Stacje Transformatorowe by Urządzenia dla Energetyki

Stacje Transformatorowe

Urządzenia Energetyki dla

projektowanie, eksploatacja, diagnostyka www.urzadzeniadlaenergetyki.pl

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

Diagnostyka transformatorów

o m y r o t a m r o f Trans Bezpieczniki wysokonapięciowe prądu przemiennego

Produkcja Dehydratacja olejów transformatorowych

Stacje podziemne produkcji Ormazabal

Diagnostyka

Zagadnienie łukowego zwarcia wewnętrznego

Serwis

Podłączenia kablowe do urządzeń rozdzielczych za pomocą głowic konektorowych NEXANS (div. EUROMOLD)

ZREW Transformatory Sp. z o.o., ul. Rokicińska 144, 92-412 Łódź tel. 42 67186 00, fax 42 671 86 02 e-mail: transformatory@zrew-tr.pl, www.zrew-transformatory.pl

2012

Rozdzielnice gazowe pierwotnego i wtórnego rozdziału energii, transformatory olejowe

do 36 kV

Ormazabal Polska Sp z o.o. ul. A. Struga 23 95-100 Zgierz tel./fax: +48 42 659 36 13 www.ormazabal.com

Posiadamy certyfikaty Instytutu Energetyki i Energopomiaru

stacje Transformatorowe

Diagnostyka transformatorów W referacie omówiono rolę badań diagnostycznych, wykonywanych przez pracowników Działu Kontroli Technicznej ZREW Transformatory, w kontekście oceny stanu technicznego zarówno nowo wyprodukowanych transformatorów jak i jednostek będących w eksploatacji od wielu lat. Przybliżono metody pomiarowe wykorzystywane w diagnostyce i ocenie stanu technicznego transformatora. Omówiono różne przypadki uszkodzeń transformatorów znajdujących się w ruchu, które dzięki umiejętnie przeprowadzonej procedurze diagnostycznej zostały wycofane z eksploatacji i przekazane do remontu. Wstęp Transformatory są urządzeniami, od których oczekuje się wysokiej niezawodności pracy, a tym samym długiego okresu eksploatacji. Pociąga to za sobą konieczność stosowania skutecznych metod oceny stanu technicznego skojarzonych z odpowiednimi pomiarami. Zakres badań diagnostycznych jest dobierany indywidualnie w zależności od jednostki, charakteru pracy i wielu innych czynników. Zrozumienie znaczenia każdego rodzaju pomiaru diagnostycznego oraz umiejętność wyciągania właściwych wniosków z wykonywanych pomiarów jest podstawą prawidłowej diagnostyki transformatora. Nigdy jedna metoda nie może objąć wszystkich skomplikowanych zjawisk zachodzących w transformatorach. W niniejszym artykule przybliżymy niektóre z metod wykorzystywanych w ZREW Transformatory podczas kontroli międzyoperacyjnej (próby jakości wykonania rdzenia), prób odbiorczych oraz badań transformatorów w eksploatacji.

Badanie właściwości fizykochemicznych oleju Jedną z pośrednich metod badania jest badanie właściwości oleju, które zmieniają się zarówno pod względem fizykochemicznym jak i dielektrycznym. Olej elektroizolacyjny w urządzeniach elektrycznych spełnia dwie ważne funkcje: dielektryka i medium odprowadzającego ciepło. Naturalne starzenie obejmuje całokształt zmian, którym ulega olej pod wpływem temperatury, tlenu z atmosfery i pola elektrycznego. Związki powstające w czasie reakcji utleniania węglowodorów wpływają szkodliwie na izolację stałą transformatora powodując destrukcję celulozy,

natomiast inne związki chemiczne zwiększają stratność dielektryczną objawiającą się wzrostem tg d izolacji stałej na skutek absorpcyjnych własności papieru. Przy mocno zaawansowanym procesie starzenia może dojść do wytrącenia osadu, który zanieczyszcza część aktywną w transformatorze pogarszając wytrzymałość napięciową oraz utrudniając oddawanie ciepła.

Diagnostyka transformatorów poprzez analizę chromatograficzną gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) Głównym celem tej metody jest wczesne wykrycie „źródła” wolno rozwijającego się uszkodzenia powodującego degradację oleju lub materiałów izolacyjnych. Podczas tej degradacji tworzą się gazowe produkty, które rozpuszczają się w oleju. Ich ilość jak też i zależność pomiędzy poszczególnymi gazami umożliwia na podstawie opracowanych metod, postawienie diagnozy wskazującej na istnienie uszkodzenia i określenie jego typu. Badane w tej metodzie gazy takie jak: wodór, metan, etan, etylen, acetylen, tlenek węgla, dwutlenek węgla, azot i tlen odpowiednio zinterpretowane stały się w dzisiejszych warunkach użytecznym i wiarygodnym narzędziem

Zdjęcie nr 1. Wykonywanie badań oleju w laboratorium ZREW Transformatory.

do nadzorowania stanu technicznego transformatorów olejowych. Wymaga to odpowiedniego pobierania i konfekcjonowania próbek, a także zastosowania wysokiej jakości specjalistycznego sprzętu zapewniającego pożądaną ekstrakcję gazów z oleju oraz określenia ich składu ilościowego i jakościowego. Trzeba również pamiętać, że najistotniejszym czynnikiem tego procesu jest wiedza i doświadczenie personelu wykonującego badania i interpretację otrzymanych wyników.

Badanie stanu mechanicznego uzwojeń przy wykorzystaniu metody SFRA Pomiar SFRA wykorzystywany jest do wykrywania ewentualnych odkształceń lub przesunięć mogących powstać wskutek niewłaściwego transportu transformatora do miejsca jego zainstalowania lub zwarć w uzwojeniach transformatora powstałych w trakcie codziennej eksploatacji. Metoda odpowiedzi częstotliwościowej jest typową metodą diagnostyki porównawczej. Wyniki wykonywanych pomiarów należy porównywać z odpowiednimi wynikami pomiarów wykonanych wcześniej (najlepiej na nowej jednostce). Takie porównanie daje pełen obraz co do stanu mechanicznego uzwojeń.

Zdjęcie nr 2. Wykonywanie analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju.

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe W ZREW-ie prowadzone są prace badawcze mające na celu opracowanie metodyki pozwalającej na poprawną identyfikację uszkodzenia poprzez porównanie rzeczywistych wyników pomiarów SFRA z pomiarami wykonanymi na transformatorach z zamodelowanymi uszkodzeniami. Na zdjęciu 3 przedstawiony został obiekt, na którym wykonywane są pomiary SFRA, aparatura wykorzystywana do rejestracji odpowiedzi częstotliwościowych uzwojeń (analizator odpowiedzi częstotliwościowej typu M5200 firmy Doble).

Zdjęcie nr 3. Badanie SFRA wykonywane przez pracownika Kontroli Technicznej na próbach końcowych transformatora.

Użycie techniki termowizyjnej pozwala również na wykonywanie pomiaru temperatury podczas badań międzyoperacyjnych, nowych i zmodernizowanych rdzeni transformatora wykonywanych w ZREW Transformatory.

W tym celu na rdzeniu nawija się uzwojenie zastępcze, które jest zasilane napięciem przemiennym o odpowiednio dobranej wartości. Przepływ prądu przez uzwojenie zastępcze wywołuje w rdzeniu strumień magnetyczny powodujący nagrzewanie się rdzenia. Najczęstszymi miejscami w których występuje nadmierny przyrost temperatury są zaplecenia blach górnego i dolnego jarzma z kolumnami rdzenia. (zdjęcie 5).

Badanie termowizyjne Transformatory podlegają oględzinom termowizyjnym zarówno w czasie ich normalnej eksploatacji jak i w etapach międzyoperacyjnych w czasie produkcji lub remontu. Podczas wykonywania prób końcowych na Stacji Prób dokonujemy kontroli termowizyjnej zewnętrznych powierzchni kadzi i pokrywy transformatora, osprzętu, izolatorów przepustowych oraz zacisków przyłączeniowych (zdjęcie 4). Głównym celem kontroli kadzi i pokrywy jest wykrycie anomalii temperaturowych w rozkładzie temperatury na ich powierzchni.

Pomiar wyładowań niezupełnych (wnz) w transformatorach stosuje się jako dodatkowa próbę odbiorczą (7) z poziomem akceptacji 300/500 pC przy napięciu odpowiednio 1,3 x Uo oraz 1,5 x Uo. W ZREW Transformatory pomiary wnz wykonuje się przy wykorzystaniu metody elektrycznej na wszystkich jednostkach opuszczających fabrykę (nowych i remontowanych). Rejestracja ładunku pozornego wyładowań niezupełnych odbywa się za pośrednictwem nowoczesnej aparatury typu LDS-6 firmy LDIC (zdjęcie 6), która oprócz rejestracji wnz umożliwia jakościową ich analizę (m.in. badanie energii wyładowań oraz ich intensywności).

Zdjęcie nr 6. Miernik LDS-6 do pomiaru wnz.

Powszechnie używanym wskaźnikiem poziomu wyładowań niezupełnych jest wielkość ładunku pozornego (wg IEC maksymalnej powtarzalnej jego wartości) mierzonego w pikokulombach [pC]. Jako wynik próby podawana jest największa wartość tego ładunku zarejestrowana w trakcie prowadzonego pomiaru. Zdjęcie nr 5. Rozkład temperatur na powierzchni rdzenia zarejestrowany w trakcie kontroli międzyoperacyjnej jakości jego wykonania.

Zdjęcie nr 4. Badanie termowizyjne transformatora prowadzone podczas próby stanu jałowego wykonywanej w ramach prób odbiorczych transformatora (widok badanego obiektu oraz jego termogram).

Pomiar wyładowań niezupełnych

Wyniki badań

Przykład 1 Transformator 16/16 MVA, 110/16,5 kV, układ połączeń YNd11 Podczas eksploatacji transformatora, stwierdzono zadziałanie zabezpieczenia ciśnieniowego przełącznika zaczepów (membrana). W miejscu zainstalowania przeprowadzono pomiary poawaryjne, których zakres rozszerzono o pomiar SFRA. Wynik pomiarów kontrolnych – negatywny (pomiar prądów magnesujących wskazywał na uszkodzenie uzwojenia). Pomiar SFRA wykazał wystąpienie anomalii w odpowiedziach częstotliwościowych uzwojeń fazy V transformatora (wykresy 1 i 2). Wynik oscylograficznego badania PPZ – pozytywny.

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe Tabela 2. Wartości analizy fizyko-chemicznej oleju. Rodzaj badania Spełnia wym.

wygląd

Wykres 1. Pomiar DN układ otwarty Wykres 2. Pomiar GN PPZ 1 układ otwarty Legenda: 1 – uszkodzona faza V, 2 – fazy zdrowe U i W

Decyzja: Transformator nie nadaje się do eksploatacji i nie może zostać załączony do ruchu. Zalecony został przegląd techniczny transformatora w zakładzie remontowym. Po przetransportowaniu transformatora do zakładu remontowego i wyciągnięciu części aktywnej zaobserwowano luźne elementy układu prasującego (zdjęcie 7). Przy demontowaniu uzwojeń z rdzenia stwierdzono uszkodzenie uzwojeń GN i DN fazy V. Odkryto również

nu, propanu i propylenu oraz tlenku węgla (tabela 1). Diagnoza wskazywała na obecność wewnętrznego, niskotemperaturowego przegrzania zakresie temperatur 150 - 300°C. Wykonano badania właściwości fizyko-chemicznych oleju. Badany olej nie spełniał wymagań stawianym olejom grupy II eksploatacji. Na podstawie napięcia powierzchniowego oleju, współczynnika strat dielektrycznych, rezystywności i liczby kwasowej oleju stwierdzono znaczny stopień zestarzenia oleju (tabela 2).

Gęstość w temp. 20°C [g/ml]

0,871

Lepkość kinematyczna w temp. 20°C [mm2/s]

22,5

Temperatura zapłonu [°C]

142

Liczba kwasowa [mg KOH/g]

0,07

Zawartość wody met. K. Fischera [ppm]

Współczynnik strat dielektrycznych w 50°C

0,0534

Rezystywność 50°C [GΩm]

4,8

Napięcie przebicia [kV]

Napięcie powierzchniowe [mN/m]

ściwie przebiegami typowymi (brak wyraźnych anomalii) nieopatrznie stwierdzić by można, iż wynik pomiarów jest pozytywny (wykres 3). Wynik oscylograficznego badania PPZ – pozytywny.

Tabela 1. Wyniki badań DGA Skład i koncentracja gazów

Zdjęcie nr 7. Luźne elementy układu prasującego

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

C3H8

C3H6

CO2

1007

1135

130

218

5565

Po wyłączeniu transformatora wykonano pomiary elektryczne (m.in. SFRA), które spełniły wymagania norm. Pomiar SFRA nie wykazał wystąpienia anomalii w odpowiedziach częstotliwościowych uzwojeń transformatora, jednakże brak jakichkolwiek wcześniejszych wyników pomiarów SFRA uniemożliwił jednoznaczną ocenę stanu mechanicznego uzwojeń transformatora. Ocena ta jest w tym przypadku o tyle trudna, gdyż z uwagi na fakt, że otrzymane odpowiedzi częstotliwościowe są wła-

Suma gazów palnych 3062

Decyzja: Monitorowanie dynamiki przyrostu koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju (wykonanie badania DGA co 1 miesiąc). Zalecenie oględzin części aktywnej transformatora przez właz rewizyjny przy wykorzystaniu specjalistycznej minikamery. W trakcie rewizji wykryto źródła lokalnych przegrzań (liczne ślady zwęglonej izolacji papierowej). Ze względu na występujący lokalnie nawet bardzo wysoki stopień degradacji izolacji papierowej zalecono przegląd techniczny transformatora w zakładzie remontowym.

Zdjęcie 8 Zwarcia zwojowe

ślady działania łuku elektrycznego w uzwojeniu GN oraz zwarcia zwojowe - na tej samej fazie. (zdjęcie 8) Przykład 2 Transformator 25/25 MVA, 115/15,75 kV, układ połączeń YNd11 Podczas eksploatacji transformatora zostały wykonane badania oleju. Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju, wykazała kilkukrotne przekroczenie przyjętych za dopuszczalne wartości eta-

Wykres 3. Wyniki pomiaru SFRA (transformator omawiany w przykładzie 2)

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Zdjęcie nr 9. Uszkodzenie uzwojenia Zdjęcie nr 10. Uszkodzenie uzwojenia (widok 2) (widok 1)

Rewizja wewnętrzna transformatora w fabryce dała zdumiewający rezultat: stwierdzono znaczne deformacje mechaniczne uzwojeń a także pozwieranie pakiety rdzenia (zdjęcia 9 i 10). Przykład 3 Ciekawym przykładem transformatora objętego okresowym badaniem DGA jest transformator o mocy 40 MVA DO 42500.

wewnętrznej części aktywnej transformatora. Po wykonanej rewizji stwierdzono: z zna belkach znaczne ilości żużla zdjęcie nr 12 z zślady przegrzań na rdzeniu - zdjęcie nr 11. Po rewizji na stanowisku olej został uzdatniony, transformator został warunkowo przekazany do eksploatacji przy zwiększonej częstotliwości badań oleju, po krótkim

Zdjęcie 12

okresie czasu stwierdzono dalsze przyrostu gazów w oleju, podjęto decyzję o przełożeniu rdzenia, która została wykonana w naszym zakładzie. Przykład 4 Transformator 31500 kVA, 115/16,5 kV, układ połączeń YNd11 Wszystkie pomiary wykonane na transformatorze – wynik pozytywny. Podczas próby napięciem indukowanym stwierdzono zwiększony poziom intensywności wyładowań niezupełnych, przy poziomie napięcia ok. 80 kV, poziom ładunku pozornego wynosił ~1800pC.

Wykres 4. Wyniki badań DGA

Transformator był objęty programem badań okresowych w oleju (wykres 4). Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju, wykazała kilkukrotne przekroczenie przyjętych za dopuszczalne wartości metanu, etanu, propanu i propylenu. Diagnoza wskazywała na występowanie miejscowych przegrzań w zakresie 300-700°C (tabela nr 3) Wykonano pomiary elektryczne z wynikiem pozytywnym, pomimo tego podjęto decyzję o wyłączeniu transformatora i dokonaniu rewizji

Wykres 5. Ładunek pozornego wnz w funkcji kąta fazowego

Zdjęcie 11

Wykres 6. Przestrzenna prezentacja ładunku pozornego wnz w funkcji kąta fazowego i napięcia probierczego

Tabela 3. Wyniki badań DGA Skład i koncentracja gazów H2

CH4

C2H6

C2H4

C2H2

C3H8

C3H6

88,9 544,9

CO2

869

Suma gazów palnych 2324,9

Po oględzinach transformatora stwierdzono uszkodzenia izolatorów przepustowych i barier izolacyjnych (zdjęcie 13).

26,6 629,8 315,1 671,6

–

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe Wnioski

Zdjęcie 13. Uszkodzone: izolator przepustowy PTK oraz bariera izolacyjna.

Przypadek opisany powyżej świadczy o efektywnej metodyce badawczo-pomiarowej prowadzanej w ZREW Transformatory Sp. z o.o. Zakres prób transformatora nie zawierał pomiarów wyładowań niezupełnych. Jednakże gdyby pomiary te nie zostały wykonane do eksploatacji oddano by transformator z poważnym defektem, a w przyszłości prawdopodobnie zastanawialibyśmy się nad przyczyną nadmiernego gazowania (wysoce prawdopodobne jest bowiem, że w oleju pojawiły by się gazy charakterystyczne dla wyładowań elektrycznych). Przykład 5. Transformator sieciowy o mocy 1 MVA 15 kV TO 1000/15 . Diagnoza wykonana na podstawie analizy chromatograficznej wykazała miejscowe przegrzanie w zakresie temperatur 150-300°C oraz termiczny rozkład celulozy. Analiza fizyko-chemiczna oleju wykazała wartość rezystancji na granicy dopuszczalności 5,4 GΩm. Następnym etapem były pomiary elektryczne. Wykazały one „wahania” przy pomiarze rezystancji uzwojenia GN. Wykonano rewizję wewnętrzną transformatora, podczas której stwierdzono: z zślady szlamu na części aktywnej transformatora. zdjęcie nr 14. z zluźne styki na beznapięciowym przełączniku zaczepów, zdjęcie nr 15

Zdjęcie 14

Luźne styki przełącznika

1. D i a g n ozowa n i e u sz ko d ze n i a w większości przypadków wymaga stosowania wielu metod pomiarowych. 2. Poznanie możliwości każdego rodzaju pomiaru diagnostycznego i umiejętność wyciągania prawidłowych wniosków odnośnie ewentualnych uszkodzeń, jest podstawą prawidłowej diagnostyki. 3. Precyzyjna ocena stanu technicznego transformatora wymaga systematycznego gromadzenia wyników badań i ich analizy. 4. Diagnostyka umożliwia optymalizację czasu i zakresu napraw.

Literatura

Zdjęcie 15

Podsumowanie Przy ocenie stanu technicznego transformatora należy brać pod uwagę, że jego podzespoły zużywają się w sposób nierównomierny. Zależy ona m. in. od takich czynników jak: 1. Warunki zewnętrzne w jakich pracuje transformator (zapylenie, zanieczyszczenie powietrza, wilgotność itp.) 2. Wielkość obciążenia transformatora i jego zmiany w ciągu doby . 3. Jakość wykonania transformatora u wytwórcy . 4. Kwalifikacje obsługi. Z technicznego i ekonomicznego punktu widzenia, kontrola zużywania się transformatorów zyskała w ostatniej dekadzie na znaczeniu. Wraz z postępującym starzeniem się, powstaje ryzyko dużych strat finansowych spowodowanych nieoczekiwanymi awariami lub wyłączeniami. Oczekiwany czas życia transformatora jest ściśle związany z jakością projektowania, produkcji i eksploatacji – kontrolowaniem i określaniem stanu technicznego (diagnostyką). Ponieważ jakość projektowania i produkcji są zapewnione przez pełny zestaw prób wymaganych w normach przedmiotowych, to ocena stanu technicznego wymaga wielostronnego podejścia diagnostycznego. Metody te obrazują tendencje i wymagają fachowej wiedzy i weryfikacji, aby można było podjąć rzetelną decyzję.

1. Opracowanie Grupa Robocza A2.18 CIGRE 20 stycznia 2003 „Przewodnik po Technikach Kontroli Zużywania się Transformatorów Energetycznych” 2. Ramowa instrukcja Eksploatacji Transformatorów. Energopomiar-Elektryka Gliwice 2006, 3. Mirosław Bednarek „Praktyka diagnostyki transformatorów mocy - korelacja wyników pomiarów i inspekcji wewnętrznej”, 4. Jerzy Słowikowski „Rola wskaźników diagnostycznych w zarządzaniu określoną populacją transformatorów”, 5. R. Kozak, R. Ławski, M. Bednarek, Z. Szymański „Weryfikacja uszkodzeń transformatorów w oparciu o Analizę Odpowiedzi Częstotliwościowej SFRA 6. R. Malewski „Odkształcenia uzwojeń” Transformatory w Eksploatacji kwiecień 2005 7. PN-EN 60076-3 Transformatory. Część 3 Poziomy izolacji, próby wytrzymałości elektrycznej i zewnętrzne odstępy izolacyjne w powietrzu. 8. IEC 60599 Second Edition „Mineral oil-impregnated electrical equipment in service. Guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis”, 9. IEC 61184:2007 “Mineral oil-filled electrical equipment-Application of dissolved gas analysis (DGA) to factory tests on electrical equipment”, 10. IEC 60567:2005 “Oil-filled electrical equipment. Sampling of gases and of oil for analysis of free and dissolved gases. Guidance, 11. T. Buchacz “ wykorzystanie analiz chromatograficznych (DGA) w badaniach odbiorczych i pomodernizacyjnych transformatorów olejowych. 12. Raport Komitetu Studiów 12 CIGRE. Elektra (1982) nr 82, str. 31-46 13. Nowe wytyczne dotyczące analizy gazów rozpuszczonych w transformatorach olejowych. Electra Nr186, 1999r. 14. ASTM D 3612-96 „Analysis of gases dissolved in electrical insulating oil by gas Chromatography” 15. Instrukcja Nr 05 00 1488 „Analiza chromatograficzna składu gazu rozpuszczonego w oleju” ZREW Transformatory. 16. A. Skowron, M. Szymańska, R. Kozak „ Diagnostyka transformatorów mocy weryfikacja analizy DGA z przeprowadzoną rewizją wewnętrzną” 17. PN-EN 60076-5. Transformatory. Część 5: Wytrzymałość zwarciowa. PKN, 01.2009 r.

Ryszard Kozak ZREW Transformatory Sp. z o.o.

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Bezpieczniki wysokonapięciowe prądu przemiennego Bezpieczniki wysokonapięciowe ograniczające ogólnego stosowania najczęściej wykorzystywane są do zabezpieczania sieci energetycznych średniego napięcia i transformatorów energetycznych przed skutkami zwarć na zaciskach i w uzwojeniach transformatorów. W przypadku zwarcia w uzwojeniach transformatora niezabezpieczonego bezpiecznikami lub wyłącznikiem może dojść do rozerwania kadzi transformatora, rozlania oleju i pożaru. Bezpiecznikami tego typu zabezpiecza się również baterie kondensatorów. Bezpieczniki wysokonapięciowe o specjalnych charakterystykach służą do zabezpieczania obwodów z silnikami wysokonapięciowymi. Inna grupa bezpieczników wysokonapięciowych, na prądy znamionowe zazwyczaj mniejsze niż 1 A, przeznaczona jest do zabezpieczania sieci średniego napięcia przed zwarciami w przekładnikach napięciowych. Zastosowanie bezpieczników pozwala ograniczyć prądy zwarciowe w sieciach średnich napięć i zmniejszyć uszkodzenia spowodowane zwarciami. Istnieje kilka systemów bezpiecznikowych wysokonapięciowych, jednak w Polsce obecnie powszechnie stosowany jest, opracowany w Niemczech, system bezpieczników z wkładkami topikowymi o stykach średnicy 45 mm. Zależnie od napięcia znamionowego i prądu znamionowego wkładki mają różne znormalizowane długości i średnice. Bezpieczniki wysokonapięciowe ograniczające ogólnego stosowania produkowane są w oparciu o wymagania normy EN 60282-1 a bezpieczniki do zabezpieczania obwodów z silnikami wysokonapięciowymi dodatkowo powinny spełniać wymagania normy EN 60644. Firma SIBA będąca jednym z największych europejskich producentów bezpieczników wysokonapięciowych produkuje bezpieczniki wysokonapięciowe w systemach niemieckim (DIN), brytyjskim, francuskim, amerykańskim i wiele specjalnych wykonań do nietypowych zastosowań np. wkładki topikowe przeznaczone do instalowania w kadziach transformatorów olejowych. Innym rodzajem bezpieczników wysokonapięciowych są bezpieczniki gazowydmuchowe, które jednakże nie mają zdolności ograniczania prądów zwarciowych.

Wyzwalacz termiczny – nowa funkcja wybijaka Wkładki topikowe wysokonapięciowe, za wyjątkiem wkładek do zabezpieczania przekładników napięciowych, wyposażone są we wskaźniki zadziałania lub wybijaki. Badania przeprowadzone w Niemczech wykazały, że przy dopuszczalnym dla transformatora przeciążeniu prądami o wartości od 1,5 do 2,5 prądu znamionowego wkładki topikowej może dojść do nadmiernego nagrzania wkładki topikowej i elementów rozdzielnicy, szczególnie wtedy gdy wkładka topikowa umieszczona jest w rozdzielnicy z SF6 lub w kapsule bezpiecznikowej. W takich przypadkach dochodzi do przekroczenia temperatur dopuszczalnych dla otaczających elementów izolacyjnych z tworzyw sztucznych co prowadzi do ich przyspieszonego starzenia oraz do pogorszenia zestyków w podstawach bezpiecznikowych i rozłącznikach. Biorąc to pod uwagę firma SIBA opracowała nową konstrukcję wybijaka zawierającego wyzwalacz termiczny. Zadziałanie wyzwalacza termicznego wybijaka następuje w przypadku gdy temperatura z jakiejkolwiek przyczyny przekroczy wartość dopuszczalną. W przypadku innych producentów może to być uzależnione od wystąpienia prądu przeciążeniowego. Stosowany przez firmę SIBA ogranicznik temperatury działa dopiero wtedy gdy czas przeciążenia przekroczy 10 minut. Zapobiega to niepotrzebnemu zadziałaniu ogranicznika temperatury przy krótkotrwałych przeciążeniach. Zadziałanie wybijaka w wyniku przetopienia topika lub przekroczenia dopuszczalnej temperatury uruchamia proces otwierania skojarzonego z bezpiecznikami rozłącznika. Tak więc zestawy rozłącznika z bezpiecznikami wyposażonymi w ograniczniki temperatury mogą wyłączać prądy mniejsze niż prąd wyłączalny najmniejszy bezpiecznika i zabezpieczają rozdzielnicę przed przekroczeniem dopuszczalnych temperatur.

Zdolność wyłączania i charakterystyki t-I Wkładki topikowe wysokonapięciowe ogólnego stosowania są zazwyczaj wkładkami o niepełnej zdolności wyłączania co oznacza, że są one w stanie

wyłączać prądy począwszy od pewnej krotności prądu znamionowego aż do prądu znamionowej zdolności wyłączania. Prąd wyłączalny najmniejszy produkowanych w firmie SIBA bezpieczników wysokonapięciowych ogólnego stosowania jest zazwyczaj mniejszy od trzykrotnej wartości prądu znamionowego. Obszar, w którym wkładki nie zapewniają zdolności wyłączania, na charakterystykach czasowo-prądowych wkładek rysowany jest linią przerywaną. Charakterystyki czasowo-prądowe według normy EN 60282-1 nie powinny mieć tolerancji większej niż ±10% wartości prądu. Firma SIBA deklaruje, że charakterystyki jej wkładek topikowych wysokonapięciowych mieszczą się w granicach ±7%.

Jakość i trwałość niezbędną cechą Wkładki topikowe wysokonapięciowe montowane są zazwyczaj w ważnych instalacjach, w których praca nie powinna być przerywana z powodu niesprawności zainstalowanej aparatury. Dlatego wkładki topikowe wysokonapięciowe powinny być przystosowane do wieloletniego niezawodnego działania. Produkowane w firmie SIBA bezpieczniki wysokonapięciowe przewidziane są na 30 lat pracy w obwodzie. Osiągnięto to poprzez zapewnienie pełnej szczelności produkowanych wkładek wysokonapięciowych, niezależnie od rodzaju wykonania. W procesie produkcji, na specjalnym stanowisku, sprawdzana jest szczelność każdej wyprodukowanej wkładki wysokonapięciowej. Więcej informacji o bezpiecznikach wysokonapięciowych i innych bezpiecznikach firmy SIBA na www.sibabezpieczniki.pl

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

SIBA Polska sp. z o.o.

Producent bezpieczników topikowych dla elektroniki, energetyki i automatyki oferuje: • • • • • • • • • •

bezpieczniki do ochrony półprzewodników (ultraszybkie) bezpieczniki przemysłowe bezpieczniki trakcyjne, stałoprądowe bezpieczniki w wykonaniu morskim i górniczym bezpieczniki wysokonapięciowe zgodnie z PN-EN60282-1 bezpieczniki w standardach: brytyjskim, amerykańskim, francuskim bezpieczniki miniaturowe bezpieczniki subminiaturowe SMD bezpieczniki PTC gniazda i podstawy bezpiecznikowe

SIBA Polska sp. z o.o. 05-092 Łomianki, ul. Grzybowa 5G tel.022 8321477, fax.022 8339118 GSM 0601241236 E-mail: siba@sibafuses.pl www.sibafuses.pl

stacje Transformatorowe

Dehydratacja olejów transformatorowych

za pomocą barbotażu osuszonym powietrzem Wstęp Jednym z niekorzystnych zjawisk zachodzących podczas eksploatacji urządzeń energetycznych jest wzrost zawartości wody w oleju transformatorowym, szczególnie negatywnie wpływającej na jego właściwości funkcjonalne. Obniżenie zawartości wody do poziomu określonego w dokumentacji technicznej pozwala na uniknięcie wielu niekorzystnych zjawisk podczas eksploatacji urządzeń elektrycznych tj.: wyładowania niezupełnego i łukowego oraz degradacji termicznej izolacji powodowanej lokalnym nadmiernym przyrostem temperatury, a tym samym uniknięcia poważnych awarii urządzeń energetycznych [1¸4]. W praktyce eksploatacyjnej stosowane są różne metody uzdatniania olejów transformatorowych, pozwalające na redukcję zawartości wody, wśród których można wymienić [5¸6]: – filtrację przegrodową, – separację metodą wirowania, – separację próżniową, – barbotaż osuszonymi gazami, sorpcję z wykorzystaniem sit molekularnych. Jedną z perspektywicznych metod osuszania oleju transformatorowego jest przedmuch osuszonymi gazami, a w szczególności azotem, zgodnie z metodą Schoegle [7]. Niemniej jednak znacznie prostszym urządzeniem możliwym do zastosowania w warunkach polowych mogłaby być metoda przedmuchu osuszonym powietrzem. Niemniej jednak powietrze ze względu na swoją aktywność chemiczną może wpływać na charakterystykę fizyko-chemiczną obrabianego oleju. W związku z powyższym celem niniejszej pracy była ocena wpływu obróbki dehydratacyjnej metodą barbotażu osuszonym powie-

trzem na właściwości fizyko-chemiczne oleju transformatorowego, co pozwoli na ocenę przydatności tego typu operacji technologicznej w procesie regeneracji olejów w warunkach typowej pracy transformatora.

Metodyka prac doświadczalnych Zakres prac obejmował ocenę wpływu parametrów procesowych, a w tym: temperatury, wilgotności względnej i ilości powietrza na wytypowane właściwości fizykochemiczne regenerowanych olejów transformatorowych: zawartość wody (określoną metodą Karla Fischera) oraz zawartość gazów. Ponadto oceniono zawartość związków tlenoorganicznych oraz dodatków uszlachetniających metodą spektrofotometrii w podczerwieni (IR). Do oceny zawartości gazów w oleju transformatorowym wykorzystano aparat firmy Kelman Ltd. Operacje barbotażem prowadzono na specjalnie opracowanym stanowisku badawczym (rys. 1).

Rys. 1. Stanowisko do dehydratacji oleju transformatorowego metodą barbotażu osuszonym powietrzem powietrza: Po – pompa oleju, R – rotametr, T – termometr, Z – zawór regulacyjny, G – grzałka, Zb – zbiornik, Sp – osuszacz powietrza

Podstawowym elementem stanowiska jest zbiornik (Zb) ze specjalnie

ukształtowanymi dyszami do rozpylania osuszonego powietrza doprowadzonego z osuszacza powietrza (Sp). Zbiornik wyposażono w grzałki (G) do podgrzewania oleju transformatorowego. Do wymuszenia cyrkulacji oleju transformatorowego przewidziano wykorzystanie pompy (Po). W trakcie prac badawczych wykorzystano olej transformatorowy w ilości 1,5 dm3 w każdej próbie, pochodzący z eksploatacji w transformatorze średniej mocy.

Wyniki badań i ich omówienie Przykładowe wyniki badań procesu dehydratacji przy przepływie powietrza o wilgotności względnej 12% przedstawiono w tabelach 1 i 2. Na podstawie analizy wyników badań przedstawionych w tab. 1 i 2 stwierdzono wysoką efektywność procesu barbotażu osuszonym powietrzem. Zaobserwowano znaczną poprawę właściwości elektroizolacyjnych oleju transformatorowego, spadek zawartości wody oraz gazów. Podczas badań prowadzonych w temperaturze 60°C zaobserwowano wzrost napięcia przebicia z 16,7 kV do 72,3 kV a w temperaturze 40°C do 69,8 kV. Stwierdzono spadek zawartości dwutlenku węgla, etylenu i etanu oraz wzrost ilości tlenku węgla z 7 do 11 ppm podczas próby w temperaturze 40°C. Podczas badań prowadzonych w temperaturze 60°C zaobserwowano zmniejszenie ilości dwutlenku węgla z 2121 ppm do 419 ppm oraz zawartości etylenu, etanu i metanu w oleju transformatorowym. Na rysunku 2 przedstawiono skuteczność oddzielania wody od oleju w zależności od prędkości przepływu powietrza i czasu trwania pro-

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe Tab. 1. Wpływ czasu napowietrzania na wytypowane właściwości fizykochemiczne oleju transformatorowego w temperaturze 50°C, wilgotność względna powietrza 12%, przepływ 50 dm3/h Lp.

Parametr

Czas napowietrzania [h] 0

Zawartość wody metodą Karla Fischera, ppm

Lepkość kinematyczna w 40°C, mm2/s

1,02

1,01

Temperatura zapłonu w tyglu otwartym, °C

160

164

Napięcie przebicia, kV

16,7

69,8

Współczynnik strat dieelektrycznych, tgd

>0,1 (poza zakresem pomiarowym)

Zawartość dwutlenku węgla CO2, ppm

2121

468

Zawartość tlenku węgla CO, ppm

Zawartość etylenu C2H4, ppm

Zawartość etanu C2H6, ppm

<0,5

Zawartość metanu CH4, 10. ppm 11.

Zawartość acetylenu C2H2, ppm

Tab. 2. Wpływ czasu napowietrzania na wytypowane właściwości fizykochemiczne oleju transformatorowego w temperaturze 60°C, wilgotność względna powietrza 12%, przepływ 50 dm3/h Lp.

Parametr

Czas napowietrzania [h] 0

Zawartość wody metodą Karla Fischera, ppm

Lepkość kinematyczna w 40°C, mm2/s

1,02

1,01

Temperatura zapłonu w tyglu otwartym, °C

160

156

Napięcie przebicia, kV

16,7

72,3

Współczynnik strat dieelektrycznych, tgd

>0,1 (poza zakresem pomiarowym)

>0,1019

Zawartość dwutlenku węgla CO2, ppm

2121

419

Zawartość tlenku węgla CO, ppm

Zawartość etylenu C2H4, ppm

Zawartość etanu C2H6, ppm

10.

Zawartość metanu CH4, ppm

11.

Zawartość acetylenu C2H2, ppm

<0,5

Rys. 2. Skuteczność oddzielania wody od oleju w zależności od prędkości przepływu powietrza i czasu trwania procesu

cesu. Na podstawie analizy wyników badań przedstawionych na rysunku 2 stwierdzono wysoką efektywność usuwania wody z oleju transformatorowego za pomocą procesu dehydratacji osuszonym powietrzem. Zaobserwowano, że przy podwyższeniu temperatury do 60°C uzyskano, przy przepływie powietrza 50dm3, mniejszą zawartość wody (10 ppm) niż w temperaturze 40°C (27 ppm). Wyniki oceny zawartości związków oraz dodatków uszlachetniających metodą IR przedstawiono na rysunku 3 i 4. W trakcie badań nie zaobserwowano różnicy w widmach IR oleju transformatorowego po badaniach laboratoryjnych. Z analizy wyników oceny zmian składu chemicznego metodą spektrofotometrii w podczerwieni IR wynika, że w trakcie procesu dehydratacji metodą barbotażu osuszonym powietrzem nie zaobserwowano procesu generowania produktów starzenia oraz zmniejszenie ilości dodatków uszlachetniających.

Podsumowanie Metoda dehydratacji oleju transformatorowego za pomocą barbotażu osuszonym powietrzem umożliwia

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Rys. 3. Widmo IR oleju transformatorowego użytego do badań wytypowanych procesów dehydratacji

Rys. 4. Widmo IR oleju transformatorowego po procesie barbotażu osuszonym powietrzem po 7 godzinach napowietrzania

poprawę właściwości eksploatacyjnych oleju transformatorowego. W trakcie badań stwierdzono wysoką efektywność procesu usuwaniu wody i gazów co skutkowało poprawą parametrów elektroizolacyjnych oleju. Metoda ta wymaga jednak realizacji procesu technologicznego za pomocą specjalistycznego urządzenia, zapobiegającego napowietrzaniu oleju transformatorowego.

Literatura 1. Molenda J., Cichawa M.: Porównanie kinetyki termooksydacji mineralnych i syntetycznych olejów transformatorowych. Problemy Eksploatacji, 2007, 2, 119-128. 2. Flisowski Z.: Technika wysokich napięć. WNT Warszawa, 2005.

3. Jałosiński A, Kamiński D.: Suszenie izolacji transformatora w miejscu zainstalowania podczas postoju remontowego oraz bieżąca diagnostyka prowadzonego procesu przy wykorzystaniu metody RVM. Konferencja Naukowo-Techniczna „Transformatory w eksploatacji”, Sieniawa, 2002. 4. Słowikowski J.: Zawilgocenie transformatora: przyczyny, skutki, współczesne kryteria oceny. Konf. nauk.-techn. „Transformatory w eksploatacji”, Sieniawa, 2003. 5. Procedury pielęgnacji olejów transformatorowych w czasie eksploatacji. Program Wieloletni PW-004 – zadania z zakresu służb państwowych, niepublikowane. Instytut Technologii Eksploatacji-

-PIB W radomiu, 2004-2008. 6. Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów, Energopomiar-Elektryka, Gliwice, 2001. 7. Makowska M., Molenda J.: Oleje transformatorowe. Eksploatacja-Diagnostyka-Regeneracja. Wydawnictwo ITeE-PIB, Radom, 2010. Prace wykonano w ramach realizacji projektu celowego NOT „Opracowanie i wdrożenie technologii oraz urządzenia do odwadniania on-line olejów transformatorowych” nr ROW -III- 008/ 2009. Zając M., Zut Energoaudyt, Radom Stępień A., Molenda J., Wolszczak M., Wrona M., Instytut Technologii Eksploatacji – PIB w Radomiu

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

NOWE MIERNIKI firmy TETTEX do BADANIA TRANSFORMATORÓW REWELACYJNIE SZYBKI MIERNIK REZYSTANCJI UZWOJEŃ TYP 2293

WŁAŚCIWOŚCI i KORZYŚCI ● Łatwy i szybki pomiar rezystancji. Jedno proste połączenie systemu pozwala na pomiar we wszystkich fazach i uzwojeniach bez zmiany połączeń. ● Duży 7” ekran dotykowy daje pełną graficzną wizualizację próby. ● Unikatowa metoda jednoczesnego, szybkiego demagnesowania uzwojeń (SWM) ● Sygnał kontrolny przełącznika zaczepów. ● Funkcja nagrzewania i 6 kanałów pomiaru temperatury z automatyczną korektą wartości temperatury. ● Bez zmiany połączeń pomiar przekładni transformatora za pomocą TTR2796

Pomiar rezystancji uzwojeń (2293) i przekładni transformatora (TTR2796) w ZREW-Polimex

AUTOMATYCZNY MIERNIK DO POMIARU PRZEKŁADNI TRANSFORMATORÓW TRÓJFAZOWYCH Typ TTR 2796 Napięcie pobudzające – 250VAC ! Dokładność pomiaru – 0.03% ● Lepsze wzbudzenie transformatora dzięki wyższemu napięciu pomiarowemu 250 V AC. ● Pomiar przesunięcia fazowego ● Automatyczne wykrywanie połączeń i grup uzwojeń (AWCI). ● Najwyższa spośród znanych urządzeń dokładność do 0,03%. Właściwości i zalety ● W pełni zautomatyzowany pomiar przekładni zwojowej, przekładni napięciowej, przesunięcia fazowego oraz prądu wzbudzenia. ● Najwyższa dokładność pomiaru w przemyśle 0,03% czyni z z przyrządu 2796 doskonałe narzędzie do pomiarów profilaktycznych w eksploatacji. ● Automatyczna identyfikacja połączeń uzwojeń (AWCI), oraz automatyczne wykrywanie grup połączeń transformatora pozwa-

la na szybką i łatwą obsługę. ● Kontrola bezpiecznych połączeń sprawdza prawidłowość połączeń przed włączeniem napięcia probierczego, co zapobiega możliwości uszkodzenia sprzętu pomiarowego i zagrożeniu obsługi. ● Wbudowana drukarka dla szybkiego sporządzania raportów i całkowicie pewnego zabezpieczenia przed utratą wyników. ● Przyjazny dla użytkownika i samo-tłumaczący się interfejs z jednym pokrętnym przyciskiem operacyjnym i łatwo dostępną strukturą menu. ● Duży graficzny wyświetlacz pokazuje wszystkie dane oraz wyświetla wyniki pomiaru w postaci jasnego diagramu. ● Lekka, zwarta i mocna konstrukcja dostosowana do używania w ciężkich warunkach otoczenia. Zamknięta skrzynka jest wodoszczelna, otwarta skrzynka jest odporna na zachlapanie.

● Software do zdalnego sterowania do operowania przyrządem z laptopa lub PC i dla łatwego zbierania danych i analizowania pomiarów. Zastosowania Pomiar przekładni zwojowej, przekładni napięciowej, przesunięcia fazowego, prądu wzbudzenia dla: ● Transformatorów mocy ● Transformatorów rozdzielczych ● Przekładników napięciowych i prądowych

stacje Transformatorowe

Stacje podziemne produkcji Ormazabal Kontenerowe stacje transformatorowe stały się zauważalnym elementem otaczającego nas krajobrazu, a ich ilość stale wzrasta. Są to najczęściej stosunkowo duże, podobne do siebie, sporych rozmiarów kontenery betonowe o przeciętnych walorach estetycznych.

d wielu lat producenci stacji stale wprowadzają nowe rozwiązania wizualne aby ich produkty jak najlepiej współgrały z otoczeniem, nie szpeciły go a zarazem maksymalnie spełniały oczekiwania klientów także i w tym względzie. Problem ten ma szczególne znaczenie gdy zaistnieje potrzeba montażu stacji przykładowo w zabytkowych częściach miast, w parkach lub punktach widokowych. Idealnym rozwiązaniem dla tak wymagających lokalizacji są kontenerowe stacje podziemne. Powierzchnia dachu takich obiektów może w niezauważalny sposób wtopić się w otoczenie, czyli może być przystosowana do pokrycia darnią lub innymi roślinami płożącymi, płytami chodnikowymi lub gresem, może stanowić część parkingu czy osiedlowej ulicy. Ormazabal produkuje prefabrykowane stacje podziemne w technologii monoblok od 1994 roku. W tym czasie powstało już ponad 10.000 stacji, sprzedanych i zamontowanych w kilkunastu krajach na całym świecie, w tym w wielu niezwykłych

min zabytkowych miejscach. Ormazabal jest nie tylko liderem pod względem wielkości produkcji ale również pod względem rozwiązań technicznych. Stacje są odlewane w całości jako jeden element betonowy. Technologia ta nazywa się monoblok i zapewnia stuprocentową szczelność konstrukcji, która w przypadku tego produktu jest absolutnie niezbędna. Potwierdzamy ją każdorazowo zanurzając wszystkie wyprodukowane egzemplarze stacji w specjalnie przygotowanym w fabryce basenie. Mimo odlewania całości w trakcie jednego procesu ściany stacji mają dość skomplikowany kształt. Ich przestrzenna konstrukcja pozwala uzyskać niezwykle wysoką odporność mechaniczną, przy zachowaniu niewielkiej masy (proszę spojrzeć na rysunek nr). Dzięki temu nasze stacje są stosunkowo lekkie, co minimalizuje zużycie materiałów i energii w czasie produkcji, a zarazem wyjątkowo wytrzymałe co pozwala na umieszczać je w chodnikach a nawet w drogach! Stacja wytrzymuje niewielki ruch samochodowy (sa-

mochody do 3T - ulice osiedlowe, wjazdy na parking, itp.) i dowolne natężenie ruchu pieszego. Do 6 ton nacisku punktowo. Taką samą wytrzymałość ma właz. Dach stacji można pokryć właściwie każdym rodzajem nawierzchni lub jej imitacją: trawą, roślinami ozdobnymi, płytami kamiennymi lub chodnikowymi, asfaltem żwirem itd. Dodatkowo Ormazabal opatentował sposób zabezpieczenia włazów przed dostępem osób postronnych. Po otwarciu włazu automatycznie podnosi się siatka zabezpieczająca schodnię. Takie rozwiązanie otwierania i obsługi stacji przewyższa wszelkie normy unijne i zyskuje aprobatę bardziej jeszcze wymagających zakładów energetycznych na całym świecie. Pokrywa schodni podnosi się przy użyciu minimalnej siły dzięki sprężynom gazowym i niskiej masie własnej. Nawet gdyby jedna ze sprężyn uległa uszkodzeniu pokrywa może być otwarta z użyciem ograniczonej siły a awaria obu dalej nie uniemożliwia jej otwarcia. Ormazabal jest również właścicielem patentu dotyczącego wygro-

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

dzenia przestrzeni schodni. System dźwigni powoduje automatyczne rozłożenie barierek wraz z otwarciem włazu, co gwarantuje bezpieczeństwo zarówno obsługi jak i osób postronnych. Barierki stanowią zgodnie z przepisami wygrodzenie miejsca pracy. Obsługa nie musi więc ustawiać dodatkowych wygrodzeń i znaków ostrzegawczych. Ze względów bezpieczeństwa właz ma światło 1300x700mm, co jest zgodne z normą europejską dla dróg ewakuacji. System wentylacji jest oprócz odporności mechanicznej i wodoszczelności kolejnym krytycznym elementem każdej stacji transformatorowej. Ma gwarantować bezpieczeństwo zainstalowanych aparatów oraz obsługi, znajdującej się wewnątrz zasilonej stacji. Schemat systemu wentylacji został przedstawiony na rysunku. W stacjach podziemnych jest to zagadnienie szczególnie skomplikowane z racji tego że zarówno wlot jak i wylot powietrza chłodzącego stację znajduje się na tej samej wysokości. Aby mimo wszystko zapewnić grawitacyjną cyrkulację Ormazabal

stworzył i opatentował kolejne innowacyjne rozwiązanie. Jest ono wykorzystywane zarówno dla wariantu z kratkami wentylacyjnymi ukrytymi w poziomie dachu stacji jak i dla stacji z wystającymi wywietrznikami. Pierwsze sprawdzają się wszędzie tam gdzie stacja zabudowana jest w ciągach komunikacyjnych. Drugie mają zastosowanie tam gdzie jednak może pokazać się woda powierzchniowa. Mianowicie odległość od poziomu ziemi do pierwszej lameli wywietrznika wynosi około 20cm co zapewnia dodatkową ochronę przed zalaniem z zewnątrz. Zalać stację jest bardzo trudno, ponieważ kanały wentylacyjne tworzą swoisty syfon. Ma on znaczną pojemność i jest połączony z odprowadzeniem wody. Zagrożeniem dla każdej stacji są niestety powodzie. Ale i w tym przypadku zastosowanie szczelnych rozdzielnic średniego napięcia typu CGMCosmos (badanie przez 8 godzin pod 3 metrowym słupem wody w ramach próby typu) wraz z odpowiednim osprzętem kablowym daje możliwość pracy sieci SN nawet podczas zalania.

Stacja posiada innowacyjny system gaszenia ognia w misie olejowej, której pojemność przekracza ilość oleju transformatora 1000kVA – 600l. Misa wypełniona jest granulatem, który pod wpływem temperatury odcina dostęp powietrza do płonącego oleju. System zamków wykorzystanych w stacji opatentowany przez Ormazabal zyskał sobie ogromną przychylność wśród największych naszych odbiorców. Największy hiszpański Zakład Energetyczny Iberdrola wymaga tego systemu zamków we wszystkich swoich stacjach, także „naziemnych”, nawet od innych dostawców. Zabezpiecza on bezwzględnie przed dostępem osób niepowołanych. Jak pisałem we wstępie Ormazabal wykonał już dużą liczbę instalacji stacji podziemnych także w miejscach nietypowych i trudnych dla prowadzenia większości prac budowlanych. Kilka z takich wyzwań zostało uwiecznione i można je zobaczyć na firmowym kanale Ormazabal na Yt.

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Zagadnienie łukowego zwarcia wewnętrznego w prefabrykowanych stacjach transformatorowych wn/nn w świetle normy pn-en 62271-202:2010 Opracowanie dotyczy zagadnienia: „łukowego zwarcia wewnętrznego w prefabrykowanych stacjach transformatorowych wysokiego na niskie napięcie na podstawie wieloletniego doświadczenia produkcyjnego Elektromontażu-Lublin Sp. z o. o.”

Rozważania dotyczą opisu poszczególnych zjawisk, klasyfikacji, przyczyny ich powstawania, oraz technicznych rozwiązań jakich należy przedsięwziąć przez producentów stacji transformatorowych aby wyeliminować te zagrożenia lub zminimalizować ich skutki.

WPROWADZENIE Eksploatacja stacji transformatorowych WN/nn związana jest z występowaniem pewnych, nieplanowanych zdarzeń ruchowych – awarii, które niosą za sobą zagrożenia bezpieczeństwa ludzi, urządzeń, środowiska, zakłócenia ciągłości zasilania w energię elektryczną. Do najbardziej niebezpiecznych zdarzeń należy zaliczyć: • wewnętrzne zwarcie łukowe występujące w urządzeniach energetycznych stacji, Pomimo, że zjawisko to bardzo rzadko występują to z uwagi na jego spektakularny charakter i niebezpieczeństwo należy ograniczyć do minimum jego przyczyny lub skutki.

ZAGADNIENIE ŁUKOOCHRONNOŚCI W STACJACH Wewnętrzne zwarcie łukowe w stacji transformatorowej prefabrykowanej może być spowodowane: • wadą konstrukcyjną urządzeń w stacji, • wyjątkowymi warunkami pracy urządzeń, • błędnym łączeniem – błąd eksploatacyjny. Zwarcie może powstać w dowolnej części stacji. Ponieważ w normach

przedmiotowych dla rozdzielnic niskiego napięcia PN-EN 60439-1:2011 [3] i transformatorów PN-EN 60076 [4], nie są podane żadne procedury badawcze dotyczące łuku wewnętrznego, dlatego też norma przedmiotowa dla stacji transformatorowych PN-EN 62271-202:2010 [1] kładzie szczególny nacisk na badanie tego zjawiska w przedziale wysoko-napięciowym wewnątrz rozdzielnicy jak i jej podłączeniu. Występowanie łuku elektrycznego wewnątrz stacji transformatorowej związane jest z różnymi zjawiskami fizycznymi. Są to:

• mechaniczny udar spowodowany energią łuku elektrycznego rozwijającego się w powietrzu lub innym gazie izolacyjnym – ma to wpływ na nadciśnienie rzędu kilku tyś. kg/m2, stwarzając zagrożenie w stosunku do ludzi, otoczenia oraz urządzeń, • wysoka temperatura , wydzielające się gorące gazy oraz rozżarzone cząstki materi, które mogą powodować cieplne i mechaniczne narażenia w stosunku do ludzi jak i urządzeń. Rozważając zagrożenia powodowane zwarciami wewnętrznymi na-

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe leży wziąć pod uwagę zagrożenia w stosunku do osób postronnych. Obsługujący może znajdować się wewnątrz stacji transformatorowej (jeżeli obsługiwana jest od wewnątrz) lub przed nią (jeżeli obsługiwana jest z zewnątrz). Natomiast, osoby postronne mogą znaleźć się w pobliżu stacji w dowolnej chwili. Aktualna norma [1] dotycząca prefabrykowanych stacji transformatorowych, w odróżnieniu do poprzedniej normy PN-EN 61330:2001 [2], wprowadziła obowiązek badania stacji w zakresie łukoochronności. Skuteczność konstrukcji stacji dla zapewnienia ochrony osób oraz urządzeń, w przypadku łuku wewnętrznego może być sprawdzona na podstawie „badań typu” wykonanych zgodnie z normą [1]. Należy podkreślić, że Elektromontaż-Lublin Sp. z o.o. uruchamiając produkcję stacji transformatorowych prefabrykowanych, w obudo-

wie żelbetowej typu STLmb w roku 1995, wprowadził obowiązek stosowania rozwiązań łukoochronnych na podstawie nie obowiązującej jeszcze w Polsce normy europejskiej IEC 61330:1995 [5]. Wszystkie stacje Elektromontażu-Lublin przechodziły takie badania w Instytucie Energetyki w Warszawie. Wprowadzona przez normę [1] klasa ochrony przed łukiem wewnętrznym - IAC uwzględnia wewnętrzne nadciśnienie działające na osłony, drzwi, podłogę. Bierze również pod uwagę skutki termiczne łuku, wydzielane gorące gazy i rozżarzone cząstki materii. Nie uwzględnia uszkodzeń przegród między przedziałami rozdzielnicy oraz wewnętrznych przegród ruchomych niedostępnych w normalnych warunkach pracy. Stacje, które przeszły te badania z wynikiem pozytywnym, są kwalifikowane jako klasy odporności na łuk wewnętrzny: IAC-A, IAC-B, IAC-AB.

• Klasa IAC-A dotyczy sprawdzenia ochrony personelu obsługującego urządzenia i gwarantuje bezpieczeństwo wewnątrz stacji przy drzwiach otwartych, dla stacji obsługiwanych od wewnątrz lub dla stacji obsługiwanych z zewnątrz w zakresie urządzeń WN. • Klasa IAC-B dotyczy sprawdzenia ochrony osób postronnych i gwarantuje im bezpieczeństwo w pobliżu stacji, ze wszystkimi drzwiami zamkniętymi, dla stacji z obsługą od wewnątrz lub z zewnątrz. • Klasa IAC-AB, jest to klasa spełniająca warunek –A i –B i dotyczy sprawdzenia ochrony personelu obsługującego urządzenia jak i osób postronnych gwarantując im bezpieczeństwo zarówno w stacji jak i w jej pobliżu. W opisie klasy podawany jest maksymalny poziom prądu zwarcia oraz czasu zwarcia np.; klasa IAC-A-16 kA-1s, klasa IAC-AB-20kA-1s.

Rys.1. Klasa IAC-A Stacja z obsługą wewnątrz (wszystkie drzwi otwarte)

Rys. 2. Klasa IAC-A Stacja z obsługą z zewnątrz (otwarte tylko drzwi do WN)

Rys.3. Klasa IAC-B Stacja z obsługą wewnątrz (wszystkie drzwi zamknięte)

Rys. 4. Klasa IAC-B Stacja z obsługą z zewnątrz (wszystkie drzwi zamknięte)

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe • zdalne sterowanie stacji, • szybkie wyłączenie urządzeń (czujniki świetlne, ciśnieniowe, cieplne, zabezpieczenia różnicowe).

ZAKOŃCZENIE

Fot. 1. Stacja transformatorowa podczas badań łukowych

W celu zmniejszenia ryzyka powstania zwarć wewnętrznych należy przedsięwziąć następujące środki zaradcze: • stosować odpowiednie odstępy izolacyjne międzyfazowe i doziemne, stosować izolowane połączenia wewnętrzne, osłony, • stosować wszelkie blokady, uniemożliwiające powstania zwarcia przy błędnych manewrach eksploatacyjnych, • unikać skrzyżowań połączeń kablowych, • unikać takich zjawisk jak: ferrorezonans, indukowanie się prądów wirowych, przegrzewanie się urządzeń oraz połączeń śrubowych elementów wiodących prąd,

• prowadzić terminowe i regularne oględziny urządzeń oraz ich konserwację zgodnie z instrukcjami przedmiotowymi. W celu ograniczenia skutków zwarć wewnętrznych należy: • stosować rozdzielnice WN w wykonaniu łukoodpornym, dotyczy to zarówno rozdzielnic w izolacji powietrznej jak i gazowej, • stosować podział rozdzielnic na przedziały oddzielające elementy pod napięciem od elementów beznapięciowych, • stosować odpowiednie konstrukcje takie jak; specjalne filtry pochłaniające energię łuku, komory i labirynty redukcyjne, klapy bezpieczeństwa,

Wszystkie etapy: projektowy, eksploatacyjny a przede wszystkim produkcyjny powinny zapewnić, każdy w swoim zakresie, pełne bezpieczeństwo obsługi stacji transformatorowych, gwarantować bezpieczeństwo otoczeniu i bezprzerwową pracę urządzeń. Gwarantem bezpieczeństwa w tym przypadku jest: • wykonywanie stacji transformatorowych zgodnie z normą przedmiotową [1], oraz zgodnie z obowiązującymi przepisami a w szczególności z rozporządzeniem [6] dotyczącym przepisów p. poż, • „badania typu” stacji transformatorowych wykonywane przez laboratoria uprawnione do tego, tzn. posiadające akredytacje „AB” – Polskiego Centrum Akredytacji, • przeprowadzenie procesu certyfikacji, tzn. na podstawie przeprowadzonych „badań typu” wystawienie „Certyfikatu Zgodności” przez akredytowaną w danym zakresie jednostkę certyfikującą „AC” – akredytacja Polskiego Centrum Akredytacji, • eksploatacja stacji transformatorowych zgodnie z procedurami instrukcji obsługi i przeglądów okresowych. mgr inż. Janusz Ropa mgr inż. Tadeusz Pikula

BIBLIOGRAFIA

Fot. 2. Filtr pochłaniający energię łuku

[1] PN-EN 62271-202:2010 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 202: Stacje transformatorowe prefabrykowane wysokiego napięcia na niskie napięcie. [2] PN-EN 61330:2001 Stacje transformatorowe prefabrykowane wysokiego napięcia na niskie napięcie. [3] PN-EN 60439-1:2011 Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe. Część 1: Zestawy badane w pełnym i niepełnym zakresie badań typu. [4] PN-EN 60076 Transformatory. [5] IEC 1330:1995 High-voltage/low-voltage prefabricated substations. [6] Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dn. 12. 04. 2002r. (Dz. U. z 2002r. N. 75 poz. 690 z. późniejszymi zmianami)

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

20-447 Lublin, ul. Diamentowa 1 tel.: 81 728 62 00, faks: 81 728 62 02 e-mail: sekretariat@elektromontaz.lublin.pl

Specjalistyczna firma branży elektroenergetycznej w zakresie wykonawstwa i produkcji urządzeń dla energetyki. WYKONUJE Linie elektroenergetyczne kablowe oraz napowietrzne średniego i niskiego napięcia, Rozdzielnice napowietrzne i wnętrzowe do 110 kV włącznie, Instalacje wnętrzowe siłowe i oświetleniowe, Instalacje sieci strukturalnych i gwarantowanych, Instalacje telewizji przemysłowej, Układy pomiarowe, sterowania, sygnalizacji i AKP, Instalacje odgromowe, przeciwpożarowe i ochronne.

PRODUKUJE Stacje transformatorowe w obudowie betonowej i metalowej, w tym stacje nietypowe i specjalne do 35 kV i 10 MVA, Złącza kablowe SN w obudowie betonowej, Rozdzielnice SN i nn, Kontenery i elementy konstrukcyjne, Urządzenia sterowniczo-pomiarowe i sygnalizacyjne, Przewody szynowe magistralne nn

STLmb-8

RNL

RSL

www.elektromontaz-lublin.pl

ZKL

stacje Transformatorowe

Podłączenia kablowe do urządzeń rozdzielczych za pomocą głowic konektorowych NEXANS (div. EUROMOLD) Budowa i konstrukcja ekranowanych kabli SN w głównej mierze oparta jest na dwóch naprężeniach elektrycznych – naprężeniu promieniowym, które symbolizują linie strumieniowe i naprężeniu wzdłużnym, które mogą być rozpatrywane jako linie ekwipotencjalne. Dla właściwej pracy osprzętu w postaci głowic na kable SN musi nastąpić właściwe wysterowanie linii sił pola.

Rozkład linii sił pola bez wysterowania

sprzęt marki Euromold wykorzystuje kilka rozwiązań do sterowania polem w podłączeniach kabli przez głowice konektorowe: I. Podejście pojemnościowe polegające na użyciu tradycyjnego stożka sterującego polem. Półprzewodnikowy krzywy kształt stożka sterującego polem pozwala na lepszą dystrybucję linii ekwipotencjalnych, które obniżają koncentrację naprężeń. Stożek sterujący musi być zbudowany z części izolującej do wzmocnienia głównej izolacji kabla oraz z części przewodzącej do współpracy z ekranem półprzewodzącym na izolacji kabla. Musi być również elementem nadzorującym taki rozkład linii ekwipotencjalnych, który przy ich nadmiarze wokół kabla wystarczająco szybko je wysteruje i nie dopuści do jonizacji powietrza przy ich gwałtownym zagęszczeniu, mogącego uszkodzić kabel. Stożki sterujące z tym rozwiązanie w osprzęcie EUROMOLD są tak wykonane, by spełniać tę specjalną funkcję, ale również jednocześnie ze względu na fakt, że są one wbudowane w głowicy, automatycznie tworzą lepszą współpraca pomiędzy materiałem przewodzącym a izolującą gumą ze względu na ich idealne dopasowanie już przy produkcji i właściwym formowaniu osprzętu. II. Podejście refrakcyjne polegające na użyciu materiału o wysokiej przenikalności elektrycznej lub o wysokiej stałej dielektrycznej materiału. Materiał ten załamuje linie ekwipotencjalne, a zatem obniża koncentrację naprężeń. Podejście refrakcyjne zastało wykorzystane w nowych

Rozkład linii sił pola w typowym układzie połączeń

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Rozkład linii sił pola w typowym układzie połączeń

seriach głowic konektorowych 430,-484,-944TB na napięcia do 42kV. Na przykładzie głowicy konektorowej 430TB (podobne rozwiązanie jest w seriach wszystkich głowic EUROMOLD), wyposażona jest w reduktor kabla 430CA, reduktor ten jest elementem służącym do sterowania polem elektrycznym metodą refrakcyjną. Dlaczego stworzono tego typu rozwiązanie ? 1. Aby być uniezależnionym od rozmiarów kabli. Ponieważ nie jesteśmy zależni od kształtu stożka sterującego polem i można formować elastyczny EPDM, dzięki temu można produkować część, która jest bardziej elastyczna i akceptuje więcej rozmiarów kabli. To wydatnie redukuje zapas magazynowy. W tym przypadku na przykład, jeden rozmiar, 430CA-18, dopasowuje kable z średnicą izolacji żyły roboczej od 19,0 mm do 32,6 mm. Odpowiada to kablom od 95 mm2 do 400 mm2 dla napięcia 10 kV i kablom od 50 mm2 do 300 mm2 dla napięcia 20 kV. 2. Aby dostarczyć reduktor kabla ze zintegrowanym sterowanie. Umożliwia to: – uproszczoną instalację, – mniejsza ilość elementów. 3. Aby uzyskać przerwę ekranu. Reduktor ten jest formowany z nieprzewodzącego materiału w celu uzyskania przerw pomiędzy ekranem kabla a uziemieniem, co pozwala wytrzymać wymagane minimalne stałe napięcie 5 kV przez 5 minut (dla pełnego wyobrażenia, układ reduktora wytrzymuje 15 kV napięcia zmiennego i 25 kV napięcia stałego). Wywodząca się z 40 lat doświadczeń marki EUROMOLD przy produkcji i projektowaniu tego rodzaju zakończeń kabli, ta głowica do przepustu Interface C, zaprojektowana przez wysoko wykwalifikowany zespół badawczo/rozwojowy Euromold, spełnia wymagania rynku uniwersalnych produktów.

Korpus głowicy konektorowej 430TB

Korpus głowicy sprzęgającej 300PB

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

stacje Transformatorowe

Głowice konektorowe w układzie pojedynczym… ...i podwójnym

Uzyskane dzięki temu rozwiązaniu produkty przekroczyły oczekiwania odnośnie możliwości zastosowania na kablach o różnych wymiarach i dzięki temu można je zastosować również na już dostępnych na rynku kablach o zredukowanej grubości izolacji.

Końcówka śrubowa głowicy 430TB z systemem zatrzaskowym

Najbezpieczniejsze w użytkowaniu głowice konektorowe. Jak wszystkie głowic konektorowe Euromold wykonane z EPDM, głowica 430TB posiada 3 milimetrową grubą zewnętrzną warstwę przewodzącą. Warstwa ta służy do przenoszenia ładunku elektrycznego do uziemienia. Czyni to produkt bezpiecznym w przypadku niezamierzonego dotyku. Własności przewodzenia tego materiału z EPDM są udowodnione od lat, co zapewnia bezpieczne warunki dla wszystkich użytkowników, nawet w przypadku zanurzenia. Wysoka jakość wykonania produktu była spraw-

dzana w programach testowych. Między innymi w „teście przepływu prądu zwarciowego w żyle powrotnej wg normy CENELEC 629.1” dla najniższych napięć w podanym zakresie. Ten specyficzny test demonstruje, że możliwa awaria głowicy konektorowej nie jest niewykrywalna w sieci. Przy normalnym napięciu fazowym, prąd zwarcia doziemnego musi być wywoływany i utrzymywany w całym zakresie napięć. Zapewnia to użytkownikom bezpieczną pracę w sieci przy napięciu do 20 kV.

Głowica w trakcie próby napięciowej

spodziewanych sytuacjach, unikając niepotrzebnych perturbacji. Końcówki śrubowe mogą być zastosowane dla wszystkich kabli z aluminiową lub miedzianą żyłą roboczą o różnych przekrojach żyły dla jednej końcówki. Opatentowany system

Wielozakresowa głowica konektorowa EPDM Głowice EPDM są wysoko cenione za ich wytrzymałość mechaniczną, specjalną adaptację do powtarzalnego procesu łączenia / rozłączania. Tę własność otrzymaliśmy również podczas sprawdzania elastyczności konstrukcji. Możemy proponować klientom jedyną taką na rynku wielozakresową głowicę konektorową EPDM, dla żył kabli w przedziale od 25 do 300 mm2 z jakąkolwiek grubością izolacji w sieci tak 10kV, 20kV jak i 30 kV. Wykorzystana w głowicy końcówka kablowa ze specjalnego stopu umożliwia jej zastosowanie w układach o prądzie znamionowym kabla do 1250 A. Końcówka ta została zaprojektowana tak, aby jej parametry były wystarczające do przeniesienia większych wartości prądu nawet w nie-

zatrzaskowy końcówki został zaprojektowany tak, aby zapewnić łatwiejszy wielokrotny montaż i instalację w korpusie, bez jego uszkadzania. Głowice konektorowe posiadają również pojemnościowy dzielnik napięcia.

Testowanie i identyfikacja Każda głowica Euromold przechodzi fabryczny test wytrzymałości napięciowej i wyładowań niezupełnych. Powykonawcze sprawdzanie głowic konektorowych zamontowanych na kablach odbywa się za pomocą wtyku pomiarowego 400TR. Wszystkie głowice posiadają indywidualny numer identyfikacyjny wspomagający system rejestracji i informacji o dosłownie każdym produkcie. To gwarantuje wysoką jakość produktu. Głowice mogą być stosowane z w pełni certyfikowanym zgodnym systemem ograniczników przepięć do napięć do 42kV. Zastosowanie tych głowic wnętrzowe i napowietrzne w podstawowej formie umożliwia podłączanie kabli za ich pomocą również do transformatorów mocy. Paweł Kiełkowski, Grzegorz Cyganek Nexans Power Accessories Poland, Racibórz.

Dodatek specjalny do Urządzeń dla Energetyki

Usługi nasze przeznaczone są dla wytwórców energii elektrycznej o rozbudowanym systemie elektroenergetycznym, a także innych odbiorców intensywnie użytkujących urządzenia energetyczne.

Nasze działania zmierzają do: wydłużenia żywotności Państwa urządzeń elektroenergetycznych, ułatwienia ich dozoru i obsługi oraz zmniejszenia kosztów ich eksploatacji.

Zakres działania:  Remonty transformatorów w miejscu zainstalowania  Remonty transformatorów w zakładzie remontowym  Mobilne laboratorium diagnostyczne transformatorów i innych urządzeń elektroenergetycznych  Badania ochrony przeciwporażeniowej powyżej 1kV  Zabezpieczenia energetyczne  Termowizyjna Diagnostyka urządzeń energetycznych  Systemy monitoringu on-line wyładowań niezupełnych Generatorów i Maszyn WN  Systemy monitoringu DGA oleju on-line w transformatorach

ZUT Energoaudyt Sp. z o.o. ul. Marszałkowska 87/107, 00 - 683 Warszawa www.zutenergoaudyt.com.pl

Adres do korespondencji: ZUT Energoaudyt Sp. z o.o. ul. 25 Czerwca 29, 26-600 Radom

Tel + 48 (048) 377-97-17, 377-97-18 Fax + 48 (048) 377-97-19, 362-29-71 bok@zutenergoaudyt.com.pl