm]; E0 – jakost električnog polja pri kojem nastupa ionizacija tla (preporučena vrijednost 400 kV/m) Za modeliranje raspona dalekovoda korišten je JMarti model u EMTP-u. Uzeti su geometrijski ielektrični parametri vodiča i raspona za konkretni realni slučaj. Da bi se za vrijeme proračuna izbjeglarefleksija vala, na početku i na kraju modeliranog dijela dalekovoda dodani su modeli dalekovoda u duljini3 km. U model je uključen pogonski napon 141 kV (fazno). Stupovi su modelirani pomoću distribuiranih parametara, a valna impedancija je određenaizrazom (3) koji se dobije iz geometrijskih odnosa kada se stup nadomjesti valjkom: ⎧ ⎛H⎞ ⎫ (3) Z = 60⎨ln⎜ ⎟ −1⎬ ⎩ ⎝R⎠ ⎭gdje je: H – specifični otpor tla [Ωm] R – ekvivalentni radijus baze stupa [m] Svaki stup je u ATPDraw modelu podijeljen na četiri dijela, kako bi se promatrao napon pojedinihkonzola. Svaki dio stupa je modeliran odgovarajućom valnom impedancijom, duljinom i brzinom gibanjavala v = 300 m/μs. Preskok preko izolatora modeliran je preskočnom volt-sekundnom karakteristikom izolatorskoglanca. Kod prenapona s kraćim trajanjem čela vala, odnosno većom strminom, preskok nastupa kod višihnapona. Preskočni napon u MV za zaštitne rogove na izolatorskim lancima stupova dalekovoda ispredpostrojenja računat je iz izraza (4), a prema [1]: K 2 U ( t ) = K + (4) 1 0.75 T čgdje je: K1=0.4 L [m]; L – preskočni razmak [m] K2=0.7 L [m] Tč – trajanje čela [μs]3.3 Rezultati proračuna Statističkom obradom rezultata elektrogeometrijskog modela dobiven je graf koji je prikazanslikom 3., iz kojega se može zaključiti da najveći postotak udara groma, koji pogode fazni vodič, pogodigornju fazu (66.18%). To su struje najvećeg iznosa. Otprilike 32.35% udara pogodi srednju, a 1.47%udara pogađa donju fazu (te struje su male npr. 2.56 kA, 3.06 kA pa ne mogu izazvati preskok). Zbog4

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 80toga je postavljen odvodnik u gornju fazu jednog sustava jer će se tada eliminirati najveći postotak strujaudara koje bi mogle izazvati preskok. DistribRuatsipoondjeolfa luidgahratnminungjesptorofakzensimpveordpičhimaases0.70,70.60,6Vjerojatnost0.50,5 Vjerojatnost0.40,40.30,30.20,20.10,10.00,0 GorHnja SredMnja DoLnja CuRrarzerendit(k(Ak)A)Slika 3. raspodjela struja groma koje pogađaju fazni vodič po fazamaAnaliziraju se dva slučaja udara groma u stup (zaštitno uže): a) nisu ugrađeni odvodnici Slika 4. naponi u fazama jednog sustava (nije ugrađen odvodnik prenapona)Ako odvodnici nisu ugrađeni dolazi do preskoka u gornjoj (crvenoj) fazi. b) ugrađen odvodnik u gornjoj fazi jednog sustavaSlika 5. naponi u fazama jednog sustava (ugrađen odvodnik prenapona) 5

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 81 Pojava povratnog preskoka ovisi o otporu uzemljenja stupova i faznom kutu napona. Slike 4. i 5.prikazuju i iznos napona na druge dvije faze u trenutku preskoka. Odvodnik prenapona koji je ugrađen ugornjoj fazi smanjuje iznose napona i u drugim fazama (zbog međusobne elektromagnetske spregevodiča) a smanjuje se i porast napona stup. U prikazanom slučaju ugradnjom odvodnika prenapona u gornjoj fazi jednog sustava, eliminira sepojava preskoka u oba sustava.4. ENERGETSKA OPTERETIVOST ODVODNIKA PRENAPONA NA VODU Izbor energetskih karakteristika i mogućnost podnošenja privremenih prenapona odvodnikaprenapona ovisi o broju i vrsti odvodnika koja se postavljaju na vod. Odvodnici prenapona sa serijskimiskrištem moraju djelovati samo pri atmosferskim prenaponima, a zbog vrlo kratkog trajanja te vrsteprenapona energetsko opterećenje odvodnika je manje. Odvodnici bez iskrišta djeluju i pri sklopnim iprivremenim prenaponima koji traju dulje od atmosferskih, pa je i njihovo energetsko opterećenje veće.Potrebno je analizirati dva slučaja energetskog opterećenja odvodnika: a) udar u zaštitno uže: struje groma velikih amplituda pogađaju zaštitno uže i odvode se u zemlju,a samo dio ukupne struje prolazi kroz odvodnike. Valni oblik struje koja teče kroz odvodnike razlikuje seod valnog oblika struje groma koja je pogodila zaštitno uže; struja se odvodi kroz odvodnike u kratkomvremenskom periodu, a zbog toga su oni manje energetski opterećeni. b) udar u fazni vodič: struje groma manjih amplituda mogu direktno pogoditi fazni vodič. Tadamože doći do energetskog preopterećenja (kvara ili oštećenja) odvodnika. Valni oblik struje odvodnikaprenapona je sličan obliku struje groma. Energetski zahtjevi koji se postavljaju na odvodnike prenapona na vodu obzirom na prenaponskanaprezanja razlikuju se od zahtjeva koji se traže od odvodnika u postrojenjima. Za odvodnike upostrojenjima, atmosferski prenaponi su smanjeni tijekom putovanja kroz zaštitnu užad i stupove ilipreskokom preko izolatora prije ulaska u postrojenje. Odvodnici prenapona na vodu su izloženiji strujamagroma budući da su bliže mjestu pražnjenja. Struje kroz odvodnike prenapona ovise o efikasnosti štićenjavoda i uvjetima uzemljenja stupova. Analizirano je energetsko opterećenje odvodnika prenapona na vodu(tablica I.) pri udaru struje groma (tablica II.) u dvostruki dalekovod 220 kV iz prethodnog primjera(ugrađen odvodnik prenapona u gornjoj fazi jednog sustava). Tablica I. podaci o ugrađenom odvodniku prenapona Trajni radni napon Uc 154.0 kV Nazivni napon Ur 198.0 kV Nazivna struja (8/20μs) 10.0 kA Spec. energetska podnosivost 7.8 kJ/kV Nazivna energetska podnosivost 1544.4 kJa) udar u fazni vodič Tablica II. parametri struje groma I0 (kA) tf (μs) tt (μs) Prvi udar 21,61 3,14 70 Uzastopni udar 12,27 0,62 50 Analizirano je energetsko opterećenje odvodnika prenapona na pogođenom stupu pri prvom iuzastopnom udaru groma u fazni vodič za slučaj ugradnje odvodnika na pogođenom stupu i na susjednimstupovima:6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 82 Slika 6. ugrađen jedan odvodnik na pogođenom stupuSlika 7. energetsko opterećenje odvodnika pri prvom a) i uzastopnom udaru b) Slika 8. ugrađeni dodatni odvodnici na susjednim supovimaSlika 9. energetsko opterećenje odvodnika pri prvom a) i uzastopnom udaru b)Tablica III. energije odvodnika na pogođenom stupu 1 odvodnik: W (kJ) 3 odvodnika: W(kJ)Prvi udar 493,54 196,34Uzastopni udar 148,23 58,35Energetsko opterećenje je manje u slučaju ugradnje 3 odvodnika (energija se podijelila na odvodnike). 7

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 83b) udar u zaštitno užeSimuliran je udar struje groma 100 kA (1/50 µs). Slika 10. ugrađeni odvodnici na susjednim supovima Slika 11. energija odvodnika kada je ugrađen odvodnik na pogođenom stupu a) i na susjednim stupovima b) Energetsko opterećenje je u ovom slučaju manje od onog kod udara u fazni vodič (slika 11.) zatošto samo dio struje groma prolazi kroz odvodnik. Dodavanjem odvodnika prenapona na susjedne stupovepovećava se energetsko opterećenje odvodnika na pogođenom stupu. Struje koje prolaze kroz odvodnike na susjednim stupovima su suprotnog smjera od struje krozodvodnik na pogođenom stupu (slika 10.). Zato veći dio struje groma prolazi kroz odvodnik napogođenom stupu i veće je energetsko opterećenje. Iz provedenih simulacija može se zaključiti da neće doći do energetskog preopterećenjaodvodnika, zbog toga što su energetska opterećenja uzrokovana prenaponima manja od nazivneenergetske podnosivosti odvodnika koja iznosi 1544.4 kJ (tablica I.).5. ODVODNICI PRENAPONA NA VODU U HRVATSKOJ5.1 Ugradnja odvodnika prenapona na 110 kV DV Ston-Komolac DV 110 kV Ston - Komolac se nalazi u pogonu već 45 godina, a izgrađen je na čelično-rešetkastim stupovima oblika glave \"jela\". Tijekom dugogodišnjeg pogona predmetni dalekovod pretrpioje veći broj oštećenja vodiča, zaštitnog užeta i izolatora, uslijed dotrajalosti ali i čestih atmosferskihpražnjenja, kao i koroziju konstrukcije stupova te ovjesne i spojne opreme. U tom smislu, tijekom 1994.godine dalekovod je u potpunosti obnovljen pri čemu je izvršena zamjena vodiča, zaštitnog užeta,izolacije, ovjesne i spojne opreme te sanacija stupova. S obzirom da predmetna trasa dalekovoda prolazi područjem s visokim izokerauničkim nivoom(broj grmljavinskih dana iznosi oko 70), i nakon provedene obnove, zabilježen je relativno velik brojprekida pogona uzrokovan upravo atmosferskim pražnjenjima. Naime, prosječan broj godišnjih preskokana predmetnom dalekovodu uzrokovan atmosferskim pražnjenjima višestruko je veći u odnosu nauobičajeni iznos godišnjih preskoka za 110 kV dalekovod. Osnovni tehnički podaci predmetnog dalekovoda su slijedeći: - duljina trase: 43,9 km8

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 84- stupovi: čelično-rešetkasti, oblika glave \"jela\"- vodič: 3 × uže 154/19 - BTAl/Stalum- zaštitno uže: 1 × uže Stalum 50- osnovni tlak vjetra: 1300 N/m2- konfiguracija terena: uglavnom brdovit, djelomično nepristupačan teren5.2 Rezultati proračuna i odabir odvodnika Radi poboljšanja prenaponskih karakteristika dalekovoda provedena je sveobuhvatna analiza iizrađena je studija [4] kojom je utvrđeno da se ugradnjom između 116 i 130 komada odvodnikaprenapona uzduž trase dalekovoda ostvaruje smanjenje broja preskoka za 2 do 3 puta u odnosu natrenutačno stanje. Rezultati navedene analize ukazuju da primjena odvodnika prenapona na dalekovoduosigurava povećanje pouzdanosti i sigurnosti prijenosa električne energije. Temeljem zaključaka prethodne studije, kao i naknadno provedenom dodatnom analizom,odabrana su stupna mjesta, te količina i tip odvodnika prenapona kojeg je predviđeno ugraditi uzdužcjelokupne trase. Ukupno je predviđeno ugraditi 110 komada odvodnika prenapona, pri čemu su sviodvodnici opremljeni diskonektorima, dok se na 50 komada odvodnika ugrađuju napredni brojači prorade. Tehničke značajke odabranog metal-oksidnog odvodnika prenapona (ZnO) bez zaštitnih iskrišta,s kućištem od silikonske gume navedene su u tablici u nastavku (tablica IV.).Tablica IV. karakteristike metal-oksidnog odvodnika prenapona Trajni radni napon (Uc) 86.0 kV Nazivni napon (Ur) 108.0 kV Nazivna struja (8/20μs) 10.0 kAKratkotrajna podnosiva struja (4/10μs) 100.0 kASpec. energetska podnosivost (IEC 60099.4) 5 kJ/kV Klasa odvođenja 2 Pored navedenog odvodnika prenapona, koji u svom sastavu sadrži diskonektor za vidljivoodvajanje strujnog mosta od odvodnika u slučaju kvara, na pojedinim stupnim mjestima na odvodnikeprenapona predviđena je ugradnja uređaja za registraciju struje groma - brojača prorade (tablica V.). Tablica V. karakteristike brojača proradePodnosiva struja KS-a (IEC 60099.4) 65.0 kAOpseg mjerenja struje odvoda (leakage current) 0.1 - 50 mAKapacitet pohranjivanja podataka 1000 \"prorada\" Očitavanje podataka o iznosu struje groma, ukupnom broju prorade odvodnika prenapona iliiznosu struje odvoda provodi se pomoću daljinskog čitača dosega 60 m koji može pohraniti sve navedenepodatke sa senzora radi daljnje obrade istih na osobnom računalu pomoću odgovarajućeg programskogpaketa. Navedeni sustav za monitoring će poslužiti u svrhu mjerenja stvarnih struja groma i njihoveučestalosti na pojedinim stupnim mjestima.5.3 Način ugradnje odvodnika i izvedba strujnih mostova Odvodnike prenapona predviđeno je zavjesiti na donji ili donji i srednji vodič u blizini učvršćenjavodiča u stezaljku. Na nosivim stupovima odvodnike je predviđeno zavjesiti na udaljenosti od oko 1.5 mod stezaljke nosivog izolatorskog lanca, dok je na zateznim stupovima iste predviđeno zavjesiti naudaljenosti od oko 0.7 m od kompresijske stezaljke zateznog izolatorskog lanca. Uzemljenje odvodnika prenapona potrebno je izvesti strujnim mostom na konstrukciju stupa -pojasnik. Elementi u sastavu ovješenja odvodnika prenapona su tehnički funkcionalni sa dovoljnogibljivosti, tako da u pojedinim zglobovima omogućavaju pomicanje istog u smjeru osi trase dalekovoda iu smjeru okomitom na os trase dalekovoda. S obzirom da je odvodnik prenapona predviđeno pomoću nosive stezaljke gibljivo zavjesiti navodič, isti je pomoću dodatnog strujnog mosta od bakrenog užeta potrebno povezati s nosivomstezaljkom, uz primjenu kompresijske kabelske stopice na obje strane užeta. Iste su izvedene od 9

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 85kombinacije dvaju materijala koje međusobno povezuju, kako bi se eliminirala opasnost od pojaveelektrokemijske korozije. Na isti način, od komada istovrsnog bakrenog užeta izvodi se strujni most za uzemljenjeodvodnika prenapona, koji se pomoću kompresijske kabelske stopice na jednom kraju pričvrsti zadiskonektor, a na drugom kraju na pojasnik stupa. \"Dubinu\" strujnih mostova za uzemljenje odvodnika prenapona treba izvesti na način da seosigura otklon vodiča i odvodnika bez opasnosti od oštećenja strujnog mosta ili dijela odvodnika ipripadne opreme. Isto je predviđeno ostvariti povećanom duljinom strujnog mosta tako da na nosivomstupu strujni most bude dulji za min. 2,5 m, a na zateznom stupu za min. 1 m u odnosu na stvarnuudaljenost između dviju točaka koje povezuje. Navedene povećane duljine uzimaju u obzir očekivaniotklon odvodnika uslijed djelovanja vjetra, kao i dodatni otklon vodiča na mjestu ugradnje odvodnika zbogdjelovanja vjetra na cjelokupan vjetrovni raspon promatranog stupnog mjesta.6. ZAKLJUČAK Prikazan je postupak modeliranja za izradu proračuna prenaponskih karakteristika voda ienergetske opteretivosti odvodnika prenapona na vodu u EMTP-u. Prikazan je primjer poboljšanjaprenaponske zaštite 220 kV stanice primjenom odvodnika na vodu. Prenaponska zaštita stanice se možepoboljšati primjenom odvodnika na vodu u blizini stanice. Obrađena je upotreba odvodnika prenapona s polimernim kućištem za poboljšanje prenaponskihkarakteristika visokonaponskih vodova u Hrvatskoj. Provedene analize pokazale su da se primjenomodvodnika prenapona na predmetnom dalekovodu može očekivati smanjenje broja preskoka za 2 do 3puta, što bi u konačnici rezultiralo povećanjem pouzdanosti i sigurnosti prijenosa električne energije. S obzirom da je ovo prvo takvo tehničko rješenje kojim se planira primjena odvodnika na vodu uHrvatskoj na 110 kV nazivnom naponskom nivou, trenutačno nije moguće dati podatke o pogonskimiskustvima koja bi ukazivala na eventualne nedostatke odabranog tehničkog rješenja, već isto možeposlužiti kao smjernica za buduće slične zahvate. U tom smislu, potrebno je provoditi pojačani nadzor istog kako bi se prikupilo što više korisnihpodataka koji bi poslužili za potvrdu opravdanosti ovakvog rješenja, odnosno eventualne dorade u svrhupoboljšanja pojedinih tehničkih detalja.7. LITERATURA[1] IEEE Working Group: A Simplified Method for Estimating Lightning Performance of Transmission Lines, IEEE Trans. On PAS, Vol. PAS – 104, No. 4/1985.[2] M. C. Magro, P. Pinceti, M. Giannettoni, “Validation of ZnO Surge Arresters Model for Overvoltage Studies”, IEEE Trans. Power Delivery, Vol. 19, No. 4, October 2004, pp 1692 – 1695[3] Juan A. Martinez, Member, IEEE, and Ferley Castro-Aranda, “Lightning Performance Analysis of Overhead Transmission Lines Using the EMTP“, Power Delivery, IEEE Transactions on Volume 20, Issue 3, July 2005 Page(s): 2200 – 2210[4] Energetski institut Hrvoje Požar, “Opravdanost ugradnje linijskih odvodnika prenapona i uređaja za monitoring“, Studija, Zagreb listopad 2003.10

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 86Application of Line Surge Arresters in Power Distribution and Transmission SystemsCOLLOQUIUM Cavtat 2008 First Experience in Monitoring of Line Surge ArrestersInstalled on 110 kV Transmission Line Ston – Komolac in Croatia S. BOJIĆ 1 *, I. DOLIĆ 1, A. SEKSO 2, J. RADOVANOVIĆ 3, D. ŠKARICA 3 1 Energy Institute Inc., Zagreb, Croatia 2 Fortia Ltd., Šibenik Croatia3 HEP-Transmission System Operator Ltd., “Elektroprijenos Split”, Zagreb, CroatiaSUMMARY In paper are presented some first results and experience in real time monitoring of line surgearresters installed on 110 kV transmission line Ston – Komolac in southern part of Croatia. Mentionedline is the first line in Croatian transmission network equipped with line surge arresters (LSA). The line with its length of 43.95 km is situated in region with high soil resistance, exposed toone of the highest level of lightning activity in Croatia. At the same time it is the most important linein connection HPP Dubrovnik (240 MVA) to the main part of 110 kV transmission network. Due to all mentioned reasons and great number of annual outages, it was decided to equip theline with LSA for improving the lightning performance and the availability of line. As result ofperformed numerical simulations on simulation line model it was decided to install 110 kV gapless,IEC Class II line arresters. Also, to improve analysis of expected results the 61 line arresters wereequipped with Excount-II type of monitoring sensors. The main goal was to determine the behaviourof line arresters arrangement across the line during overvoltage events on towers. This installed “real-time” monitoring system enables remote control and wireless exchange the collected data from localdata logger installed on LSA. Line arresters activity is monitoring through numbers, date and time andlevel of surges and the condition state of LSA, through the measuring of leakage current. First results in application of LSA are showing significant decreasing of line outages withregistered relatively strong activity of monitored line arresters. Also, as it was expected someparticular part of line is espied to be exposed to higher frequency and higher level of registeredarresters surge current. During collecting the data of LSA activity, some practical problems wereencountered with time synchronization between monitoring devices and it is mentioned and discussedin paper, too. Although the analysed time period of eight months with LSA application is too short to allowstrong final conclusions, obtained first experience will be very helpful in assessment for further LSAapplication in our transmission network.KEYWORDSLine surge arrester, Line outages, Monitoring, Line surge arrester monitoring, Arrester activity,Arrester surge current, Collected data base.* [email protected]

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 871. INTRODUCTION Today metal oxide arresters (MOA) in polymer housing take a part more and more in lineapplication because of low weight and simplicity in installation, high efficiency, long time ofavailability and finally, because of acceptable prices. They offer several possibilities to improveavailability of transmission lines, spatially on double or multi-systems lines to solve the problem ofback flashovers on insulators, in up-rating, for insulation coordination etc. [1], [2], [3]. There were several reasons for application of line surge arresters (LSA) on transmission line110 kV Ston – Komolac. This line is the shortest connection of HPP Dubrovnik (2x120 MVA) to theother part of transmission network in south of Croatia (Fig. 1). The line was constructed in 1961 and abig reconstruction has been done in 1994 with increasing transmission power capability installingTACSR/ACS conductors [4]. Further, it is crossing the region with high soil resistance and it is oftenexposed to strong lightning-storms. Outages due to lightning usually stopped down the generators ofHPP and finally cause black out in region of Dubrovnik. Figure 1-View to 110 kV transmission network in southern part of Croatia (blue lines) Due to that reasons it was decided to improve lightning performance of line with applicationof 110 pieces of gapless, IEC Class II line surge arresters [5], [6], [10]. Also, in sense to improveanalysis of expected results it was planed to equip the 61 line arresters with Excount-II type ofmonitoring sensors (Fig. 2). Figure 2-LSA on transmission line equipped with Excount II monitoring sensor The main goal was to determine the behaviour of line arresters arrangement across the line onovervoltage events on towers. This installed “real-time” monitoring system enables remote control andwireless data exchange from local data logger installed on LSA. The LSA activity is monitoringthrough numbers, date and time and level of surges. The condition state of LSA is assessing bymeasuring the leakage currents [7], [8], [9]. The whole system has been installed at the end of June,2007, but only 49 monitoring sensors were putted in service. 2

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – IzolacijaOutages str. 882. ARRESTERS ARRANGEMENT AND FIRST RESULTS OF MONITORING2.1 Arresters arrangement The installation and LSA arrangement on 110 kV line Ston-Komolac was based on performedstudy and computation on line simulation model [10], [11]. It was studied the lightning performance ofline for different arresters arrangement along the line, also as a function of different tower earthingresistance. The goal was to find the optimal LSA arrangement to decrease a great number ofbackflashovers on insulator strings and a number of annual outages of line [12], (Fig. 3). 35 30 25 20 15 10 5 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Ye ar Figure 3-Number of annual outages during period of 10 years on 110 kV line Ston-Komolac (2004-up to June, 2 th only) As a result of computation it was chosen the LSA arrangement with one or two arresters pertower what is showed on schematic diagram on Fig. 4. In Table 1 are given the necessary numericaldata. Also it is showed schematic phase arrangement on the head tower.L3(C)L2(A)L1(B) Ston 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 Komol. Position (Tow er/Phase) Figure 4-LSA arrangement along the line and installed Excount II monitoring sensors (dark blue)Table 1-LSA and Excount II monitoring sensor arrangement dataPhase Number of possible Mounted LSA Mounted EXCOUNT II Surges possitions (1) pcs. % of LSA % of Towers pcs. % % of Towers registered % normalize to line L2 L1 (B) (2) (9) (A) L2 (A) 145 (3) (4) (5)=(3)/(2)*100 (6) (7) (8)=(6)/(2)*100 (10) (11)=(2)/(6)*(9) L3 (C) 145 37 L3Summa 145 24 21,8 16,6 14 28,6 9,7 - 32,5 383,2 L1 (C) 00 0,0 00 0,0 -- (B) 77 86 78,2 59,3 35 71,4 24,1 114 67,5 319,0 110 100 49 100 100,0 Further, expected reduction of number of annual outages of line based on performed analyseson line simulation model must be round 50 percent for chosen arrangement of LSA. For monitoringthe LSA activity and for further analyses it was taken 49 Excount II sensors arranged and positionedon lightning exposed line structures what is also showed on Fig. 4 and in Table 1. 3

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 892.2 First results in monitoring of LSA activity After the line surge arresters (LSA) installation have been completed on transmission line 110kV Ston - Komolac in June, 2007 started the “operation period” for putted “Pilot Project”. First results after 9 months of application are showing that a number of line outages have beenreduced (more than 50 percent during 6 months in 2007), particularly in summer time period (Fig. 5).Also, it is in expected range according to calculated values [10]. But, the observed time period is not enough long to make appropriate statistical evaluation forsturdy conclusions. The real estimation of effects is possible to do after comparison and analysing thesame representative and longer time periods including bigger data collection. Although, in thatmoment, the reduction in number of outages are very significant for taken measures on consideredline. 20 2005: 12+16=28 2006: 3+17=20 1÷6.2007: 7+5=12 After 7.2007: 1+4=5 2004: 6+12=18 Failure < 1 min 18 Failure >1 min 16Outages 14 12 10 8 6 4 2 0 6.'04. (1) 7.'04. (0) 8.'04. (13) 9.'04. (3) 10.'04. (0) 11.'04. (1) 12.'04. (0) 1.'05. (3) 2.'05. (3) 3.'05. (0) 4.'05. (6) 5.'05. (0) 6.'05. (1) 7.'05. (4) 8.'05. (0) 9.'05. (5) 10.'05. (0) 11.'05. (6) 12.'05. (0) 1.'06. (1) 2.'06. (0) 3.'06. (3) 4.'06. (0) 5.'06. (0) 6.'06. (3) 7.'06. (0) 8.'06. (6) 9.'06. (6) 10.'06. (1) 11.'06. (0) 12.'06. (0) 1.'07. (2) 2.'07. (0) 3.'07. (1) 4.'07. (7) 5.'07. (2) 6.'07. (0) 7.'07. (0) 8.'07. (0) 9.'07. (2) 10.'07. (2) 11.'07. (1) 12.'07. (0) 1.'08. (0) 2.'08. (0) 3.'08. (1)Surges M onth/Ye ar Figure 5-Review of outages on line 110 kV Ston-Komolac (before and after LSA application) (2007: 1-6 without LSA (blue), 2007: 1-12/2008:1-3 with LSA (green)) Further, the collected data from installed Excount II monitoring sensors exactly show that wasa high activity of LSA during observed time period. That additional confirm the high level of thelightning in region of considered transmission line and realized effects of LSA application because allof installed monitoring sensors have registered lot of surges in their data loggers. On Figures 6 and 7 is showed the registered LSA surge current activity in accordance tosensor position (tower number) and corresponding phase. Additionally, there are showed the numberof surges and level of surge current too. 10 9 10 100 1000 5000 10000 8 7 6 5 4 3 2 1 0 032-B 034-B 035-B 036-B 037-B 038-B 040-B 041-B - - 063-B 068-B - - - - - 109-B - - - - - - 119-B 120-B - - 139-B - - Pos itionFigure 6-Review of LSA surges registered by Excount II monitoring sensors in Phase L1 (B) 4

Surges Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 90032-C 034-C 10035-C 10 100 1000 5000 10000036-C 037-C 9 038-C 8 040-C 7 041-C 6 043-C 5 062-C 4 063-C 3 068-C 2 069-C 1 070-C 0 071-C 072-C Pos ition075-C 109-C Figure 7- Review of LSA surges registered by Excount II monitoring sensors in Phase L3 (C)110-C 111-C In comparison the LSA activity in phase L1(B) to the same in phase L3(C) it can be concluded113-Cthat the maximum number of surges are registered in phase L3(C), (number and level of surges). The115-Cstronger LSA activity is perceptible in phase L3(C) on line tower number 111 and on several 117-Cneighbouring towers too. 118-C 119-C But, relating the installed numbers of monitoring sensors (monitored LSA) per phase and line 120-Clength a little higher relative values can be calculated for LSA activity in phase L1(B), (see Table 1). 121-C 122-C Of course, that is only the first opinion because of very short time of monitoring for further 139-Canalysis. In that sense, on Fig. 8 are shown a simple statistics of outages due to events on line 140-Cregistered by distant relay protection during long time period. A portion of events relevant for each is 141-Cvery significant. Failures 140 1995÷2004L1 (Midle) LL32((LUopwpeerr)) 120 100 L1,L2 L1,L3 80 L2,L3 60 L1,L2,L3 40 20 0 Phase Figure 8- Review of events on line registered by distant relay protection3. SOME PRACTICE AND FIELD EXPERIENCE First experience in installed monitoring system based on EXCOUNT II type of sensorsshowed good and practical basic system for wireless collecting the data of LSA activities on relatedtransmission line System makes possible to record surges on surge arresters including the data such asdate, time and amplitude. Using that data it is possible to make advanced analyses of surges and overvoltages events on line and also in network. In order to get good and reliable data from the system it is necessary to take into considerationsome practical notes [8], [13]. The most important is precise time synchronisation between sensors,transceiver and PC device with installed data base software. 5

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 91 Also, some problems could be appeared with “real time data” during practical work because ofwinter-summer time difference between the clocks of monitoring system devices in, spatial in caseswhen collecting the data from all of system sensors is not “simultaneously”.4. CONCLUSIONS In first application of line surge arresters (LSA) in Croatian transmission network, on line 110kV Ston-Komolac ware installed 110 polymer housed LSA in order to improve its lightningperformance. As a part of project a number of arresters were equipped with current sensors for realtime monitoring of arresters current activity (49 sensors). After 9 months of LSA application the first results are showing that a number of line outageshave been significant reduced according to expected and calculated values. Using the data collectedfrom the whole system it is possible to make advanced analyses of surges and overvoltage events online insulator strings, towers and their earthing system. In that sense the first analyses point to severalline towers that are much more exposed to lightning. So far experience in application of installed monitoring system based on EXCOUNT II type ofsensors also point to useful system for wireless collecting the appropriate data of LSA activities onrelated transmission line. Because of only 9 months of system field application, now is to short time to get much morereal estimation of final effects.BIBLIOGRAPHY[1] J. L. de Franco, A. C. Bezerra, A .D. Andrade: “Improvement of the Transmission Lines Lightning performance using Line Arresters: Experience of the Brazilian Utilities”; CIGRE Session 2006, A3-102, Paris 2006.[2] S. A. Corrales, J. C. Martinez, J. L. Barragan: “Analysis of the Performance of a 400 kV Transmission Line against Lightning”; CIGRE Session 2006, C4-107, Paris 2006.[3] M. Kitilcay, C. Neumann: “Backflashovers Analysis for 110-kV Lines at Multi-Circuit Overhead Line Towers”; IPST’07, Lion, France on June 4-7 2007.[4] S. Bojić, J. Kučak, Z. Firšt, D. Đurđević, G. Čubra: “Testing of “Hot Conductors” with Suspension Equipment and Monitoring of Overhead Transmission Line 110 kV Ston-Komolac”; (In Croatian), II conference of Croatian CIGRE Committee, R 22.09, Primošten, 1995, Croatia[5] IEC 60099-4/2004, Surge Arresters – Part 4: Metal-Oxide Surge Arresters without Gaps for A.C. Systems[6] A. Schei: “Application of Metal Oxide Surge Arresters to Overhead Lines, Working Group 06 of Study Committee 33, ELECTRA No. 186[7] “Operation manual for leakage current monitor – LCM”, rev. 91-10, ABB HV Switchgear AB, Sweden[8] “EXCOUNT-II – Technical information“, ABB Power Technology Products AB – High Voltage Products – Surge Arresters, Ludvika, Sweden, 2001.[9] I. Dolić, S. Bojić: “Testing of Metal Oxide Arresters”; Technical Study, Energy Institute Inc., (In Croatian), Zagreb 2007, Croatia[10] M. Puharić, S. Sadović: “Implementation of Surge Arresters on the 123 kV Line Ston- Komolac”, Technical Study, Energy institute “Hrvoje Požar” (in Croatian), Zagreb 2003, Croatia[11] I. Uglešić, V. Milardić, B. Filipović-Grčić, Z. Rubinić, G. Mirošević: “Application of Polymer Housed Line Surge Arresters for Improving the Lightning Performance of High Voltage Overhead Lines”, (in Croatian), VIII conference of Croatian CIGRE Committee, B2-12, Cavtat, 2007, Croatia[12] “Annual report of Outages and Failures on Transmission Lines”, HEP OPS, PrP Split, (Internal Working Document of Croatian Power Utility), (In Croatian)[13] “1HSA 801 080-15en EXCOUNT-II Users Manual”, Edition 3, 2005-08, ABB Power Technologies AB, High Voltage Products, Surge Arresters, LUDVIKA, Sweden 6

Nadzemni vodovi – Električne komponente, I. dio – Izolacija str. 92Application of Line Surge Arresters in Power Distribution and Transmission SystemsCOLLOQUIUM Cavtat 2008 Lightning Performance Improvement Of 123 kV Line Ston – Komolac By Use Of Line Surge ArrestersM. PUHARIĆ (*), M. MESIĆ (**), M. LOVRIĆ (**), J. RADOVANOVIĆ (**), S. SADOVIĆ (***) Croatian Energy Regulatory Agency, CROATIA (*) HEP - Transmission System Operator Ltd., CROATIA (**) Sadovic Consultant, FRANCE (***)SUMMARY This paper presents HEP - Transmission System Operator Ltd. Line surge arrester (LSA)application pilot project on the Ston – Komolac 123 kV line. This 44 km long single circuit shielded transmission line operates in the region with a highlightning activity (keraunic level about 70 thunder days). In addition, it was very difficult to obtaingood footing resistance. For these reasons, considered line used to have very bad lightningperformance. It was decided to install Line surge arresters for line lightning performance improvement. Inorder to optimize arrester installation configuration sigma slp software simulations were performed.LSA are installed according to the results of the software simulations. LSA are installed in summer 2007 (110 gapless, IEC-class II Line arresters). Sixty one LSAare equipped with Excount - II monitoring sensors (monitoring arrester leakage current and peak of theimpulse current). Based on the 8-month experience, LSA installation has improved line lightning performance.New line performance is close to the targeted once (improvement by 50 to 60 %). Surge arrestermonitors collect very interesting information. Collected info will be compared with the softwaresimulations.KEYWORDSLine surge arrester. Lightning performance improvement. Tower footing [email protected]