Urządzenia dla Energetyki nr 2/2017 by Urządzenia dla Energetyki

101

Specjalistyczny magazyn branżowy ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 2/2017 (101)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 • Uzdatnianie izolacji transformatorów na stanowisku pracy • Układy kompensacji mocy biernej oraz filtry • • Zalety napędu magnetycznego w wyłączniku próżniowym typu VCB wykorzystywanym w rozdzielnicach „MILE” produkcji ELTAR ENERGY • • Mosty kablowe w urządzeniach elektroenergetycznych • Innowacyjne rozwiązania metodą na zwiększenie efektywności wymiany ciepła • • BELOS-PLP S.A. nawiązał współpracę z TOSHIBĄ •

Transformatory oraz dławiki dla przemysłu i energetyki

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017 (101)

www.trafta.pl

Projektujemy i produkujemy transformatory oraz dławiki dostosowane do indywidualnych wymagań klienta

OD REDAKCJI

Spis treści n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Uzdatnianie izolacji transformatorów na stanowisku pracy...................6 Różne zastosowania kabli i przewodów produkcji Technokabla

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com

w wykonaniu bezhalogenowym.......................................................................... 11

Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com

BELOS-PLP S.A. nawiązał współpracę z TOSHIBĄ........................................ 14

Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com

Zalety napędu magnetycznego w wyłączniku próżniowym typu VCB wykorzystywanym w rozdzielnicach „MILE” produkcji ELTAR ENERGY................................................................................................................................. 16 Mosty kablowe w urządzeniach elektroenergetycznych...................... 20 Innowacyjne rozwiązania metodą na zwiększenie efektywności wymiany ciepła................................................................................................................ 24 Jeżeli chcesz pracować jak VIP...!............................................................................ 26 Nowe spojrzenie na termowizje SONEL KT-650.......................................... 28

Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: mgr inż. Marek Bielski, tel. kom.: 602 191 040, e-mail: marek.w.bielski@gmail.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: mgr Marta Olszewska tel. kom.: 531 266 287, e-mail: marta.is.roxy@gmail.com Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska

n EKSPLOATACJA I REMONTY

Redaktor ds. wydawniczych: Dr hab. inż. Gabriel Borowski

Nowe akumulatorówki od Hitachi...................................................................... 30

Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl

Zakrętarki i klucze udarowe Hitachi.................................................................... 32

Fotoreporter: Zbigniew Biel

n TRANSFORMATOWY W EKSPLOATACJI 2017

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

Nowoczesne zarządzanie transformatorami ukierunkowane na niezawodność – system ekspercki AHT........................................................... 34 „Cykl życia” gazu SF6...................................................................................................... 38 Kompleksowe obsługa aplikacji wykorzystujących heksafluorek siarki........................................................................................................................................ 38 Projektowanie i testy laboratoryjne podobciążeniowych

Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń. Redakcja zastrzega sobie prawo przeprowadzania zmian w tekstach, np. adiustowania lub skracania, a także nieodsyłania materiałów nie zakwalifikowanych do druku. Przedruk, a także publikacja w innej formie, np. elektronicznej w internecie, tylko za zgodą wydawcy i właściciela praw autorskich. Prenumerata realizowana przez RUCH S.A: Zamówienia na prenumeratę w wersji papierowej i na e-wydania można składać bezpośrednio na stronie www.prenumerata.ruch.com.pl Ewentualne pytania prosimy kierować na adres e-mail: prenumerata@ruch.com.pl lub kontaktując się z Telefonicznym Biurem Obsługi Klienta pod numerem: 801 800 803 lub 22 717 59 59 – czynne w godzinach 7.00 – 18.00. Koszt połączenia wg taryfy operatora.

przełączników zaczepów z komorami próżniowymi............................... 42 Zagrożenie aparatury stacyjnej przepięciami łączeniowymi w stacjach z izolacją gazową................................................................................... 48 Nowa konstrukcja dławików zwarciowych.................................................... 53 Nowoczesne strategie eliminacji zakłóceń w terenowych pomiarach wyładowań niezupełnych w transformatorach ............... 57 Sześciofluorek siarki (SF6); medium gazowe wyłączników wysokiego napięcia................................................................................................................................ 62 Szacowanie zawilgocenia izolacji Nomex-ester syntetyczny na podstawie pomiarów metodą spektroskopii dielektrycznej............... 68 Monitoring wodoru i wody w oleju transformatorowym jako skuteczna metoda wczesnej identyfikacji rozwijających się uszkodzeń........................................................................................................................... 72 Porównanie algorytmów do oceny wyników FRA.................................... 75 Techniczne wymagania w przypadku bezpośredniego podłączenia

Współpraca reklamowa: TRAFTA.................................................................................................I OKŁADKA ELEKTROBUDOWA.........................................................................II OKŁADKA ZEG-ENERGETYKA........................................................................ III OKŁADKA ENERGOPOMIAR........................................................................... IV OKŁADKA ALFA LAVAL..........................................................................................................25 BELOS.....................................................................................................................15 BEZPOL.................................................................................................................... 5 ELTAR-ENERGY....................................................................................................19 ENERGO-COMPLEX...........................................................................................56 ENERGOELEKTORNIKA....................................................................................25 ETHOSENERGY...................................................................................................33 EURO PRO.............................................................................................................27 GBH.........................................................................................................................23 MERSEN................................................................................................................... 3 OBRE.......................................................................................................................47 OMICRON..............................................................................................................37 PTPIREE..................................................................................................................31 REINHAUSEN.......................................................................................................82 SONEL ...................................................................................................................29 TECHNOKABEL...................................................................................................13

GIS 110 - 400 kV do transformatora mocy...................................................... 79

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

UZDATNIANIE IZOLACJI TRANSFORMATORÓW NA STANOWISKU PRACY Streszczenie Zagadnienia wydłużania żywotności izolacji transformatorów olejowych. Problemy uzdatniania izolacji, preferujące metody stosowane w miejscu zainstalowania jednostki. Skuteczne sposoby regeneracji zestarzonego oleju, a także suszenia zawilgoconej izolacji papierowo-olejowej. Kwalifikacja transformatorów do wymienionych zabiegów oraz problemy metrologiczne działań. Uzyskiwane wyniki. Przykłady. Literatura. Ponad 130 lat temu wprowadzono do eksploatacji pierwsze transformatory energetyczne z zamkniętymi rdzeniami żelaznymi, wyprodukowane przez firmę GANZ na Węgrzech. Od tej chwili transformator stał się jednym z najbardziej rozpowszechnionych urządzeń w energetyce. Obecnie w eksploatacji krajowej sieci znajdują się jednostki o napięciach 110-750 kV, wśród których szczególną troską objęte są te o mocy powyżej 100 MVA (autotransformatory, transformatory i jednostki specjalne). Na nich głównie skupiają się starania o utrzymanie wysokiej niezawodności, dla której istotnym warunkiem jest dobry stan techniczny. Pomocą w jego rozpoznaniu są badania diagnostyczne prowadzone według programu podanego w RIET [1], jak również spostrzeżenia poczynione podczas różnorodnych zabiegów profilaktycznych i konserwacyjno-remontowych. Jeżeli wyniki badań wykazują znacznie zaawansowany proces starzenia lub zawilgocenia izolacji, względnie jednoczesne występowanie obu tych anomalii w transformatorze, zachodzi konieczność poprawy tego stanu. Wraz z podjęciem decyzji o uzdatnianiu izolacji (obróbka lub regeneracja oleju, suszenie izolacji papierowej, itp.) powstaje problem jego praktycznego wykonania. W pierwszej kolejności należy ocenić rodzaj i tempo narastania nieprawidłowości. Procesy degradacji izolacji mogą przebiegać stopniowo lub w sposób przyspieszony, który wymaga wdroże-

nia bezzwłocznych działań [2]. Skłania to do rozważenia dwóch możliwości: przeprowadzenia zabiegów uzdatniających w miejscu zainstalowania transformatora albo wysyłki jednostki do producenta bądź zakładu remontowego. Jak wykazała dotychczasowa praktyka, pierwszy sposób – przy zastosowaniu odpowiedniej technologii – jest bardziej ekonomiczny, a często też lepszy pod względem technicznym [3]. Przypadki poprawy stanu technicznego transformatorów bez konieczności ich transportu do fabryki szacuje się na około 30 sztuk rocznie. Odpowiednie zabiegi przeprowadza się głównie ze względu na potrzebę wydłużenia żywotności znacznie ponad projektowany czas ich pracy (30-40 lat). Możliwość taka wiąże się głównie z tym, że większość eksploatowanych transformatorów w krajowej energetyce nie jest wykorzystywana termicznie, a przypadki przeciążeń występują rzadko.

Wydłużanie okresu eksploatacji Zważywszy, że większość problemów z transformatorami o dużym stażu pracy ma charakter odwracalny, dalsze wydłużanie czasu eksploatacji jest możliwe poprzez eliminację istniejących zagrożeń i przywrócenie im stanu technicznego do akceptowalnego poziomu. Prócz tego należałoby również odtworzyć zmniejszony margines bezpieczeństwa eksploatacji oraz spowolnić tempo dalszej degradacji układu izolacyjnego [2, 4]. Regenerację izolacji transformatorów wykonuje się w przypadkach: yy zestarzenia oleju izolacyjnego, wynikającego z długiego okresu eksploatacji lub będącego wynikiem działania szeregu czynników, takich jak np. niewłaściwy dobór materiałów konstrukcyjnych i ich negatywny wpływ na izolację ciekłą lub defektów wywołujących wewnętrzne przegrzania podnoszące lokalnie temperaturę oleju, yy zanieczyszczenia izolacji celulozowej produktami starzenia oleju (osadem, szlamem lub innymi agresywnymi produktami degradacji), a tak-

że nierozpuszczalnymi w oleju cząstkami stałymi powstającymi w sposób ciągły podczas eksploatacji, jak np.: produkty zwęglenia izolacji, włókna celulozy czy drobiny metali pochodzących głównie ze zużywających się łożysk pomp lub innych elementów, yy zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej na skutek różnych przyczyn oraz czynności, takich jak prace montażowe i konserwacyjno-remontowe, a także dotyczące uszczelniania, obróbek lub dolewek oleju, itp. Według doświadczeń ZPBE Energopomiar-Elektryka, w transformatorach wykazujących znaczne zużycie oleju, najlepsze efekty daje regeneracja izolacji ciekłej, prowadzona według odpowiedniej technologii. Najczęściej do tych celów dedykowana jest metoda regeneracji adsorpcyjnej, charakteryzująca się wysoką efektywnością usuwania polarnych cząstek zanieczyszczeń. Umożliwia ona poprawę podstawowych parametrów izolacji ciekłej do wartości odpowiadających olejom świeżym, przywracając im jednocześnie jasną barwę oraz, co niezwykle istotne, pierwotną odporność na utlenianie. Wartością dodaną jest także korzystne działanie na izolację papierową poprzez skuteczne usunięcie produktów jej degradacji i nagromadzonych warstw osadu na całej powierzchni części aktywnej (uzwojeń i rdzenia). ZPBE Energopomiar-Elektryka przeprowadził szereg prac badawczych poświęconych skuteczności regeneracji izolacji transformatorów wykonywanej wg technologii REOIL®. Potwierdziły one zarówno możliwość przywrócenia w wyniku tego zabiegu dobrych parametrów olejom zestarzonym, jak i upewniły o stabilności wskaźników. Przeprowadzone próby odporności na utlenianie wykazały, że zabieg ten spowodował odzyskanie odporności na starzenie takiej, jaką przewiduje się dla olejów świeżych wg [1], co rokuje możliwość długotrwałej jeszcze eksploatacji olejów zregenerowanych tą metodą. Poniżej zestawiono przykładowe wyniki badań oleju z transformatora pracu-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE jącego w krajowej elektrociepłowni po wykonanym zabiegu regeneracji. Kompleksowy program wydłużania żywotności izolacji, w zakres którego wchodzi albo regeneracja oleju, albo suszenie połączone z regeneracją obejmuje: yy analizę historii dotychczasowej eksploatacji, m.in. nietypowych zdarzeń, a także określenie perspektyw i możliwości co do okresu dalszej pracy, yy przegląd konstrukcji połączony z lokalizacją miejsc ewentualnych przegrzań, oszacowanie naprężeń elektrycznych i mechanicznych, a także ocenę marginesu bezpieczeństwa i ustalenie warunków prowadzonych zabiegów w newralgicznych punktach dotyczących zastosowania odpowiedniej temperatury lub próżni, yy wykonanie: - kompleksowych badań oleju według specjalnego programu, - bezpośrednich pomiarów transformatora. Uwaga: do zabiegów wydłużania żywotności izolacji przeznaczone mogą być tylko takie jednostki, dla których uzyskane rezultaty badań nie wykazują nieodwracalnych uszkodzeń i nieprawidłowości, a wyniki przeprowadzonej analizy techniczno-ekonomicznej nie eliminują ich ze wspomnianych prac. yy opracowanie szczegółowego programu regeneracji oleju lub łącznego zabiegu suszenia i regeneracji izolacji olejowej, uwzględniającego wszelkie aspekty zarówno techniczne, jak i ekonomiczne oraz inne związane z tymi działaniami. Problem suszenia izolacji jest od lat przedmiotem dyskusji na licznych naradach, konferencjach naukowych [3], a także poruszany w publikacjach CIGRE [2]. Wysuszenie izolacji nowej, która dotychczas nie miała jeszcze kontaktu z olejem, jest stosunkowo proste i nie przedstawia większych trudności. W przypadku transformatora w eksploatacji, posiadającego zawilgoconą izolację impregnowaną olejem, problem jest bardziej skomplikowany. Dodatkowe utrudnienie stwarzają także niejednoznaczne procedury metrologiczne określające stopień zawilgocenia izolacji, do których należą metody polaryzacyjne (np. RVM - Recovery Voltage Measurement, PDC - Polarisation and Depolarisation Currents oraz wprowadzony w ostatnich latach FDS – Frequency Domain Spectroscopy) obarczone wieloma ograniczeniami [5]. Nieste-

Tabela 1. Wyniki badań oleju z transformatora 40/20/20 MVA przed i po zabiegu regeneracji oraz po dalszej trzyletniej eksploatacji Wyniki pomiarów Rodzaj badania

Barwa (wg VDE 1÷8)

Zawartość wody met. K. Fischera [ppm] Rezystywność ρ w temp. 50°C [Ωm] Współczynnik strat dielektrycznych tgδ w temp. 50°C Liczba kwasowa [mgKOH/gol] Napięcie powierzchniowe [mN/m] Wskaźnik polarności ε-n2

Przed regeneracją

Po zabiegu regeneracji

11 przy temp. oleju 42°C

8 przy temp. oleju 45°C

10 przy temp. oleju 48°C

5,4 x 109

7,2 x 1012

6,9 x 1012

0,0458

0,0004

0,0005

0,18

0,01

0,0610

0,0081

0,0098

Próba odporności na utlenianie (starzenie) dla oleju po zabiegu regeneracji wg normy IEC 61125 met. C

Wymagania dla olejów świeżych typu standard wg PN-EN 60296

Całkowita zawartość kwasów [mgKOH/gol]

0,72

≤ 1,2

Zawartość osadów [%]

0,10

≤ 0,8

0,1692

≤ 0,500

Współczynnik strat dielektrycznych tgδ w temp. 90°C

ty, decyzja o potrzebie suszenia izolacji podejmowana jest w większości przypadków na podstawie wyników uzyskanych podczas pomiarów, a powinna być potwierdzona także ilością wody rozpuszczonej w oleju pracującego transformatora oznaczanej wg [6] w warunkach równowagi (odpowiedni zakres temperatury). Niewątpliwie najbardziej rozpowszechnioną i stosowaną od dawna metodą uzdatniania jest obiegowe wirowanie oleju. Skuteczność tej metody jest dobra, gdy mamy do czynienia z niewielką ilością rozpuszczonej wody, która spowodowała jedynie powierzchniowe zawilgocenie izolacji stałej. Natomiast stosowanie jej do wysuszenia mokrej izolacji transformatora jest nieskuteczne. Uwaga: w przypadku potrzeby uzdatnienia całego układu izolacyjnego transformatora w pierwszej kolejności przeprowadza się proces suszenia izolacji stałej, a dopiero po nim wykonuje regenerację oleju. W tabeli 2 zestawiono program badań oleju z transformatorów grupy I o napięciu niższym niż 400 kV oraz grupy II, przydatny do określenia potrzeby dzia-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Po trzech latach od zabiegu regeneracji

łań uzdatniających. Podano w niej także wartości dopuszczalne parametrów oleju w eksploatacji wg RIET. Suszenie transformatorów w eksploatacji stanowi trudny element procesu uzdatniania izolacji, który wymaga nie tylko dużego doświadczenia wykonawców, ale również odpowiedniej technologii i specjalistycznych urządzeń. Zabieg ten powinien być prowadzony pod szczególnym nadzorem, a jego skuteczność muszą potwierdzić wyniki badań kontrolno–pomiarowych [4,7]. Negatywny wpływ wody na układ izolacyjny transformatora jest znany i szeroko opisany w literaturze, natomiast podejście do problemu i określenie limitów zawartości wody, które powinny być wskazaniem do podjęcia działań zapobiegawczych jest dość zróżnicowane. I tak, według statystyk prowadzonych przez uznane ośrodki badawcze i światowych liderów w dziedzinie zawilgocenia izolacji transformatorów, wartość tolerowana dla jednostek o napięciu 115-230 kV wynosi wg amerykańskich firm EPRI i Doble, odpowiednio 1,5% i 2,5%. Zgodnie z ich praktyką, przekroczenie tych

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tabela 2. Wymagania dotyczące właściwości oleju z transformatorów w eksploatacji wg RIET Uwaga: Transformator, którego olej przeznaczony jest do regeneracji nie może wykazywać nieodwracalnych uszkodzeń wewnętrznych wykrywanych metodą DGA. Transformator Wartości graniczne Lp

4. 5. 6. 7. 8. 9.

Rodzaj badania

Wygląd Współczynnik strat dielektrycznych tgδ w temp. 50°C Rezystywność ρ w temp. 50°C [Ωm] Zawartość wody met. K. Fischera [ppm] Napięcie przebicia [kV] Liczba kwasowa [mgKOH/gol] Napięcie powierzchniowe [mN/m] Wskaźnik polarności ε-n2 Zanieczyszczenia stałe

Grupa I

Grupa II

≥ 100 MVA oraz ≥ 220 kV

> 2,5 MVA nie zaliczone do gr.I

przezroczysty bez osadu i wydzielonej wody ≤ 0,07

PN-EN 60247

≥ 1 x 1010

≥ 5 x 109

PN-EN 60247

≤ 15 w temp. 50°C

≤ 25 w temp. 50°C

PN-EN 60814

≥ 50

≥ 45

PN-EN 60156

≤ 0,20

≤ 0,25

PN-ISO 6618

≥ 22

≥ 20 Procedura własna

0,0600

≤ 17/16/13

Uwagi

PN-EN 60296

≤ 0,05

wartości jest wskazaniem do przeprowadzenia zabiegu suszenia [8]. Natomiast w krajowej energetyce z reguły suszenie izolacji uznaje się za konieczne w przypadku, gdy poziom zawilgocenia przekracza 2,5÷3%, choć czasem przeprowadza się ten zabieg przy niższej zawartości wody, ze względu na możliwość bezpiecznego przeciążania jednostki, czy uzyskania w dłuższym horyzoncie czasowym dużo większej pewności eksploatacyjnej. Stan techniczny transformatora oraz jego konstrukcja narzucają ograniczenia dla technologii procesu uzdatniania. Należą do nich: yy temperatura i czas suszenia Należy przyjąć zasadę, że nagrzewanie izolacji podczas procesu suszenia nie powinno spowodować pogorszenia właściwości mechanicznych papieru (zwiększenia jego kruchości). Bezpośrednią miarą stanu izolacji stałej jest albo stopień polimeryzacji celulozy DP, który nie powinien ulec obniżeniu, albo wskaźnik pośredni w postaci zawartości furanów rozpuszczonych w oleju (jako związków, które tworzą się podczas termicznej degradacji papieru), których ilość nie powinna wzrosnąć. Dlatego należy ograniczyć do niezbędnego minimum zarówno czas nagrze-

Badanie wg normy

W praktyce tylko sporadycznie stwierdza się niewłaściwe wartości tych parametrów.

Nadmierna zawartość wody rozpuszczonej w oleju (lp. 4), którą jednocześnie potwierdza wysoki poziom zawilgocenia izolacji stałej (pomiar wykonany np. met. FDS) jest wskazaniem do przeprowadzenia zabiegu suszenia transformatora, natomiast uzyskanie poprawy pozostałych wskaźników oleju (lp. 6, 7, 8, 9) jest możliwe na drodze regeneracji.

PN-ISO 4406

wania uzwojeń w powietrzu atmosferycznym, jak i temperaturę, która nie powinna przekraczać 95°C. yy wysokość próżni Możliwa do uzyskania wysokość próżni jest ograniczona wytrzymałością kadzi, którą określa producent transformatora. Uzyskanie wartości wyższej niż podana wymaga odpowiedniego wzmocnienia wytrzymałości kadzi. yy szybkość suszenia izolacji Szybkość suszenia powinna być odpowiednio dostosowana, aby nie doprowadzić do skurczu materiałów izolacyjnych związanego z ubytkiem wody i pogorszeniem wytrzymałości mechanicznej uzwojeń. W praktyce krajowej [7] stosowane są metody suszenia transformatorów przy pomocy: a) nagrzania uzwojeń olejem, a po jego spuszczeniu wytworzenia próżni, b) spuszczenia oleju, wytworzenia w kadzi próżni, podgrzania uzwojeń i opłukiwania ich cyrkulującym olejem w obiegu zamkniętym, c) cyrkulacji ogrzanego i wysuszonego (na adsorbentach wilgoci) powietrza oraz szereg innych o różnej skuteczności. Żądaną temperaturę izolacji uzyskuje

się poprzez grzanie uzwojeń transformatora za pomocą prądu stałego, prądu o niskiej częstotliwości zasilającego uzwojenie GN przy zwartym uzwojeniu DN lub stratami zwarcia. W praktyce stosuje się kombinację różnych metod, w celu skrócenia czasu suszenia potrzebnego dla osiągnięcia wymaganego poziomu zawilgocenia izolacji papierowej. Metody te są powszechnie znane i opisywane w literaturze fachowej, ale wybór konkretnej procedury i optymalizacja parametrów procesu jest trudna i zależy od wartości znamionowych oraz konstrukcji i stanu technicznego transformatora [7]. Dla umożliwienia desorpcji wody z papieru należałoby zastosować możliwie wysoką temperaturę i próżnię rzędu kilku mmHg. Teoretycznie warunki te można ustalić za pomocą krzywych sorpcji określających zależność pomiędzy zawartością wody w papierze a temperaturą i ciśnieniem w kadzi (tzw. izotermy Pipera i Freundlicha) [9]. Przebieg tych izoterm zależy od rodzaju zastosowanego w transformatorze papieru (rys. 1). Możliwość doboru parametrów suszenia jest jednak ograniczona, ze względu na odporność termiczną izolacji celulozowej i wytrzymałość mechaniczną ka-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 1. Izotermy Freundlicha – zależność zawartości wody w papierze od ciśnienia pary wodnej w różnych temperaturach, dla papieru typu Kraft

dzi transformatora. Na ogół, ze względu na konieczność niedopuszczenia do degradacji papieru typu Kraft (stosowanego w Europie do produkcji transformatorów), nie przekracza się temperatury uzwojeń wynoszącej 90°C. Czas trwania procesu suszenia może wynosić od kilku dni do dwóch tygodni [4, 7]. Według dotychczasowych doświadczeń, przy średnim zawilgoceniu izolacji ok. 2,5% (jakiego należy spodziewać się w transformatorach blokowych elektrowni), skuteczne obniżenie ilości wody do pożądanego poziomu ok. 1-1,5% można w transformatorach II grupy (do 100 MVA) uzyskać stosując metodę cyrkulacji podgrzanego oleju oraz próżni. Wykonując nadzory i obsługę metrologiczną procesu suszenia zawilgoconych transformatorów przeanalizowano różne sposoby jego realizacji.

Umożliwiło to opracowanie technologii suszenia dla jednostek skrajnie zawilgoconych najwyższych mocy [7] oraz o napięciu 750 kV. Dla transformatorów grupy II opracowano prostą i bezpieczną technologię suszenia izolacji wykorzystującą cyrkulację gorącego oleju z próżniowym usuwaniem wilgoci. Początkowo olej podgrzewa się w transformatorze do temperatury 80-90°C. Po ok. 24 godzinach jest on spuszczany do zewnętrznego zbiornika, a wewnątrz kadzi wytwarza się próżnię (minimum 0,75 mmHg) i utrzymuje przez okres (12-24) godzin [7]. Uwaga: podczas zabiegu próżniowania kadź jest zazwyczaj zaizolowana tak, aby jak najdłużej utrzymać temperaturę uzwojeń. Obniżone ciśnienie w kadzi powoduje szybkie odparowanie wilgoci z uzwojeń, z uwagi na niższą temperaturę wrzenia wody w próżni. W międzyczasie olej poddaje się obróbce, podczas której następuje jego odgazowanie i odwodnienie. Następnie wprowadza się go ponownie do kadzi transformatora w celu powtórzenia cyklu. Czas kolejnych podgrzewań jest coraz krótszy. Podczas utrzymywania w kadzi obniżonego ciśnienia kontroluje się ilość wydzielanej wody, temperaturę rdzenia i uzwojeń oraz wartość: rezystancji izolacji (mierzonej w układzie GN – DN, E) lub współczynnika stratności tgδ. Proces ten powtarza się wielokrotnie aż do osiągnięcia zadowalającego stopnia wysuszenia, potwierdzonego wynikami pomiarów wykonanymi np. metodą FDS oraz niezależnie oznaczeniem zawartości wody bezpośrednio w próbkach izolacji: oleju i papieru. W latach 2014-2016 w ZPBE Energopomiar-Elektryka przeprowadzono bada-

nia kilkunastu transformatorów II grupy poddanych procesowi suszenia, wykonanego przez firmę Energo-System Rzeszów wg wyżej podanej technologii. Jednostki te podczas badań okresowych wykazywały wysoki poziom zawilgocenia. Prócz tego stan oleju, który był w znacznym stopniu już zestarzony, wymagał podjęcia działań w celu przywrócenia odpowiednich właściwości na drodze regeneracji. Dla przykładu przedstawiono wyniki badań wykonanych podczas procesu suszenia prowadzonego na miejscu zainstalowania transformatora 25 MVA; 110/6,3 kV, po 24-letnim okresie jego eksploatacji. W tabeli 3 zestawiono niektóre wyniki badań wykonanych podczas zabiegu suszenia i po dwóch latach pracy. Przytoczone w tabeli dane potwierdzają, że przeprowadzony zabieg suszenia izolacji dał zadowalające rezultaty, gwarantując możliwość dalszej, bezpiecznej eksploatacji jednostki. W tabeli 4 podano przykład kompleksowego uzdatniania izolacji transformatora o mocy 25 MVA z zachowaniem właściwej kolejności wykonania zabiegów: procesu suszenia przebiegającego w trzech cyklach, a następnie regeneracji zestarzonego oleju.

Uwagi końcowe:

yy przedstawiony i wdrożony do praktyki sposób uzdatniania izolacji transformatorów w miejscu zainstalowania pozwala na uzyskanie korzystnych rezultatów dla poprawy stanu technicznego i wydłużenia żywotności jednostek grupy I i II, yy wdrożone metody nie są skomplikowane, eliminują konieczność długotrwałego wyłączenia transformatora z ruchu, jak również wysokie koszty

Tabela 3. Wyniki badań podczas suszenia transformatora 25 MVA w miejscu zainstalowania Wskaźniki dielektryczne uzwojeń przeliczone na 30°C

Stopień zawilgocenia izolacji papierowej met. FDS

Zawartość wody w oleju przy 50°C

Zawartość wody w próbkach papieru zdjętego z odpływów uzwojeń str. GN

Rezystancja izolacji po czasie 300s

Współczynnik strat dielektrycznych

R300 [MΩ]

tgδ [%]

[%]

[ppm]

[%]

105

1,98

3,48

cienki gładki 3,92 cienki marszczony 3,42

15000

–

cienki gładki 2,15 cienki marszczony 1,90

Po zakończeniu suszenia (9 dni)

~20000

0,51

1,21

cienki gładki 0,95 cienki marszczony 1,12

Po 2 latach eksploatacji

>20000

0,48

1,29

–

Przed przekazaniem do uzdatnienia Po 3 dniach suszenia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tabela 4. Wyniki badań oleju z transformatora 25MVA po kompleksowym uzdatnieniu izolacji (suszenie w trzech etapach oraz regeneracja oleju)

Parametr

Przed uzdatnieniem układu izolacyjnego

Po uzdatnieniu układu izolacyjnego

7/mętny

1/klarowny

34 przy temp. 43ºC

1 przy temp. 50ºC

Charakterystyka CGN-DN Zawartość wody w celulozie przed suszeniem (4,1%)

Barwa (wg VDE 1÷8) Wygląd

Zawartość wody met. K. Fischera [ppm] Rezystywność ρ w temp. 50°C [Ωm]

3,2 x 109

1,1 x 1012

Współczynnik strat dielektrycznych tgδ w temp. 50°C

0,0651

0,0004

0,21

0,01

Liczba kwasowa [mgKOH/gol]

Napięcie powierzchniowe [mN/m]

Wskaźnik polarności ε-n2

0,0639

0,0071

transportu do zakładu remontowego, yy regeneracja zestarzonych olejów stanowi alternatywę dla kosztownej wymiany, przynosząc oprócz korzyści ekonomicznych również inne, związane z ekologią i ochroną środowiska, yy osiągane pozytywne rezultaty uzdatniania spowalniają procesy degradacji izolacji olejowo - papierowej podczas dalszej eksploatacji i gwarantują długotrwałą, bezawaryjną pracę transformatorów. Waldemar Olech, Halina Olejniczak ZPBE ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA Sp. z o.o. Paweł Warczyński, EKOFLUID POLSKA Sp. z o.o. Sławomir Filip ENERGO-SYSTEM S.A. n

Zmiany zawartości wody podczas procesu suszenia oraz po zabiegu regeneracji

Zawartość wody oznaczona w próbce celulozy (met. K. Fischera)

Papier cienki zdjęty z wyprowadzeń GN: 1,19 %

Literatura: [1] Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów. ZPBE Energopomiar -Elektryka, Gliwice 2012. [2] Life Management techniques for power transformers. Broszura CIGRE Nr 227. [3] Kaźmierski M., Olech W. Problemy Zarządzania Eksploatacją Transformatorów. Mat. Konferencyjne, Wisła 2016. [4] Kaźmierski M., Olech W. Monitoring i diagnostyka techniczna transformatorów. ZPBE Energopomiar-Elektryka, Gliwice 2013. [5] Raport TF 15.01.09. Electra No 202, czerwiec 2002. [6] PN-EN 60814 Ciecze izolacyjne. Papier i preszpan nasycane olejem. Oznaczanie wody za pomocą automatycznego miareczkowania kulometrycznego Karla Fischera. [7] Olech W. Rewizje wewnętrzne oraz uzdatnianie izolacji transformatorów w miejscu zainstalowania, Opracowanie Energopomiar-Elektryka Gliwice 2001. [8] Sokolov V. On detonation and rehabilitation of transformer insulation. Mat. Symphosium Doble Eng. CO, 2004. [9] Oommen T. Moisture Equilibrium Charts for Transformer Insulation Drying Practice. IEEE Transaction of Power Apparatus and Systems. Vol. Pas 103, No 10, 1984.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Różne zastosowania kabli i przewodów produkcji Technokabla w wykonaniu bezhalogenowym Bezpieczeństwo pożarowe nie tylko obiektów budowlanych ma duży wpływ na rozwój rozwiązań technicznych a w szczególności stosowanych materiałów.

Rys.1. Przekroje elektroenergetycznych kabli bezhalogenowych

radycyjne materiały posiadają często dobre własności fizykochemiczne w tym również niepalność jednak ze względu na zachowanie w pożarze stanowią zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi. I tak powszechnie stosowany do produkcji kabli polwinit (plastyfikowany polichlorek winylu) w większości swoich odmian zapewnia nierozprzestrzenianie ognia przez kable. Jednak produkty pochodzące z jego spalania są korozyjne i toksyczne, a emitowane dymy gęste i nieprzezroczyste, przez co kable polwinitowe stanowią duże zagrożenie w warunkach pożaru. Alternatywą dla polwinitu stały się materiały bezhalogenowe, czyli tworzywa na bazie kopolimeru etylenu i octanu vinylu EVA z różnego rodzaju dodatkami uniepalniającymi. Brak zawarto-

ści halogenów sprawia, że w warunkach pożaru materiały takie nie emitują toksycznych i korozyjnych produktów spalania a emitowane dymy są jasne i przezroczyste. Dodatkowo dzięki dodatkom uniepalniającym materiały bezhalogenowe są na tyle niepalne, że wykonane z nich kable nierozprzestrzeniają płomienia. Do niedawna stosowanie wyrobów bezhalogenowych nie było przedmiotem żadnych wymagań formalno-prawnych, a jedynie efektem dobrej praktyki inżynierskiej projektantów i przejawem dbałości inwestorów o bezpieczeństwo pożarowe. Ten stan zmienił się wraz z wejściem w życie Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 305/2011 (CPR), które wprowadza nowe wymagania stawiane kablom i przewodom traktu-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

jąc je jako wyroby budowlane. Są one opisane w normie PN-EN 50575 (Kable i przewody elektroenergetyczne, sterownicze i telekomunikacyjne – Kable i przewody do zastosowań ogólnych w obiektach budowlanych o określonej klasie odporności pożarowej). Norma wprowadza klasy reakcji kabli na działanie ognia. W zależności od uzyskanych wyników badań kable mogą posiadać klasyfikację Aca, B1ca, B2ca, Cca, Dca, Eca i Fca. W ramach poszczególnych klas bada się różne własności i stawia kablom kryteria do spełnienia dla takich parametrów jak: rozprzestrzenianie płomienia przez pojedynczy kabel lub wiązkę kabli, emisję ciepła i prędkość rozwoju pożaru. Dodatkowo ocenia się emitowany podczas palenia dym, spadające krople i korozyjność produktów spalania. Na podstawie takiej oceny projektant będzie mógł dobrać odpowiedni rodzaj kabla w zależności od jego zastosowania. W szczególności wysokie wymagania będą stawiane kablom stosowanym w budynkach użyteczności publicznej, budynkach wysokościowych i wszędzie tam gdzie występują duże skupiska osób, których ewakuacja na wypadek pożaru może być utrudniona i może wymagać więcej czasu. Dla takich zastosowań Technokabel S.A. posiada w swojej ofercie kable bezhalogenowe. Obok znanych na rynku bezhalogenowych kabli dedykowanych do systemów przeciwpożarowych certyfikowanych przez CNBOP PiB (Centrum Naukowo-Badawcze Ochrony Przeciwpożarowej – Państwowy Instytut Badawczy) w Józefowie oferujemy także inne kable bezpieczne instalowane w budynkach. Są to kable N2XH-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE -J 0,6/1 kV i N2XCH 0,6/1 kV do zasilania w instalacjach elektroenergetycznych budynków oraz przewody H03Z1Z1-F, H05Z1Z1-F, H05ZZ-F i H07ZZ-F układane w instalacjach elektrycznych pomieszczeń. Do bezpiecznej instalacji teletechnicznej budynków mogą być zastosowane takie produkty jak: yy bezhalogenowe przewody współosiowe (HWDXpek 75, HWD 75, HWL 75 i inne), yy bezhalogenowe skrętki komputerowe (UTP-H, FTP-H), yy kable bezhalogenowe EIB-BUS-H do Europejskiej Magistrali Instalacyjnej w budynkach inteligentnych, yy kable bezhalogenowe do różnych układów automatyki budynków (LiHH, LiHCH, RD-H(St)H, PROFIBUS 02YS(St)CH i inne). Kable bezhalogenowe znajdują zastosowanie nie tylko w instalacjach budynków. Zapewniając odpowiednie bezpieczeństwo pożarowe pełnią funkcje kontrolno-pomiarowe oraz zasilania i sterowania urządzeń w specyficznych warunkach pracy. Do takich zastosowań należy zaliczyć pracę na statkach i platformach wiertniczych. Kable produkcji Technokabla do tego rodzaju aplikacji zaprojektowane w oparciu o standard PN-IEC 60092350 (Instalacje elektryczne na statkach - Kable elektroenergetyczne okrętowe - Ogólne wymagania dotyczące konstrukcji i badań) wykonane są z materiałów bezhalogenowych o własnościach opisanych w normie IEC 60092-360 (Instalacje elektryczne na statkach - Część 360: Materiały izolacyjne i powłokowe do kabli elektroenergetycznych, telekomunikacyjnych i sterowniczych do instalowania na statkach oraz ruchomych i stałych platformach morskich). Spełniają one między innymi wymagania podwyższonej odporności na oddziaływanie substancji ropopochodnych. O podwyższonej odporności chemicznej oraz odporności na uwarunkowania atmosferyczne należy wspomnieć w kontekście przewodów jednożyłowych SOLARTECH przeznaczonych do pracy w nowoczesnych systemach solarnych. Służą one zarówno do bezpośredniego połączenia ze sobą poszczególnych ogniw fotowoltaicznych, jak i do okablowania w puszkach przyłączeniowych oraz połączeń z inwerterem. Dla sprostania trudnym warunkom eksploatacji zostały zaprojektowane

Rys.2. Bezhalogenowy kabel do przekształtników częstotliwości 2XSLCH-J 4x95

Rys.3. Bezhalogenowy kabel kontrolno-pomiarowy 07 IP 09 EIFA SHX 7x2x0,88 mm2

wanych radiacyjnie pozwala na pracę ciągłą w wyższych temperaturach oraz gwarantuje podwyższoną odporność chemiczną.

Rys.4. Przekrój kabla N2XH-J 0,6/1 kV 5x180 SM

przewody TECHNORAY przeznaczone do wykonywania połączeń stałych i ruchomych w pojazdach taboru szynowego oraz komunikacji miejskiej. Zastosowanie na izolację przewodów tworzyw bezhalogenowych usiecio-

Szerokie zastosowania kabli i przewodów bezhalogenowych potwierdzają duży rozwój tej grupy materiałów. Wyroby bezhalogenowe nie tylko są bezpieczne na wypadek pożaru lecz mogą pracować w rozszerzonym zakresie temperatur oraz w trudnych warunkach. Technokabel śledząc rozwój materiałów dostarcza na rynek nowoczesne wyroby spełniające najwyższe standardy. W ten sposób wychodzimy naprzeciw oczekiwaniom naszych klientów. mgr inż. Dariusz Ziółkowski n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

BELOS-PLP S.A. nawiązał współpracę z TOSHIBĄ W ubiegłym roku firma BELOS-PLP S.A. podpisała umowę dystrybucyjną z firmą TOSHIBA, jednym z największych producentów transformatorów, a także jednym z pionierów wprowadzenia do produkcji seryjnej transformatorów z rdzeniem amorficznym.

becnie najpowszechniej używanym materiałem magnetycznym są tak zwane stale transformatorowe, czyli stopy żelaza z krzemem wykorzystywane do budowy urządzeń elektrycznych, a w szczególności do budowy wszelkiego rodzaju transformatorów (energetyczne, małej mocy, autotransformatory itp.). Wadą takich urządzeń są ich duże straty powstałe w rdzeniu i uzwojeniu przejawiające się wydzielaniem ciepła. W skali światowej owe straty sięgają wielu milionów kWh. Olbrzymie straty stwarzały problem wszystkim konstruktorom, aż do chwili odkrycia nowych materiałów zwanych magnetykami amorficznymi. Metal amorficzny inaczej nazywany szkłem metalicznym ma nieuporządkowaną strukturę (rys.1. a)) w porównaniu do struktury krystalicznej znanej nam z klasycznych materiałów magnetycznych (rys. 1. b)). Proces produkcji szkła metalicznego przedstawia rys.2 na którym widać, iż ciekły stop poddany jest szybkiemu schładzaniu z temperatury wyższej od temperatury topnienia do temperatury niższej od temperatury zeszklenia. Wytworzony w taki sposób materiał posiada dużą re-

Rys.1a. Struktura amorficzna, 1b. Struktura krystaliczna

zystywność (60 – 300x10-8Ωm) wyższą od srebra i żelaza.

tywnościowej Unii Europejskiej, która wejdzie w życie w 2020 roku.

Zastosowania materiału potocznie zwanego Metallic glass, czyli szkło metaliczne, cechują się dużo niższymi stratami w porównaniu do swoich odpowiedników wykonanych z klasycznych materiałów - można tutaj powiedzieć o nawet czterokrotnie niższych stratach jałowych. Przy tak niskich stratach transformatory TOSHIBA spełniają rygorystyczne założenia dyrektywy efek-

Zwrot wyższego nakładu finansowego związanego z zakupem droższego transformatora w wykonaniu amorficznym w porównaniu z jego klasycznym odpowiednikiem szacowany jest na 6 do 10 lat. Przyjmując, że urządzenie pracuje w sieci dłużej niż 30 lat, z ekonomicznego punktu widzenia zakup jest jak najbardziej uzasadniony. n

Rys. 2. Poglądowa linia produkcji blachy amorficznej

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY DYSTRYBUCYJNE AmorямБczne oraz CRGO Power Transformers

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zalety napędu magnetycznego w wyłączniku próżniowym typu VCB wykorzystywanym w rozdzielnicach „MILE” produkcji ELTAR ENERGY Wyłączniki próżniowe z napędem magnetycznym typu VCB (Shell/ISM_LD) są standardowo stosowane w rozdzielnicach SN typu MILE produkcji ELTAR ENERGY. Wyłączniki posiadają atesty laboratorium KEMA w Holandii, High - Power Laboratory w Arnheim oraz certyfikat przydatności do stosowania w energetyce polskiej wydany przez Zakłady Pomiarowo - Badawcze „Energopomiar” w Gliwicach. Wykonanie Shell – posiada certyfikat wydany przez Instytut Elektrotechniki w Warszawie.

tosowany w rozdzielnicach „MILE” produkcji ELTAR ENERGY - wyłącznik VCB opracowano w oparciu o najnowsze rozwiązania z zakresu techniki łączeniowej i elektronicznych urządzeń sterowania. Zapewniają one szybkość i pewność działania wyłącznika, co zwiększa bezpieczeństwo personelu w czasie eksploatacji rozdzielnicy. Rozdzielnice wyposażone w wyłączniki z napędem magnetycznym ze względu na bardzo krótkie czasy wyłączania pozostają bezkonkurencyjne w porównaniu ze swoimi tradycyjnymi odpowiednikami z napędami zasobnikowymi. Między innymi z tego powodu cieszą się one taką popularnością w Ameryce Północnej, Australii, Azji i Europie Południowo-Wschodniej. Jednak w Polsce w rozdzielnicach SN są preferowane wyłączniki o napędzie zasobnikowo sprężynowym.

Podstawowe informacje o rozdzielnicy MILE yy Klasyczna, 2- członowa, 4 przedziałowa, wg PN-EN 62271-200 - klasa PM, klasa dostępności do przedziałów LSC2B; yy Parametry znamionowe i zwarciowe dla dystrybucji (primary distribution); yy Łukochronna, odporność rozdzielnicy na skutki działania łuku dla wszystkich przedziałów średniego

napięcia w czasie co najmniej 1 sekundy do 31,5kA - klasa AFLR yy Przebadana w KEMA i CESI, certyfikat IEL;

yy Niezawodna konstrukcja mechaniczna, wyposażona w system ośmiu blokad; yy Wyposażona w klapy wydmuchowe pozwalają na uwolnienie gorących gazów z każdego przedziału w przypadku zwarcia łukowego w jego wnętrzu, czujniki błysku do współpracy z automatyką zabezpieczeniową, system wyłączników krańcowych zamocowany na klapach wydmuchowych; yy Unikalna dzięki zastosowaniu wyłącznika z napędem magnetycznym; yy Możliwe jest wyposażenie w klasyczne wyłączniki o napędzie zasobnikowo-sprężynowym; yy Możliwość dobudowy i rozbudowy standardowo oferowanych modeli np. nad polem zasilającym lub sprzęgłowym, pola pomiaru napięcia z przekładnikami napięciowymi lub uziemnika szyn, co przy niezmienionej funkcjonalności rozdzielnicy daje oszczędność miejsca. W rozdzielnicach MILE możemy zastosować jako urządzenia automatyki zabezpieczeniowej:

yy zabezpieczenia z funkcją programowalnego sterownika polowego: yy REF (ABB), yy MiCOM VAMP (Schneider Energy), yy iZAZ (ZAZ-En), yy Ex-BEL ( Apator-Elkomtech) yy MUPASZ (ITR), yy CZAZ (KES), yy CZIP-PRO (Relpol-Polon), Inne zabezpieczenia, dedykowane funkcji pola dodatkowe układy: yy zabezpieczenia łukochronne ZŁ (Energotest), yy układy przełączania zasilania (SZR/PPZ)

Rozdzielnice MILE produkcji ELTAR ENERGY W związku z tym chcielibyśmy przedstawić zalety wyłącznika próżniowego z napędem elektromagnesowym, stosowanego standardowo w produkowanych przez Eltar-Energy rozdzielnicach średniego napięcia „MILE”. Charakterystyka ogólna, konstrukcja wyłącznika W produkowanych przez ELTAR ENERGY rozdzielnicach „MILE”, stosowane są wyłączniki próżniowe najnowszej generacji z unikalnym napędem elektromagnesowym, gwarantującym bezawaryjne działanie wyłącznika dla 150 000 zadziałań. Prawidłową pracę wyłącznika próżnio-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE wego z napędem magnetycznym typu VCB, zapewniają dwa główne zespoły : łączeniowy i sterowniczy. Zespół łączeniowy o opatentowanej konstrukcji składa się z trzech jednofazowych modułów wyłączających, z których każdy jest wyposażony w napęd elektromagnesowy. Każdy biegun wyłącznika jest zabudowany w oddzielnej komorze próżniowej, które są umieszczone w osłonach elektroizolacyjnych z tworzywa polimerowego, co zwiększa wytrzymałość dielektryczną aparatu. Bieguny wyłącznika są sprzęgnięte mechanicznie przy pomocy wału synchronizującego, którego zadaniem jest : yy Synchronizacja momentu przełączenia styków głównych wyłącznika, yy Przełączenie styków pomocniczych, yy Umożliwienie mechanicznego zablokowania pracy napędu.

odpowiednio: załączającym i wyłączającym. Zespół sterowniczy umożliwia optymalne sterowanie napędem elektromagnesowym, niezależnie od zasilania zewnętrznego i czynników środowiskowych. Kontroluje w sposób ciągły obwody sterowania wyłącznika. Może być zasilany dowolnym napięciem pomocniczym. W przypadku zaniku napięcia pomocniczego do sterowania wyłącznikiem współpracującym z zespołem sterowniczym typu CM można wykorzystać baterię, podłączaną do wejścia „zasilanie awaryjne”. Ponadto jest możliwe autonomiczne zasilanie modułu sterowniczego z obwodów przekładników prądowych w celu unie-

zależnienia się od możliwego zaniku napięcia pomocniczego. Czas zadziałania modułu sterującego najnowszej generacji typu CM16, współpracującego z wyłącznikiem próżniowym z napędem magnetycznym został skrócony do 4 ms, co pozwala na wyłączenie w czasie do 20 ms po otrzymaniu sygnału wyzwalającego z zabezpieczenia przeciwłukowego z optycznymi sensorami. Czas ten jest równy pojedynczemu okresowi cyklu o częstotliwości 50 Hz. W tych samych warunkach wyłączniki o napędzie zasobnikowo-sprężynowym potrzebują do 5 cykli (100ms).

Podwójna synchronizacja działania modułów: elektryczna i mechaniczna gwarantuje jednoczesność ich działania. Komora próżniowa i napęd elektromagnesowy są umieszczone na przeciwległych końcach obudowy elektroizolacyjnej. Styk nieruchomy komory próżniowej jest połączony z zaciskiem górnym bieguna. Zwora i trzpień napędu elektromagnesowego są sztywno połączone z dolnym stykiem komory próżniowej przy pomocy ruchomego izolatora prowadzącego, znajdującego się wewnątrz obudowy elektroizolacyjnej w środkowej jej części. Elementy te są usytuowane w jednej osi ze sprężynami otwierającą i dociskową. Takie rozwiązanie przeniesienia napędu zapewnia prostoliniowy ruch w obu kierunkach i wyklucza konieczność stosowania skomplikowanych układów mechanicznych, występujących w napędach zasobnikowych. Styki zespołu łączeniowego w komorach próżniowych są elektrycznie połączone z zaciskami. Zaciski są przeznaczone do podłączeń szyn lub ramion złącz styków tulipanowych. Zadaniem mikroprocesorowego zespołu sterowniczego jest kontrola blokad łączeniowych przy działaniu zespołu łączeniowego na załączanie oraz współpraca z zabezpieczeniami pola przy działaniu zespołu łączeniowego na wyłączanie pola. W zespołach sterowniczych są zabudowane kondensatory: załączający i wyłączający. Zamykanie i otwieranie styków głównych odbywa się przy użyciu energii zmagazynowanej w kondensatorach

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Charakterystyka działania Załączanie Zestyk komory próżniowej jest w pozycji „otwarty” przez sprężynę otwierającą napędu. Elementem pośredniczącym między trzpieniem napędu, a stykiem ruchomym komory jest ruchomy izolator o budowie labiryntowej. Zamknięcie styków komory następuje po przepuszczeniu przez cewkę napędu impulsu prądowego. Źródłem impulsu jest zespół kondensatorów załączających, umieszczony w zespole sterowniczym. W obwodzie załączania są wykorzystane dwa kondensatorów o różnej pojemności. Pierwszy o mniejszej pojemności podłączony jest do cewki napędu w czasie pierwszych 20 ms procesu załączania, gdy zwora pozostaje nieruchoma i znajduje się w pozycji otwartej. Wstępny impuls prądu płynący przez cewkę, ma za zadanie zmniejszyć prądy wirowe powstające w napędzie w czasie przemieszczania się zwory, by tym samym ograniczyć ilość energii wymaganej do zamknięcia zestyku. Rozładowanie drugiego kondensatora o większej pojemności inicjuje ruch zwory. Prąd płynący przez cewkę wytwarza strumień magnetyczny w szczelinie pomiędzy rdzeniem, a zworą magnetowodu. W wyniku wzrostu prądu następuje zwiększenie strumienia magnetycznego, a przez to wzrost oddziaływania elektromagnetycznego rdzenia na zworę, aż do zrównoważenia siły pochodzącej od sprężyny otwierającej. Zwora, izolator oraz styk ruchomy zaczynają się przemieszczać do góry, ściskając równocześnie sprężynę otwierająca. W ostatniej fazie ruchu następuje dociśnięcie zwory do rdzenia. Równocześnie prąd cewki magnesuje magnes trwały do poziomu, w którym po zani-

ku prądu cewki wytworzony strumień utrzymuje zworę w górnej pozycji. W tym przypadku działa tzw. zatrzask magnetyczny. Strumień wytwarzany przez magnes zapewnia trwałe zamknięcie zestyku nawet w warunkach wibracji lub udarów mechanicznych. Zostało to potwierdzone szeregiem badań. Podczas ruchu zwory sprężyna otwierająca ulega ściśnięciu, tym samym wyłącznik jest gotów do wykonania operacji otwarcia. Podczas operacji zamykania, wał synchronizujący obraca się o 30°, powodując przestawienie wskaźnika położenia i przełączanie zestyków pomocniczych. Po obrocie wału wyłącznik jest również przygotowany do ewentualnego ręcznego wyłączenia i mechanicznego zablokowania napędu. Wyłączanie W celu wyłączenia pola, przez cewkę napędu elektromagnesowego przepuszczany jest prąd o przeciwnym kierunku, pochodzący z kondensatora wyłączającego obwodu otwierania. Przepływający przez cewkę prąd powoduje rozmagnesowanie magnesu trwałego. Siły sprężyn, przezwyciężając siłę przyciągania wytworzoną przez magnes trwały, powodują gwałtowne przemieszczenie zwory w przeciwne skrajne położenie. Uzyskane przyspieszenie zwory zapewnia krótki czas wyłączania rzędu 15-20 ms. Szybkość przestawiania styku ruchomego zapewnia dużą zdolność łączeniową komory. Po prze-

mieszczeniu się w skrajne położenie zespół ruchomy: zwora, izolator prowadzący oraz styk ruchomy jest utrzymywany w położeniu „otwarty” przez sprężynę otwierającą. Podczas operacji otwierania wał synchronizujący obraca się o 30°, powodując przestawienie wskaźnika położenia i przełączanie zestyków pomocniczych. Po obrocie wału wyłącznik jest przygotowany do mechanicznego zablokowania. Maksymalna, szczytowa wartość wytwarzanej siły przekracza 2000 N. Zapewnia to łatwe przerywanie mikrołuków, mogących pojawić się podczas otwierania prądu zwarciowego. Otwieranie ręczne Zespół łączeniowy może być przestawiony w stan otwarcia przez wymuszony z zewnątrz obrót wału synchronizującego. Otwarcie ręczne wyłącznika następuje po przekręceniu wałka blokady w kierunku przeciwnym do ruchu wskazówek zegara z pozycji „odblokowany” do pozycji „otwarty i zablokowany”. Mamy nadzieję, że opisane powyżej unikalne cechy i niezawodność rozwiązań stosowanych w rozdzielnicach MILE zachęcą Państwa do nawiązania współpracy z naszą firmą. Więcej na stronie www.eltar-energy.pl n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Mosty kablowe w urządzeniach elektroenergetycznych Wymiana mostu szynowego na kablowy w stacji WN/SN jako skuteczny środek poprawy niezawodności sieci Wstęp

Na terenach polskich początków elektryfikacji można szukać pod koniec XIX w. Powszechna elektryfikacja wsi i osiedli, polegała na „doprowadzeniu przewodów elektrycznych napięcia użytkowego do budynków mieszkalnych i gospodarczych oraz założenie w tych budynkach wewnętrznego urządzenia odbiorczego” [6]. Wówczas oczekiwania odbiorców koncentrowały się na dostępie do energii elektrycznej, a standardem, w zależności od szacunkowego przychodu gospodarstw, były: 2 lub 3 punkty świetlne i 1 gniazdo wtykowe w mieszkaniu oraz 1 punkt świetlny w zabudowaniach gospodarczych [3, 4, 10]. Dzisiaj dostęp do energii elektrycznej uważany jest za coś naturalnego, oczywistego, a wymagania odbiorców dotyczą przede wszystkim niezawodności zasilania. Nikt już nie wyobraża sobie życia bez pewnych dostaw energii elektrycznej. Praktycznie każda przerwa w zasilaniu powodować może występowanie znacznych szkód dla gospodarki, być przyczyną uszkodzeń maszyn i urządzeń, a także stanowić zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi [2, 3, 4].

Niezawodność sieci elektroenergetycznej

Niezawodność sieci elektroenergetycznej to zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie. Niezawodność zasilania odbiorców określa się wieloma wskaźnikami. Minister Gospodarki w Rozporządzeniu z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, [7] w § 41 ust. 2. nałożył na operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego obowiązek podawania do publicznej wiadomości na swojej stronie internetowej następujących wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej [7]:

yy wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (ang. System Average Interruption Duration Index - SAIDI), stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców, yy wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich (ang. System Average Interruption Frequency Index - SAIFI), stanowiący liczbę wszystkich tych przerw w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców - wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych; yy wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (ang. Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI), stanowiący liczbę wszystkich przerw krótkich w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców. Niezawodność zasilania, determinująca satysfakcję odbiorcy energii elektrycznej, stała się podstawowym wyzwaniem wszystkich operatorów systemu dystrybucyjnego. Od niezawodności zasilania zależeć będzie od 2018 r. przychód taryfowy wszystkich spółek dystrybucyjnych (dane niezbędne do obiektywnej oceny czasu i liczby przerw w zasilaniu będą pozyskiwane w 2016 roku i oceniane w 2017 roku,

a zatem znajdą odzwierciedlenie w taryfach dopiero w 2018). Przedmiotową regulację jakościową Urząd Regulacji Energetyki wprowadził od początku 2016 r. [3, 4]. Na zwrot z kapitału przypisany do taryf operatorów systemu dystrybucyjnego na 2018 r. największy wpływ będzie miało wykonanie założonych na 2016 r. wskaźników SAIDI i SAIFI [5]. Operatorzy systemu dystrybucyjnego, mając na uwadze bezpośredni wpływ wskaźników jakościowych energii elektrycznej na ich taryfę oraz fakt, że na ww. wskaźniki w 80% mają wpływ przerwy występujące w sieci średniego napięcia (SN), zintensyfikowali swoje działanie w celu poprawy niezawodności elektroenergetycznych sieci SN, w szczególności skupili swoją uwagę na elementach mających największy wpływ na ww. wskaźniki. Spółki dystrybucyjne w ramach działań remontowo-inwestycyjnych rozpoczęły wymianę mostów średniego napięcia w stacjach WN/SN.

Mosty kablowe SN stacji WN/SN

Most SN stacji WN/SN jest to połączenie pomiędzy izolatorami przepustowymi uzwojenia dolnego napięcia transformatora WN/SN a rozdzielnicą SN. Schemat stacji WN/SN z mostami SN przedstawiono na rys. 1. W stacjach elektroenergetycznych rozdzielczych WN/SN, jakie eksploatują

Rys. 1. Schemat stacji WN/SN z mostami SN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE spółki dystrybucyjne, występują zazwyczaj trzy rozwiązania techniczne mostów SN: yy napowietrzny most szynowy wykonany z przewodów typu AFL, zawieszony na pojedynczych lub podwójnych łańcuchach izolatorów odciągowych, widok napowietrznego mostu szynowego SN przedstawiono na rys. 2. yy most szynowo-kablowy, wykonany od strony transformatora WN/SN szynami, najczęściej aluminiowymi, na izolacji wsporczej, połączony z kablem SN, niekiedy za pośrednictwem odłącznika; widok mostu szynowo-kablowego SN przedstawiono na rys. 3, yy kablowy, wykonany w całości kablem(-ami) SN, izolowany w całości.

Rys. 2. Widok napowietrznego mostu szynowego SN (źródła: z lewej – Elektromontaż Poznań S.A., z prawej Gogół K.)

Największą awaryjnością charakteryzują się napowietrzne mosty szynowe, są bowiem narażone na ryzyko zerwania izolatora odciągowego, które jest niwelowane poprzez zastosowanie podwójnego łańcucha izolatorów odciągowych oraz ryzyko zwarcia wskutek obecności zwierząt. Dużo mniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty szynowo-kablowe, narażone w zasadzie tylko na zwarcia wskutek obecności zwierząt, a najmniejszą awaryjnością mosty kablowe izolowane w całości. Ryzyko wystąpienia zwarcia na skutek obecności zwierząt znacząco niwelowane jest poprzez izolowanie mostów prefabrykowanymi elementami izolacyjnymi. Widok mostu kablowego izolowanego elementami izolacyjnymi przedstawiono na rys. 5.

Rys. 3. Widok mostu szynowo-kablowego SN na izolacji wsporczej bez odłącznika (źródła: z lewej - Eltel Networks Toruń S.A., z prawej - Tauron Dystrybucja Sp. z o.o.)

Wymiana mostów szynowych na kablowe w stacji WN/SN

Rys. 5. Widok mostu szynowego (z lewej) i szynowo-kablowego przed zaizolowaniem (środek) i po zaizolowaniu (z prawej); źródło: Bezpol Sp. z o.o.

Najkorzystniejszym momentem pod względem organizacyjnym i ekonomicznym na wymianę napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe jest moment wymiany transformatora WN/SN. Dzięki temu koszty związane z wymianą mostów można ograniczyć do minimum (za sprawą wspólnych wyłączeń i bez konieczności remontu transformatora). Przed podjęciem decyzji o wymianie napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe należy sobie odpowiedzieć na pytanie jakie rozwiązanie techniczne wybrać. Wyróżnić można dwa, w zależności od rodzaju izolatorów przepustowych dolnego napięcia transformatorów WN/ SN, rozwiązania techniczne mostów kablowych: yy most kablowy wykonany kablem jednożyłowym (wiązką kabli) zakończo-

Rys. 4. Widok mostu kablowego SN z głowicami konektorowymi ze stożkiem zewnętrznym (z lewej, źródło: www.pfisterer.com) oraz z głowicami ze stożkiem wewnętrznym (źródło: środek - Euromold, z prawej – Gogół K.)

Rys. 6. Głowica kablowa konektorowa SN ze stożkiem zewnętrznym wraz z izolatorami przepustowymi (źródło: www.pfisterer.com)

Rys. 7. Głowica kablowa konektorowa kątowa SN ze stożkiem wewnętrznym wraz z ogranicznikiem przepięć i izolatorem przepustowym (źródło: Euromold)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 8. Most pomiarowy SN do wykonywania pomiarów eksploatacyjnych transformatora (źródło: Euromold)

Rys. 9. Przejście z izolatorów porcelanowych na izolatory ze stożkiem umożliwiające przyłączenie mostu kablowego SN zakończonego głowicami konektorowymi (źródło: Euromold)

nym od strony transformatora głowicą kablową konektorową SN ze stożkiem zewnętrznym (rozwiązanie droższe), yy most kablowy wykonany kablem jednożyłowym (wiązką kabli) zakończonym od strony transformatora głowicą kablową konektorową SN ze stożkiem wewnętrznym (rozwiązanie tańsze). Głowicę kablową konektorową SN ze stożkiem zewnętrznym wraz z izolatorami przepustowymi przedstawiono na rys. 6, natomiast głowicę kablową konektorową SN ze stożkiem wewnętrznym wraz z izolatorem przepustowym przedstawiono na rys. 7. Stosowanie izolatorów przepustowych przy wyprowadzeniu końców uzwojeń dolnego napięcia transformatora niesie za sobą konieczność stosowania mostów pomiarowych SN podczas wykonywania pomiarów eksploatacyjnych transformatora. Widok przykładowego mostu pomiarowego przedstawiono na rys. 8. Stosowanie rozwiązania połączenia izolatora ze stożkiem zewnętrznym w porównaniu do izolatorów ze stożkiem wewnętrznym ma wiele zalet, m.in.: do montażu stosowane są standardowe narzędzia do obróbki i montażu jak

powszechnie stosowane do obróbki kabli i montażu osprzętu kablowego, powszechna znajomość przez monterów konstrukcji izolatorów przepustowych ze stożkiem zewnętrznym i głowic konektorowych ze względu ich licznego występowania w sieciach rozdzielczych SN, dzięki czemu uniknąć można błędów montażowych, prostota rozbudowy połączenia i mostów kablowych na izolatorze przepustowym, nie są wymagane dodatkowe elementy połączenia. Niektórzy producenci głowic konektorowych ze stożkiem wewnętrznym posiadają dodatkowe zalety, np.: odporność na kwasy, zasady i promieniowanie UV, dzięki czemu nie jest konieczne stosowanie dodatkowych metalowych osłon, do demontażu i ponownego montażu głowicy nie jest wymagany żaden dodatkowy element wymienny. Niekiedy spotkać można jeszcze inne rozwiązania, np. przejście z izolatorów porcelanowych na izolatory ze stożkiem umożliwiające przyłączenie mostu kablowego SN zakończonego głowicami konektorowymi kątowymi (rys. 9). Odpowiedź na ww. pytanie pozwoli z dużym wyprzedzeniem zamówić

transformator WN/SN z odpowiednimi izolatorami przepustowymi uzwojeń dolnego napięcia. Każde z dwóch podstawowych rozwiązań technicznych umożliwia przyłączenie ogranicznika przepięć SN do izolatora przepustowego. W niektórych spółkach dystrybucyjnych, np. w ENERGA-OPERATOR S.A. od 2011 r. jako standard występuje transformator WN/SN z izolatorami przepustowymi dolnego napięcia umożliwiającymi przyłączenie mostu kablowego, który wówczas stał się również technicznym rozwiązaniem standardowym [11]. Wymiana mostu szynowego na kablowy bezsprzecznie przyczyni się do poprawy niezawodności sieci SN, ale niesie za sobą pewną niedogodność. W żyłach powrotnych kabli uziemionych obustronnie płynie prąd: wynikający z niesymetrii pojemności doziemnej poszczególnych faz mostu (znikomy udział), ale przede wszystkim z indukowania się siły elektromotorycznej na skutek przepływającego prądu w żyle roboczej (roboczego, ale również i zwarciowego). Wartość zmierzonego prądu przy obciążeniu znamionowym może wynosić nawet

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ponad 300 A (suma prądów w żyłach powrotnych mostu kablowego stacji 110/15 kV dla transformatora o mocy znamionowej 25 MVA wykonanego jako 2xXnRUHKXS o przekroju znamionowym 300/50 mm2). Pomiary zostały potwierdzone obliczeniami. Aby temu zapobiec najkorzystniej odłączyć żyłę powrotną z jednej ze stron, np. od strony rozdzielnicy SN, a jej odizolowany koniec zaizolować. Można go uziemić poprzez ogranicznik przepięć, ale nie jest to konieczne, ponieważ nie wystąpi ryzyko uszkodzenia powłoki kabla.

Podsumowanie

Największą awaryjnością charakteryzują się napowietrzne mosty szynowe. Dużo mniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty szynowo-kablowe, a najmniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty kablowe izolowane w całości. Skuteczną metodą poprawy niezawodności sieci SN jest wymiana napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe w pełni izolowane. Najlepszym momentem pod względem organizacyjnym i ekonomicznym na wymianę napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe jest mo-

ment wymiany transformatora WN/SN. Należy pamiętać aby żyły powrotne kabli mostu kablowego były tylko jednostronnie uziemione. Autor: Mirosław Schwann n

Literatura

[1] Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Niezawodność zasilania odbiorców z sieci średniego napięcia, RYNEK ENERGII 2010, Nr 4. [2] Czarnobaj A., Mazierski M., Automatyzacja sieci i innowacyjne systemy dyspozytorskie a niezawodność dostaw energii elektrycznej, ENERGIA ELEKTRYCZNA 2014, Nr 11, Poznań. [3] Schwann M. Poprawa niezawodności sieci średniego napięcia poprzez instalację łączników z telesterowaniem. Materiały konferencyjne IX Konferencja Naukowo-Techniczna Innowacyjne Materiały i Technologie w Elektrotechnice „Innowacje szansą rozwoju gospodarki” i-MITEL 2016, Łagów, 20-22 kwietnia 2016 r. [4] Schwann M. Optymalne rozwią-

zania dla układów automatyzacji sieci SN. Materiały konferencyjne Konferencji Naukowo-Technicznej „Łączni ki w Eksploatacji”, Ustroń, 17-19 maja 2016 r. [5] Prezes URE: regulację jakościową czas zacząć. Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki w rozmo wie z Ireneuszem Chojnackim. Portal wmp.pl, 07.10.2015 r. [6] Ustawa z dnia 28 czerwca 1950 r. o powszechnej elektryfikacji wsi i osiedli, Dz.U.1950.28.256. [7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz.U.2007.93.623 z późn. zm. [8] https://pl.wikipedia.org/wiki/Joseph_Wilson_Swan [9] https://pl.wikipedia.org/wiki/Thomas_Alva_Edison [10] https://pl.wikipedia.org/wiki/Elektryfikacja [11] Specyfikacja techniczna „Transformatory WN/SN”. ENERGA-OPERATOR S.A. Wydania: 01, 02, 03, 04. (opracowania Schwann M.). [12] http://www.bezpol.com/ [13] http://www.pfisterer.com/ [14] http://www.nexans.com/

systemy przyłączania głowic konektorowych • mufy przejściowe •

• narzędzia do obróbki kabli • końcówki, złączki kablowe prasowane i śrubowe

• opaski kablowe • zaciski odgałęźne • mufy i głowice SN • produkty termokurczliwe • tulejki kablowe • przepusty trafo •

23 www.nexans-power-accessories.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Innowacyjne rozwiązania metodą na zwiększenie efektywności wymiany ciepła Kompaktowe płytowe skraplacze i podgrzewacze W procesach technologicznych wytwarzania energii w elektrowniach i elektrociepłowniach konieczne jest stosowanie różnego rodzaju wymienników ciepła. Zainstalowane zarówno do prostych procesów schładzania i podgrzewania, czy bardziej złożonych procesów skraplania, stanowią wyjątkowo ważną grupę urządzeń i wpływają w znaczący sposób na efektywność zakładu.

radycyjnie w elektrowniach w większości procesów są wykorzystywane płaszczowo-rurowe wymienniki ciepła. Dzięki wprowadzeniu na rynek płytowych wymienników ciepła z ich kompaktową budową i wysoką sprawnością działania oraz dostosowaniu ich do pracy w bardzo wymagających warunkach, uzyskano możliwość zwiększenia efektywności procesów wymiany ciepła i znacznego obniżenia kosztów prowadzonej działalności. Zalety wymienników Alfa Laval W stosunku do płaszczowo-rurowych wymienników ciepła, Alfa Laval oferuje kompaktowe skraplacze i podgrzewacze parowe/gazowe, których zaletą jest wysoka efektywność wymiany ciepła, tak charakterystyczna dla płytowych wymienników, a jednocześnie zwarta budowa, dzięki której wystarcza niewielka przestrzeń dla ich instalacji. Ponadto wymienniki Alfa Laval zapewniają lepszą wydajność i wymagają mniej prac konserwacyjnych. Skraplacze/ ogrzewacze Alfa Laval są zaprojektowane do pracy w zakresie ciśnienia do 40 bar i temperatur do 400°C. Płytowe kompaktowe wymienniki ciepła są ekonomicznym rozwiązaniem do zastosowania jako: yy skraplacze w układach kogeneracyjnych (np. jako podgrzewacze wody w sieci ciepłowniczej) yy skraplacze pary upustowej yy podgrzewacze wody zasilającej yy podgrzewacze kondensatu yy podgrzewacze parowe yy chłodnice kondensatu yy podgrzewacze gazu (układy z turbiną gazową)

Rys. 1. Typowe zakresy pracy skraplaczy i podgrzewaczy Alfa Laval

Rys. 2. Proces skraplania z wykorzystaniem podgrzewaczy i skraplaczy Alfa Laval

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Wytwarzanie energii z wykorzystaniem efektywnych technologii Alfa Laval

24 27 27

17 3

8 5

25 19

Kompletny asortyment rozwiązań Alfa Laval to możliwość zwiększenia efektywności elektrowni i elektrociepłowni, gwarancja bezpieczeństwa zarówno personelu jak i procesów oraz redukcja obciążenia środowiska naturalnego. 1 Chłodnica powietrza uszczelniającego 2 Chłodnica oleju smarnego

16 Wirówka do oczyszczania oleju smarnego pompy wody zasilającej

3 Wirówka do oczyszczania paliwa

17 Podgrzewacz wody zasilającej

4 Filtr oleju Moatti

18 Skraplacz pary wylotowej z turbiny

5 Pomocnicze chłodnice wentylatorowe

19 Wymienniki i filtry w zamkniętym układzie chłodzenia

6 Kocioł do odzysku ciepła ze spalin

20 Chłodnice wentylatorowe skraplacza i pomocnicze

7 Packinox - wymiennik w procesach oczyszczania spalin oraz magazynowania energii cieplnej

21 Podgrzewacz wody sieciowej

8 Ziepack - zintegrowana chłodnica spalin lub reboiler / skraplacz

23 Wirówka do oczyszczania oleju smarnego

9 Olmi - chłodnica gazu syntezowego / generator pary 10 Spawane reboilery i skraplacze w oczyszczaniu spalin 11 Chłodnica żużlu i wody tzw. „black water” 12 Chłodnice uszczelkowe w oczyszczaniu spalin

22 Chłodnica oleju smarnego 24 Chłodnice w systemie chłodzenia generatora 25 System odsalania / przygotowania wody 26 Chłodnica oleju transformatorowego 27 Wirówka do oczyszczania oleju transformatorowego

13 Wymienniki i filtry w otwartym układzie chłodzenia 14 Gazowe i olejowe kotły pomocnicze Aalborg 15 Chłodnica oleju smarnego pompy wody zasilającej Alfa Laval Polska Sp. z o.o. ul. Marynarska 15, 02-674 Warszawa tel. 22 336-64-64, fax: 22 336-64-60 e-mail: poland.info@alfalaval.com

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Wykorzystanie wymienników ciepła Alfa Laval zarówno w nowych instalacjach jak i w modernizowanych obiektach, przynosi ich użytkownikom wiele korzyści: 1. Skraplacze i ogrzewacze Alfa Laval posiadają kompaktową budowę, dzięki czemu instalacje wykorzystujące te urządzenia są o 60% mniejsze, w porównaniu z wymiennikami płaszczowo-rurowymi przeznaczonymi do tego samego zadania. 2. Skraplacze i ogrzewacze Alfa Laval zapewniają znacznie wyższą wydajność, gdyż temperatura podgrzewanego medium może być bardzo bliska temperatury nasycenia pary. Jest to szczególnie istotne, gdy jako medium grzewcze wykorzystywana jest para przy niskim ciśnieniu lub w próżni. Jeśli jest to konieczne, skraplacz można zaprojektować w taki sposób, aby w jego dolnej części kondensat został przechłodzony do wymaganej temperatury. 3. Pozwalają w znacznym stopniu obniżyć koszty oraz wymagania dotyczące przeprowadzania prac konserwacyjno-serwisowych. Dzięki zastosowaniu specjalnej konstrukcji płyt, przepływ w płytowym wymienniku ciepła charakteryzuje się wysoką turbulencją, która wpływa na podwyższenie sprawności wymiany ciepła.

WORTAL

Jednocześnie wysoka burzliwość przepływu zmniejsza problem osadzania się zanieczyszczeń wewnątrz wymiennika, co ogranicza do minimum konieczność przeprowadzenia prac serwisowych.

dernizacje czy rozbudowa już istniejących instalacji. Gwarantują one zawsze wysoką sprawność wymiany ciepła, oszczędność przestrzeni instalacyjnej oraz obniżenie kosztów zużycia energii.

Oprócz szerokiej gamy wymienników ciepła, Alfa Laval oferuje także usługi w zakresie projektowania systemów. Są one przeznaczone zarówno dla nowo projektowanych elektrowni i elektrociepłowni jak i zakładów, w których planowane są mo-

Alfa Laval Polska Sp. z o.o. ul. Marynarska 15, 02-697 Warszawa tel. 22 336-64-64, fax: 22 336-64-60 poland.info@alfalaval.com n

Rys. 3. Wymiennik AlfaCond pracujący jako skraplacze pary niskoprężnej

eminaria techniczne

QR CODE

Wygenerowano na www.qr-online.pl

DRUKOWANY BIULETYN BRANŻOWY

23.02.2017 - Olsztyn - edycja 50 23.03.2017 - Katowice - edycja VII 04.04.2017 Legnica

Diagnostyka i monitoring maszyn w zakładach przemysłowych

Darmo wy wpis p o d s t aw ow y

20.04.2017 - Piła - edycja 51 16.05.2017 - Rzeszów - edycja 52 13.06.2017 - Elbląg - edycja 53 21.09.2017 - Siedlce - edycja 54 24-25.10.2017 - Wrocław (2 dni) - edycja VIII 23.11.2017 - Kraków - edycja 55 06.12.2017 - Zielona Góra - edycja 56

- nowości z branży - porady specjalistów - przegląd prasy branżowej - katalogi firm i producentów - opisy urządzeń i podzespołów - kalendarium ważnych wydarzeń - słownik techniczny angielsko-polski i polsko-angielski

NEWSLETTER (11.000 ODBIORCÓW)

PRAKTYCZNE SZKOLENIA Programowanie sterowników PLC Siemens S7-1200

URZĄDZENIA Energoelektronika.pl tel. (+48) 22 70 35 290/291, fax (+48) 22 70 35 101DLA ENERGETYKI 2/2017 marketing@energoelektronika.pl, www.energoelektronika.pl

Jeżeli chcesz pracować jak VIP...! Jeżeli spotkałeś się kiedyś z kamerą termowizyjną zapomnij o tym co dotychczas widziałeś. Nowe kamery dostępne od lidera rynku, czyli firmy FLIR wykorzystują niespotykane do tej pory w tych urządzeniach technologie, które przenoszą kamery termowizyjne FLIR na kolejny poziom, niedostępny dla konkurencji.

d marca 2017 roku dostępne są na rynku kamery FLIR z serii Exx w odświeżonej wersji. Wykorzystują one laser, który wykorzystywany jest między innymi jako narzędzie do ustalania ostrości kamery. Dodatkowo działa on w trybie ciągłym, co pozwala na uniknięcie sytuacji, w której termogram będzie nieostry. Oprócz tego kamery wyposażone są w odbiornik promieni lasera, które pozwalają na określenie odległości w jakiej operator kamery termowizyjnej stoi podczas wykonywania pomiaru. Absolutną nowością jest natomiast możliwość zmierzenia obszaru pomiarowego, którego powierzchnia wyświetla się na ekranie i zachowanie jej do ewentualnej, późniejszej analizy. Zastosowane inteligentne obietywy w kamerach Exx pozwalają na szybką wymianę bez konieczności wysyłania kamery na rekalibrację która mogła trwać kilka tygodni i generować dodatkowe koszty. Dostępne optyki 42° x 32° (obiektyw 10 mm), 24° x 18° (obiektyw 17 mm), 14° x 10° (obiektyw 29 mm) Nowy wyświetlacz zastosowany w kamerach FLIR E95,E85,E75 z przekątną 4” pozwala na obserwowanie obrazu na wyświetlaczu w obrębie kąta 160 stopni. Wykorzystanie szerszego kąta kamery obrazu widzialnego wzmacnia opa-

tentowaną przez FLIR funkcję MSX. Kamera posiada również funkcję UltraMax, która bierze pod uwagę naturalne drżenie ręki i w trakcie naciśnięcia spsutu wykonuje jednocześnie 16 zdjęć, które następnie w oprogramowaniu pozwalają na uzyskanie obrazu nawet z 645 888 pikselami. Dragontrail™ to kolejna nowość dostępna w kamerach FLIR, wytrzymałe szkło chroniące panel nawigacji oraz wytrzymała konstrukcja zapewnia wysoką ochronę urządzenia nawet w najtrudniejszych warunkach. Każda kamera FLIR z serii Exx wyposażona jest łączność Wifi która pozwala na żywo przesyłanie obrazu do smartphona oraz poprzez Bluetooth współpracę z szeroką gamą mierników pomiarów elektrycznych. Zapraszamy do odwiedzenia naszego ośrodka szkoleniowego w Świdnicy gdzie jako partner Infrared Training Center prowadzimy szkolenia z badań termowizyjnych yy paneli fotowoltaicznych yy budownictwa zgodnie z normą PN-EN 13187 yy energetyki Są to szkolenia 2 dniowe, ukończenie szkolenia wiąże się z uzyskaniem międzynarodowego dyplomu ITC. Zachęcamy też do zakupu kamer termowizyjnych w naszej firmie jako autoryzwany Premium dystrybutor FLIR na Polskę gwarantujemy 30 % zniżki na szkolenie przy zakupie kamery u nas.

Euro Pro Group Renata Gonet Autoryzowany Dystrybutor FLIR ul. Jałowcowa 1, 58-200 Dzierżoniów Email: rgonet@interia.pl, www.europro.com.pl Kom. 697 790 707, Tel. 74 831 30 87 n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Nowe spojrzenie na termowizje SONEL KT-650 Ekonomiczne czynniki decydujące o rentowności produkcji przemysłowej w dużej mierze zależą od ciągłości procesów technologicznych. Z tej perspektywy zapobieganie powstawaniu awarii urządzeń elektrycznych czy też mechanicznych ma kluczowe znacznie dla kosztów działalności takich zakładów. Wszyscy jesteśmy zgodni co do tego, iż prewencja jest znacznie tańsza w praktyce, niż usuwanie skutków awarii. oprócz trybu IR oraz PIP posiada nowy tryb mieszania obrazów, nakładanie konturów obrazu widzialnego na obraz IR. Można rejestrować zarówno obrazy statyczne jak i filmy. Narzędzia programowe pozwalają na analizę obrazu już z poziomu kamery, także w trybie obrazu na żywo. Każde z zapisanych zdjęć IR można dodatkowo opisać notatką tekstową, dodać notatkę dźwiękową i/lub graficzną. Kamera, dzięki wbudowanemu GPS-owi oraz kompasowi, automatycznie zapisuje lokalizację wykonania zdjęcia. Wygenerowanie raportu może nastąpić na miejscu prowadzonych badań poprzez wewnętrzny generator plików PDF. Kamera posiada szereg możliwości połączenia z urządzeniami zewnętrznymi, zarówno przewodowo (LAN, USB, HDMI) jak i bezprzewodowo (Wi-Fi). W warunkach przemysłowych jest to nieocenione narzędzie diagnostyczne, poczynając od miejsc z ograniczonym dostępem, a kończąc na wszelkich urzą-

Rys. 1. Kamera KT-650

ardzo szybki postęp elektroniki umożliwił powstanie kamer termowizyjnych o bardzo szerokich możliwościach diagnostycznych przy jednoczesnym, znacznym obniżeniu kosztów związanych z ich zakupem. Kamery termowizyjne są bardzo wygodnym narzędziem, pomagającym w utrzymaniu ciągłości produkcji i selektywnym wskazywaniu punktów, w których może wystąpić awaria. Zakres ich zastosowania zależy praktycznie jedynie od wyobraźni osoby, która takim sprzętem się posługuje. Obecnie w ofercie SONEL S.A. znajdują się kamery o różnej wielkości matryc. Na szczególną uwagę zasługuje kamera KT-650, oparta na matrycy InfraRed (IR)

640x480 pikseli. Pozwala to na rejestrowanie wysokiej jakości, w pełni radiometrycznych, obrazów IR . Wysokie parametry pomiarowe uzupełnia intuicyjne oprogramowanie interface’u, oparte na nowym systemie operacyjnym. Obsługa kamery, przy pomocy dużego i ruchomego wyświetlacza dotykowego, jest bardzo wygodna, a wraz z wychylną częścią korpusu, w której umieszczony jest nowoczesny obiektyw, tworzy idealne rozwiązanie, wprowadzając na nowy pułap wygodę użytkowania kamery, zwłaszcza w miejscach, gdzie wymagane jest obserwacja z nietypowej perspektywy. Mocne oświetlenie zewnętrzne nie jest problemem, ponieważ można w takim przypadku wykorzystać wbudowany wizjer. Kamera

Rys. 2. Termogram transformatora

Rys. 3. Termogram tablicy bezpiecznikowej

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

serwować to na obrazie. Takie same sprawdzania mogą być dokonywane dla wszystkich elementów instalacji elektrycznej. Rysunek 3 wskazuje na problem w obwodzie zabezpieczonym wkładką topikową. Przyczyny tu mogą być dwie: przetężenie w tym obwodzie lub uszkodzona podstawa bezpiecznikowa (zły styk powodujący np. iskrzenie i wzrost temperatury). Prowadzenie prewencyjnych badań termograficznych może również pomóc w identyfikacji zużywających się łożysk, sprawdzeniu szczelności instalacji itp. Rysunek 4 pokazuje stan termiczny fragmentu instalacji z pompą i zaworami. Łatwość i właściwą ocenę, analizę termogramu, zapewniają różne palety kolorystyczne. Różnorodność palet pozwala na wyodrębnienie obszarów o różnych temperaturach i obserwację elementów w ściśle zdefiniowanym przez użytkownika zakresie termicznym.

Rys. 4. Termogramy pompy w różnych paletach kolorystycznych

dzeniach wirujących ogólnie dostępnych. Pierwszym przykładem niech będzie transformator średniego napięcia, z reguły znajdujący się w komorze, do której nie można wejść lub mniejszy na słupie. Wyłączenie jest kłopotliwe, ale nie sprawdzenie kamerą termowizyjną. Na rysunku 2 prezentowany jest termogram wskazujący na prawidłową pracę transformatora. W przypadku problemów ze złączami lub przeciążenia od razu można zaob-

a Kamer jna izy w o m r te

KT-650

Podsumowując, jeden obraz to więcej niż tysiąc słów. Uniwersalność tej maksymy dotyczy również termografii. Prezentowane przykłady to ledwie ułamek procenta możliwości i zastosowań kamer termowizyjnych, mających na celu przedstawienie jedynie uniwersalności i łatwości posługiwania się takimi urządzeniami. Wyposażenie służb utrzymania ruchu w nowoczesny sprzęt do badań termograficznych wydaje się zatem ze wszech miar korzystane i uzasadnione ekonomicznie, ponieważ umożliwiają one wczesne wykrywanie anomalii w sposób prostszy i znacznie szybszy, niż mogłoby to być zrealizowane metodami tradycyjnymi. n

» wymienna bateria Li-ion; » 5” obrotowy, dotykowy ekran; » wbudowany moduł analizy zdjęć w kamerze; » nowy tryb łączenia obrazów - MIF; » możliwość dodania notatki teks tekstowe j, głosowej oraz graﬁcznej; » program ThermoAnaliza2; » ...i wiele innych.

sonel.pl URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

EKSPLOATACJA I REMONTY

Nowe akumulatorówki od Hitachi Hitachi Power Tools Polska w najbliższym czasie wprowadzi do sprzedaży cztery nowe modele wiertarko – wkrętarek akumulatorowych: DS14DBL2, DS18DBL2 oraz modele z udarem mechanicznym (zębatkowym) DV14DBL2 i DV18DBL2.

yżej wymienione urządzenia zastąpią modele poprzedniej generacji DS14DBL, DS18DBL, DV14DBL i DV18DBL. Nowe wkrętarki dzięki bardzo wysokim parametrom zaklasyfikowane zostały do najwyższej klasy urządzeń akumulatorowych. Nowa bardzo wytrzymała konstrukcja przekładni oraz zastosowanie kolejnej generacji silnika bezszczotkowego pozwoliły na uzyskanie bardzo wysokiego momentu obrotowego. I tak dla urządzeń o napięciu zasilania 14,4V wynosi on 110Nm a dla 18V aż 136Nm. Zwiększyła się również prędkość pracy tymi urządzeniami średnio o 3%-20%. Zastosowanie silników bezszczotkowych nowej konstrukcji zaowocowało zmniejszeniem długości całkowitej obudowy w porównaniu do poprzednich modeli DS/DV18DBL: 206/220mm, i wynosi 204mm. Oczywiście w urządzeniach tej klasy nie może zabraknąć rozwiązań elektronicznych, które chronią użytkownika i poprawiają komfort pracy. Oprócz znanych już z innych urządzeń akumulatorowych systemów, nowe wkrętarki wyposażone zostały w inteligentne roz-

wiązanie zabezpieczające użytkownika: System RFC (Reactive Force Control). Zabezpiecza on ręce użytkownika w trakcie nagłego zaklinowania (zatrzymania) się wrzeciona. System sprawdza obciążenie silnika i w przypadku jego gwałtownego wzrostu odcina zasilanie. Oczywiście Inżynierowie Hitachi dokładają wiele starań, aby nowe urządzenia były jak najbardziej ergonomiczne, funkcjonalne i przyjazne użytkownikowi. Nie inaczej jest w przypadku opisanych wkrętarek. Zastosowano w nich okładziny typu soft touch zapobiegające ślizganiu się ręki oraz poprawiające chwyt. Całość jest doskonale wyważona. Wszelkiego rodzaju przetłoczenia na obudowie mają zabezpieczyć maszynę przed zniszczeniem i udarami, ale również przed uszkodzeniem obrabianego materiału. We wkrętarkach zastosowano profesjonalne uchwyty wiertarskie z funkcją blokady, która zapobiega przypadkowemu poluzowaniu osprzętu. Dla poprawy chwytu narzędzia - szczęki głowicy wiertarskiej zostały wyposażone w węgliki spiekane. Ze względu na wysoki moment obrotowy do urządzenia dołączono długą,

łatwą w montażu i wytrzymałą rękojeść boczną. Miejsce pracy oświetlane jest jasną diodą LED, która również sygnalizuje nam opisaną w instrukcji odpowiednią sekwencją błysków, iż został uruchomiony system chroniący maszynę lub operatora. Urządzenia posiadają również zabezpieczenie termiczne chroniące silnik przed przegrzaniem. Do zasilania nowych maszyn wykorzystano akumulatory o bardzo dużej pojemności, aż 6Ah. Aby naładować tego typu ogniwa do całego zestawu dołączono szybkie ładowarki uniwersalne nowego typu UC18YDL, które naładują akumulator 6Ah w niecałe 40 min. (obecnie około 80 min) natomiast ogniwa od 1,5Ah do 5Ah zostaną naładowane w przedziale czasowym od 15 min. do 30 min. Ładowarki te posiadają również wskaźnik naładowania akumulatora oraz złącze USB do ładowania np. smartfonu. n Krzysztof Nawrocki Doradca Techniczno-Szkoleniowy Hitachi Power Tools Polska

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

9-11 MAJA 2017 R. TORUŃ

TRANSFORMATOR’17 MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOROWA Organizator:

Partner Merytoryczny:

Patronat Honorowy:

Patronat Medialny:

W programie: • Zagadnienia w pracach CIGRE S.C.A2 • Diagnostyka transformatorów i ocena jej skuteczności • Awaryjnośćtransformatorów, przyczyny awarii • Postęp w zakresie konstrukcji i budowy transformatorów • Alternatywne dielektryki ciekłe w transformatorach • Monitoring transformatorów, najnowsze trendy i dotychczasowe doświadczenia • Izolatory przepustowe, aktualne zagrożenia w eksploatacji • Układy izolacyjne transformatorów - nowe rozwiązania • Próby odbiorcze • Rozwiązania konstrukcyjne transformatorów rozdzielczych do pracy w sieci z przyłączonymi, po stronie nn,źródłami energii rozproszonej • Transformatory współpracujące z układami przekształtnikowymi W czasie konferencji odbędzie się Tutorial organizowany wspólnie z Komitetem Studiów A-2 CIGRE poświęcony problematyce przepięć w transformatorach.

Strona www Konferencji: http://transformator.ptpiree.pl

Osoba kontaktowa: Karolina Nowińska tel. +48 61 846-02-15, e-mail: nowinska@ptpiree.pl

EKSPLOATACJA I REMONTY

Zakrętarki i klucze udarowe Hitachi

Maszyny o symbolach początkowych WH - zakrętarki oraz WR - klucze udarowe to jedne z najważniejszych urządzeń w ofercie Hitachi.

rządzenia te są wykorzystywane wszędzie tam gdzie potrzebny jest duży moment obrotowy, czyli w mechanice samochodowej, serwisach maszyn i urządzeń budowlanych, konstrukcjach stalowych, drewnianych itp. Oferta wyżej wymienionych urządzeń dzieli się na maszyny zasilane akumulatorowo oraz zasilane sieciowo prądem przemiennym. Wśród zakrętarek i kluczy udarowych z zasilaniem akumulatorowym znajdziemy modele z silnikami tradycyjnymi komutatorowymi jak również z bezszczotkowymi jednostkami napędowymi. Z pośród tych ostatnich na szczególną uwagę zasługuje model WH18DDL, który posiada klasę ochrony IP56 i jest przeznaczony do pracy w szczególnie trudnych warunkach. Znak „IP”, czyli międzynarodowe oznaczenie klasy ochrony jest standardem opracowanym przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC), aby wskazać stopień ochrony zapewnianej przez obudowy urządzeń elektrycznych przed dostępem do części niebezpiecznych, wnikaniem ciał stałych i wni-

kaniem wody. Klasa ochrony IP56 dotyczy samego urządzenia wyposażonego w akumulator. Odporność na pył i wodę samego akumulatora nie jest gwarantowana. Pierwsza cyfra charakterystyczna w naszym przypadku jest nią „5” oznacza: Ochronę przed dostępem do części niebezpiecznych: drutem (próbnik dostępu o średnicy 1,0 mm nie może wchodzić) oraz stopień ochrony przed obcymi ciałami stałymi: ochrona przed pyłem (przedostanie się pyłu nie jest całkowicie wykluczone, ale pył nie może wnikać w takich ilościach, aby zakłócić prawidłowe działanie urządzenia, lub zmniejszać bezpieczeństwo.) Druga charakterystyczna cyfra oznacza zaś stopień ochrony przed szkodliwymi skutkami wnikania wody do chronionego urządzenia. W naszym przypadku jest to cyfra „6” a oznacza ona: ochronę przed silną strugą wody (woda lana silnym strumieniem na obudowę z dowolnej strony nie wywołuje szkodliwych skutków). Zakres momentów obrotowych urządzeń bateryjnych mieści się w granicach od 100 Nm do 480 Nm natomiast

zasilanych prądem przemiennym od 250 Nm do 1000 Nm. Urządzenia zasilane sieciowo takie jak WR14VE, WR16SE, WR22SE, oraz WR25SE wyposażone są w silniki bezszczotkowe. Dzięki takiemu rozwiązaniu znacznie zwiększono ich żywotność, ponieważ zostały wyeliminowane elementy naturalnie zużywające się takie jak szczotki oraz komutator. Zastosowanie jednostek bezszczotkowych wpływa również na stabilność parametrów pracy urządzenia zwłaszcza, kiedy stosujemy długie przewody zasilające (Warunki testu: Przy użyciu 100 metrowego przedłużacza, dwa przedłużacze 50 m o przekroju przewodu 2,0 mm2) lub jako źródło energii używamy agregaty prądotwórcze. Spadek efektywności waha się w granicach 7%-15% co jest bardzo dobrym wynikiem w porównaniu do maszyn z tradycyjnymi silnikami komutatorowymi, gdzie spadek ten wynosi od 21% do aż 45%. Krzysztof Nawrocki Doradca techniczny n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

EthosEnergy Poland S.A. EthosEnergy Poland S.A. jest firmą o polskim rodowodzie, posiadającą ponad 45 - letnią tradycję w działalności na rzecz polskiej i światowej energetyki. Łączymy nasze doświadczenie w modernizacji polskiej energetyki z umacnianiem pozycji na rynkach międzynarodowych, będąc od 2014 roku w Grupie EthosEnergy, jednej z największych światowych sieci zrzeszającej firmy wyspecjalizowane w usługach dla energetyki.

Projektowanie i produkcja + Projektowanie i produkcja transformatorów: blokowych, sieciowych, piecowych i prostownikowych

Przeglądy i serwis transformatorów + Przeglądy transformatorów wszystkich typów + Montaż na stanowisku i prace serwisowe + Przeglądy przełączników zaczepów wszystkich typów

Profil działalności Domeną EthosEnergy Poland S.A. jest modernizacja i produkcja maszyn i urządzeń elektroenergetycznych dla elektrowni zawodowych, przemysłowych i elektrociepłowni. Współpracujemy również z sektorem przesyłu i dystrybucji energii. Oferujemy nie tylko kompleksowe modernizacje, zwiększające moc generatorów i transformatorów, ale także nowe energooszczędne transformatory dużych mocy oraz stojany i wirniki generatorów. Ponad połowę obrotów naszej firmy stanowi sprzedaż dla klientów zagranicznych, zlokalizowanych w ponad pięćdziesięciu krajach na sześciu kontynentach.

Nowe energooszczędne transformatory

Innowacyjne rozwiązania dla energetyki Wysoko zaawansowane techniki projektowania oraz nowoczesny park technologiczny, pozwalają na optymalizację parametrów technicznych produktu i spełnienie przez niego wysokich wymagań jakościowych, ochrony środowiska i bezpieczeństwa eksploatacji. Dzięki temu możemy zaoferować naszym Klientom kompleksowe usługi, innowacyjne rozwiązania i energooszczędne produkty.

Remonty i modernizacje + Remonty kapitalne transformatorów + Modernizacje wszystkich typów transformatorów

Diagnostyka transformatorów + Pomiary okresowe, pomontażowe i poawaryjne wszystkich typów transformatorów o napięciu do 420 kV + Badania chemiczne i elektryczne olejów izolacyjnych oraz badania materiałów elektroizolacyjnych

EthosEnergy Poland S.A. zdobył silną pozycję rynkową jako producent transformatorów dużych mocy i transformatorów specjalnych. W ostatnich latach wyprodukowano m. in. transformatory blokowe 450 MVA / 420 kV, autotransformator 250 MVA / 400 kV i autotransformatoy 330 MVA / 410 kV. Tym samym nasza oferta obejmuje niemal wszystkie jednostki transformatorów dużych mocy i najwyższych napięć.

EthosEnergy Poland S.A.

42-701 Lubliniec ul. Powstańców Śląskich 85, www.ethosenergygroup.pl

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Nowoczesne zarządzanie transformatorami ukierunkowane na niezawodność – system ekspercki AHT Wprowadzenie: System ekspercki AHT (AssetHealth Transformers) opracowany został na bazie doświadczeń w serwisowaniu i produkcji transformatorów energetycznych m.in. w USA, Kanadzie, Szwecji oraz Niemczech. System działa w oparciu o algorytmy wykonujące analizę modeli powstawania uszkodzeń transformatorów w podziale na zjawiska termiczne, elektryczne, mechaniczne oraz awarie akcesoriów i inne czynniki. Ponadto, stosuje się nowatorskie podejście do obliczania tak powstałych „indeksów zdrowia” uzależniając badane parametry oceny stanu technicznego od typu analizowanego uszkodzenia. W efekcie użytkownik otrzymuje przegląd kondycji floty transformatorów w trybie online, gdzie stan techniczny urządzenia opisuje parametr Ryzyko Uszkodzenia. Dla każdej jednostki dostępne są również szczegółowe informacje odnośnie zidentyfikowanych problemów jak i rekomendacje dalszych działań zaradczych lub naprawczych.

Wstęp Znaczna grupa transformatorów mocy pracujących w polskim systemie energetycznym to jednostki w wieku przekraczającym 30-40 lat. W ostatnich latach obserwuje się również wzrost wymagań odnośnie niezawodności eksploatowanych urządzeń i zapotrzebowania na profesjonalne rozwiązania serwisowe, pozwalające na wydłużenie czasu bezpiecznej eksploatacji starszych transformatorów. Jak pokazują statystyki, większość awarii transformatorów sprowadza się do usterek olejowo-celulozowego układu izolacyjnego, przełączników zaczepów oraz izolatorów przepustowych (rys.1). Awariom tym w dużej mierze można zapobiec, stosując właściwe narzędzia prewencji oraz predykcji w ocenie stanu technicznego urządzeń. Wychodząc naprzeciw zagrożeniom wynikającym z obniżenia parametrów starzejącej się floty trans-

Przełącznik zaczepów; 31,16 %

Przekładnik prądowy; 0,37 % Uzwojenia; 37,69 %

Układ chłodzenia; 1,12 % Kadź; 0,75 % Ekrany magnetyczne; 0,37 % Rdzeń i obwód magnetyczny; Izolatory przepustowe; 2,61 % 17,16 %

Wyprowadzenia; 5,78 % Ekrany elektryczne; 0,56 %

Izolacja; 2,43 %

Rys.1. Statystyczny rozkład przyczyn awarii transformatorów (źródło CIGRE)

formatorowej i komponentów składowych jednostek, autorzy proponują po dejście, które bazuje na właściwym ukierunkowaniu działań serwisowych w oparciu o bieżący monitoring stanu technicznego transformatorów, nadaniu priorytetów dla urządzeń wymagających natychmiastowej interwencji, a następnie zapewnieniu optymalnych kosztowo i zaawansowanych technologicznie rozwiązań serwisowych.

Inteligentne zarządzanie flotą monitoring i system ekspercki AHT Wychodząc naprzeciw oczekiwaniom, w czasie powszechnej komputeryzacji i cyfryzacji, Serwis Transformatorów proponuje swoim partnerom koncepcję inteligentnego zarządzania flotą transformatorów uwzględniającą wsparcie produktowe i konsultacyjne na każdym poziomie szczegółowości (rys.2). Poczynając od sensorów gazów rozpuszczonych w oleju CoreSense i oprzyrządowania zdolnego do komunikacji elektronicznej, poprzez inteligentny system monitoringu CoreTec, kończąc na systemie eksperckim AHT zdolnym generować konkretne wnioski

i zalecenia w oparciu o kompleksową ocenę stanu technicznego. AHT (ang. AssetHealth Transformers) jest systemem powstałym na bazie algorytmów będących podsumowaniem wiedzy inżynierów ABB w temAHTe oceny kondycji i zagrożeń w eksploatacji transformatorów energetycznych. Do niedawna wiedza ta była dostępna jedynie dla specjalistów wewnątrz firmy i służyła do komercyjnej oceny stanu technicznego jednostek transformatorowych w oparciu o przeprowadzoną diagnostykę. Wraz z implementacją algorytmów w systemie dynamicznie zbierającym dane, możliwe stało się opracowanie systemu eksperckiego, który został udostępniony na rynku w formie oprogramowania dostarczanego wraz z jednostką komputerową i spełniającego wszelkie wymagania w zakresie bezpieczeństwa teleinformatycznego. Wdrożenie oprogramowania odbywa się na zasadzie integracji z systemem sterowania i nadzoru w celu zasilenia AHT danymi z transformatora, a w przypadku braku dostępności sygnałów w trybie online system może zostać zasilony poprzez okresowe ręczne wprowadzenie danych. Możliwy jest też wariant mie-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 szany, gdy część sygnałów na bieżąco spływa z czujników (np. zawartość wodoru w oleju lub temperatura oleju), a pozostałe uzupełniane są okresowo z częstością wynikającą z okresowości pomiarów kontrolnych transformatora (np. tangens delta izolacji i przepustów lub badanie fizyko-chemiczne oleju). W ogólnym ujęciu analiza wykonywana przez AHT uwzględnia równolegle dane statyczne – projektowe i historyczne – oraz dynamiczne, spływające z czujników i bieżącej diagnostyki podczas eksploatacji transformatora. Ocenia się pięć kategorii ryzyka powstawania usterek, związanych odpowiednio z uszkodzeniami mechanicznymi, dielektrycznymi, termicznymi, awarią oprzyrządowania oraz innymi uszkodzeniami, których charakter nie odpowiada żadnym z wcześniej wymienionych. Stosuje się również nowatorskie podejście do obliczania tzw. indeksu zdrowia urządzenia, gdzie waga ocenianych parametrów oraz ich dobór zależy od analizowanej usterki. Jest to podejście odbiegające od popularnie kalkulowanego wskaźnika ważonego, który z góry narzuca wagę określonych parametrów np. wynik DGA czy też pomiar tg delta izolacji bez względu na rodzaj analizowanego uszkodzenia. Znamiennym jest bowiem, że dla wybranego typu rozwijającej się usterki należy zwrócić uwagę na konkretny zestaw parametrów ściśle z nią powiązanych i przypisać adekwatne wagi dla każdego z nich. Takie podejście, określane mianem zarządzania aktywami zorientowanego na niezawodność, pozwala na określenie ryzyka usterki w sposób do tej pory nieosiągalny w branży transformatorów mocy. Koncepcja zarządzania flotą transformatorów opisana w niniejszym akapicie stanowi odejście od znanego i powszechnie stosowanego modelu utrzymania ruchu bazującego na przeglądach okresowych w kierunku modelu opartego o bieżącą ocenę faktycznego stanu technicznego urządzeń. Zastosowanie takiej metodologii pozwala na właściwe ukierunkowanie funduszy remontowych, optymalizację wydatków i zapewnienie maksymalnej niezawodności transformatorów.

fizyko-chemicznych, zapis obciążenia i temperatury oraz wyniki okresowych pomiarów elektrycznych. Dla lepszej funkcjonalności i zapewnienia wyższej jakości wskazań w trybie online rekomenduje się doposażenie transformatorów w czujniki gazu. System zasilony pełnym zestawem informacji wejściowych może w najbardziej rzetelny sposób czerpać z algorytmów oceny stanu technicznego generując parametr ryzyko awarii będący relatywną wielkością odnoszącą daną jednostkę do floty ujętej w sposób statystyczny. Ponadto, zdrowie dowolnego transformatora opisuje zestaw powiadomień, alarmów, ostrzeżeń, oraz komunikatów na temat rekomendowanych działań zapobiegawczych i naprawczych jak i informacje o potencjalnych błędach danych wejściowych. Informacje te są dostępne dla użytkownika w panelu operatorskim lub „wypychane” w formie komunikatów wg zadanych ustawień. W przypadku wykrycia problemu system dokonuje analizy potencjalnych przyczyn źródłowych i nakierowuje użytkownika na rozwiązanie, co pozwala przeznaczyć środki na właściwe zabiegi serwisowe tam gdzie są one potrzebne, równocześnie oszczędzając na okresowych wydatkach dla tych jednostek gdzie są one bezzasadne. System AHT wyposażony jest w panel główny operatorski na którym dostępny jest wgląd w urządzenia użytkownika z perspektywy ich lokalizacji geograficznej, lub w formie listy, gdzie przez sortowanie wyodrębnić można z łatwością te, dla których oszacowane ryzyko awarii jest najwyższe. Zagłębiając się w strukturę systemu, użytkownik może otworzyć zestaw zakładek pokazujących na bieżąco dane zebrane i kalkulowane dla konkretnego transformatora

lub też obejrzeć przebiegi zapisanych wartości. Jednocześnie prawa część ekranu pokazuje procentowy udział danego typu rozwijającego się uszkodzenia w zbiorczej ocenie zdrowia jednostki (niebieski wykres słupkowy) czy też położenia danego transformatora na wykresie opisującym flotę użytkownika z punktu widzenia znaczenia w systemie oraz faktycznego stanu technicznego, gdzie najbardziej krytyczne i wymagające uwagi są transformatory na polu czerwonym (rys. 3). Przedstawione powyżej właściwości samej aplikacji stanowią podstawowe miejsca styku użytkownika z interfejsem operatora. Niemniej jednak szczególnym elementem wyróżniającym opisywane rozwiązanie na tle dostępnych rozwiązań konkurencyjnych jest sposób analizowania danych i kalkulowania parametru ryzyko awarii, pozwalającego w sposób porównawczy i skwantyfikowany ocenić wybrane jednostki odnosząc je do wybranej floty urządzeń. Przyjęto zasadę serwisowania floty urządzeń zorientowanego na niezawodność. Sprowadza się to do zapewnienia maksymalnej funkcjonalności wszystkich urządzeń poprzez zagwarantowanie maksymalnej funkcjonalności każdego z komponentów składowych transformatorów. Przy takich założeniach system nadaje właściwe priorytety potencjalnych uszkodzeń zarazem identyfikując wszystkie typy uszkodzeń znane dla transformatorów. Dla każdego z przypisanych typów określa się zestaw parametrów z właściwie przyjętymi wagami i analizuje składowe elementy tak wygenerowanego i przytaczanego już współczynnika nazwanego ryzyko awarii. Podejście takie gwarantuje bardziej nie-

AHT – zasada działania System AHT działa tym lepiej, im więcej danych wejściowych otrzyma od użytkownika. Minimalne dane potrzebne do wygenerowania wartościowych informacji to parametry projektowe, okresowe wyniki laboratoryjnej chromatografii oleju oraz badań

Rys.2. Koncepcja inteligentnego zarządzania cyklem życia transformatorów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rys. 3. AHT – wygląd panelu operatora, kolejne wglądy i szczegółowe informacje

zawodną ocenę stanu technicznego niż w przypadku konwencjonalnego badania zestawu parametrów z przypisanymi na stałe wagami, gdyż istnieje wiele sytuacji w których krytyczne dla zdolności operacyjnej transformatora uszkodzenie, może mieć nieznaczny wpływ na inne parametry i w ogólnej ocenie generować dobry wynik końcowy. Uzupełnienie nowatorskiej koncepcji oceny stanu technicznego transformatorów stanowi również zestaw zaawansowanych algorytmów obliczeniowych, umożliwiających systemowi AHT dynamiczne analizy danych wejściowych z uwzględnieniem błędów statystycznych, dokładności pomiarowych, trendów, danych historycznych, korelacji czy też standardów i dostępnej wiedzy branżowej lub typu zainstalowanego czujnika online DGA. Opracowano również złożony zestaw komunikatów generowanych dla użytkownika w formie rekomendacji działań oraz ostrzeżeń dla wszystkich przypadków przekroczenia wartości standardowych i różnych typów analizowanych uszkodzeń. Oprogramowanie AHT może być dostępne dla użytkownika w różnych wariantach, w zależności od jego zakresu oczekiwań i dostępności własnych służb utrzymania ruchu. Wariant uproszczony polega na wykorzystaniu możliwości systemu dla jednorazowej (lub wielokrotnej) oceny kondycji floty transformatorów na podstawie da-

nych dostarczonych przez użytkownika. Nie jest wymagane fizyczne instalowanie systemu u Klienta ani jego integracja z systemem sterowania i nadzoru. W wariancie podstawowym przewiduje się zainstalowanie AHT u Klienta oraz integrację w możliwym zakresie z danymi generowanymi z transformatora na bieżąco. Klient, na podstawie licencji, którą otrzymuje na każdy transformator, ma możliwość korzystania w pełni z funkcjonalności oprogramowania na bieżąco monitorując stan floty, weryfikując wybrane jednostki i adekwatnie zarządzając pracami serwisowymi. W wariancie rozszerzonym Klient może uzupełnić wdrożony system AHT dla pełnej funkcjonalność uzupełniając brakujące urządzenia monitoringu transformatorów oraz powierzyć część odpowiedzialności za bieżące utrzymanie floty w dobrej kondycji firmie ABB na podstawie umowy serwisowej.

Podsumowanie W ślad za standardami ustalonymi w wybranych krajach o najwyższej kulturze technicznej, firma ABB promuje i dostarcza na rynku polskim serwis transformatorów w rozumieniu działalności zapobiegawczej i predykcyjnej. W koncepcję tę wpisuje się rozwiązanie inteligentnego zarządzania cyklem życia transformatorów budowane na kanwie nowoczesnych systemów monitoringu, eksperckich systemów kom-

puterowych wykorzystujących wiedzę i doświadczenie branżowe firmy oraz otwartości samych specjalistów z fabryk i serwisów na całym świecie do pomocy i konsultacji wtedy gdy konieczna jest elastyczność w ocenie danych, której z przyczyn oczywistych system komputerowy posiadać nie może. Opisany w niniejszym opracowaniu system ekspercki AHT jest kwintesencją wiedzy inżynierskiej i globalnych doświadczeń w produkcji i serwisie transformatorów wszystkich typów oraz wielkości. Umiejscowienie tej wiedzy w nowoczesnym rozwiązaniu informatycznym pozwoliło na opracowanie narzędzia zdolnego do integracji z różnorodnymi standardami transmisji danych dla umożliwienia pracy w trybie online i zapewnienia użytkownikowi transformatorów bieżącej wiedzy w zakresie kondycji floty monitorowanych urządzeń. Zarazem metoda obliczania oceny stanu technicznego poprzez parametr ryzyko awarii stanowi istotny krok naprzód w stronę racjonalizacji standardów oceny kondycji transformatorów i zapewnia użytkownikowi właściwe ukierunkowanie wydatków dla optymalizacji kosztów utrzymania ruchu wg koncepcji serwisu zorientowanego na niezawodność oraz kondycję floty eksploatowanych urządzeń. Mirosław Owczarek Michał Lasota ABB Sp. z o.o. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Cornelius Plath Product Manager

Szybsza i łatwiejsza diagnostyka transformatora niż kiedykolwiek wcześniej … … to hasło przyświecało nam w pracach nad nowym urządzeniem pomiarowym. TESTRANO 600 to pierwszy na świecie przenośny trójfazowy system pomiarowy, który obsługuje wszystkie powszechnie stosowane badania elektryczne przeprowadzane na transformatorach mocy. Przy pomocy jednej konfiguracji okablowania dla wielu rodzajów pomiarów, TESTRANO 600 znacznie zmniejsza czas wykonania pomiarów. Jego specjalnie zaprojektowane podzespoły zapewniają nowy poziom dokładności. A dotykowy kolorowy wyświetlacz umożliwia intuicyjną i komfortową pracę. www.omicronenergy.com/newTESTRANO600

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

„Cykl życia” gazu SF6 Kompleksowe obsługa aplikacji wykorzystujących heksafluorek siarki WIKA od ponad 40 lat rozwija produkty do monitoringu, analizy oraz obsługi gazu SF6. Obecnie ponad 1,5 milionów produktów dba o bezpieczeństwo urządzeń przesyłowych i dystrybuujących energię elektryczną na całym świecie. W artykule, w skrócie, przedstawione zostało portfolio produktowe WIKA i omówione zostały podstawowe zasady dokonywania pomiaru. Prezentowane urządzenia wpisują się w koncepcję „cyklu życia” gazu SF6, jaka przyjęta została przez WIKA. Koncepcja zakłada, aby na każdym etapie: uruchomienie, normlana praca, konserwacja oraz serwis maszyny, możliwy był dokładny pomiar ilości i jakości gazu SF6 wypełniającego przedmiotową maszynę. Zgodnie z takim założeniem w artykule opisane zostały zarówno przykładowe urządzenia do napełniania i ewakuacji gazu, monitoringu gęstości, analizy chemicznej, czy wykrywające wyciek gazu z maszyny.

IKA swoją działalność rozpoczynała od produkcji ciśnieniomierzy oraz termometrów. W 1976 roku, wykorzystując swoje już kilkudziesięcioletnie doświadczenie w produkcji tych urządzeń, zaprezentowała pierwszy przyrząd do pomiaru gęstości gazu SF6 z kompensacją bimetaliczną, będący połączeniem obu technologii – pomiaru ciśnienia i temperatury. Od tego momentu, poprzez rozwój urządzeń oraz pozyskiwanie partnerów strategicznych, rozpoczął się wieloletni proces uzupełniania portfolio produktowego, którego celem stała się kompleksowa obsługa klienta pracującego z gazem SF6, zgodnie z przyjętą przez WIKA koncepcją „cyklu życia” gazu SF6 (rys. 1). Ze względów bezpieczeństwa oraz negatywnego wpływy gazu na środowisko naturalne umiejętna obsługa gazu SF6 jest równie istotna na każdym etapie i w świetle przepisów prawa powinna dokonywać jej tylko przeszkolona kadra. Urządzenia WIKA pozwalają na dokładny jakościowy i ilościowy pomiar oraz pewną (szczelną) obsługę urządzeń izolowanych heksafluorkiem siarki na każdym etapie koncepcji „cyklu życia”. Do kontroli gęstości gazu SF6 (np. w komorze rozdzielnicy izolowanej gazem) stosuje się wskaźniki gęstości gazu. Przykładowy wskaźnik przedstawiono na rysunku rys. 2. Urządzenie mierzy ciśnienie gazu SF6 adaptując się do

Rysunek 1: Cykl życia gazu SF6. Zielone pola, wewnętrzy krąg: 1. Ewakuacja powietrza/azotu, 2. Analiza jakości, 3. Napełnianie gazem SF6, 4. Analiza jakości gazu, 5. Obsługa gazu SF6, 6. Ewakuacja gazu SF6. Szare pola, zewnętrzny krąg: 1. Uruchomienie, 2. Ciągłe monitorowanie warunków pracy, 3. Konserwacja/serwis

faktycznego „zachowania się” gazu poprzez uwzględnienie wpływu temperatury na jego ciśnienie. W tym celu we wskaźnikach montuje się elementy kompensujące wpływ temperatury. Zasada pomiaru takiego wskaźnika gęstości gazu przedstawiona została na rysunku 3. W celu monitorowania pracy komory wypełnionej gazem i uzyskania zdalnej informacji zwrotnej, w postaci sygnału alarmowego, podczas spadku gęstości

gazu SF6 poniżej określonej wartości, można zastosować monitory gęstości gazu, czyli wskaźniki gęstości gazu z elektrycznymi stykami przełączającymi (rys. 4) lub przełączniki gęstości gazu bez wskazania bieżącej wartości (rys. 5). W przypadku przełączników gęstości gazu, aby zapewnić dokładność punktu przełączania stosuje się zabudowaną w przełączniku, referencyjną komorę wypełnioną gazem SF6. Możliwy jest także ciągły pomiar parametrów gazu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 przy pomocy monitorów gęstości gazów z elektrycznym sygnałem wyjściowym lub przetworników gęstości gazu. W przypadku tych drugich, za pomocą jednego przyrządu możliwy jest pomiar jednej lub nawet 4 parametrów gazu znajdującego się w komorze. Urządzenie GDHT-20 przedstawione na rysunku 6 umożliwia jednoczesny pomiar gęstości, temperatury, wilgotności oraz ciśnienia, a dane przesyłane są za pomocą protokołu Modbus®. Wszystkie modele wykonane są z wysoce odpornych na produkty dekompozycji gazu SF6 materiałów, a ich obu-

detektor gazu GIR-10 wykorzystujący technologię podczerwieni niedyspersyjnej – NDIR (rysunek 7). Pomiar w tej technologii oparty jest na z prawie Lambert`a-Beer`a, które mówi nam, że absorpcja promieniowania jest wprost proporcjonalna do stężenia i grubości warstwy gazu przez który przechodzi promieniowanie. Zasada pomiaru została przedstawiona na rysunku 8. Gaz SF6 wykazuje największą absorpcję przy długości fali promieniowania podczerwonego 947 cm-1, dlatego też taka długość fali jest stosowana przy pomiarze. Jako referencyjną długość fali sto-

Rysunek 2: Wskaźnik gęstości gazu SF6. Model GDI63

Ciśnienie P

Gęstość

Wskazanie

Kompensacja temperaturowa 20°C

Temperatura

20°C

Temperatura

Rysunek 3: Zasada pomiaru gęstości gazu SF6 wskaźnikiem gęstości z kompensacją temperatury.

dowy są hermetyczne. W hermetycznie zabudowanym układzie pomiarowym brak jest negatywnego wpływu ciśnienia atmosferycznego na pomiar, dodatkowo nie występuje również kondensacja wilgotność. W celu określenia kondycji urządzenia wypełnionego heksafluorkiem siarki dokonuje się również analizy chemicznej gazu oraz szczelności urządzenia. Przyrządy do jakościowej analizy gazu SF6 oraz detektory wycieku WIKA rozwijała z wykorzystaniem doświadczenia Dortmundzkiej firmy G.A.S, której to dział urządzeń analizy gazu SF6 został włączony w struktury WIKA w roku 2009. Bardzo popularnym urządzeniem do pomiaru wycieku gazy SF6 jest ręczny

Rysunek 4: Monitor gęstości gazu ze stykami przełączającymi - model GDM-100

suje się promieniowanie podczerwone o długości fali 2500 cm-1, gdyż dla tej długości fali absorpcja przez SF6 oraz cząsteczki wody znajdujące się w powietrzu praktycznie nie występuje. Łatwość obsługi i poręczność to bardzo ważne cechy urządzenia GIR-10. Operator może przenosić urządzenie na pasie zawieszonym na ramieniu, a pomiar dokonywany jest za pomocą tzw. pistoletu, co umożliwia łatwy dostęp do komory wypełnionej SF6. Zarówno urządzenie na ramię, jak i pistolet wyposażone są czytelny wyświetlacz i diody wskazujące poziom stężenia gazu – rysunek 7 i 9. W zależności od wersji GIR10 wysyła sygnał, gdy przekroczony zostaje określone stężenie. Do jakościowego egzaminowania heksafluorku siarki WIKA oferuje precyzyjny

Rysunek 5: Przełącznik gęstości gazu. Model GDS-MV

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Rysunek 6: Przetwornik gęstości, temperatury, ciśnienia oraz wilgotności gazu. Model GDHT-20

analizator jakości gazu SF6 model GA11 (rysunek 10), który jest zdolny do pomiaru aż siedmiu parametrów testowanej mieszanki. Do wyróżniających cech urządzenia zaliczyć należy kompaktową, lekką i przenośna konstrukcje zamknięta w przenośnej walizce, zasilanie bateryjne, wysoką dokładność oraz rozdzielczość, możliwość wymiany sensora w technologii plug-and-play, możliwość rozbudowy urządzenia o dodatkowe sensory, elastyczne zarzadzanie danymi (USB, LAN, pamięć wewnętrzna). W zależności od potrzeb klienta sensor SF6 może być kalibrowany dla jednej lub obu mieszanek gazu: SF6/N2 lub SF6/CF4. W przypadku, gdy sensor jest skalibrowany dla obu mieszanek gazu użytkownik zmienia rodzaj kalibracji w oprogramowaniu urządzenia. GA11 można także skalibrować do pomiaru stężenia gazu g3. Podstawowa konfiguracja GA11 zawiera sensor do pomiaru wilgotności oraz czujnik stężenia gazu. Pomiar stężenia gazu SF6 wykorzystuje zjawisko różnej prędkości rozchodzenia się dźwięku w mieszaninach gazowych. Prędkość rozchodzenia się dźwięku w powietrzu to w przybliżeniu 330 m/s podczas, gdy w gazie SF6 dźwięk rozchodzi się z prędkością około 130 m/s. Zmierzona prędkość dźwięku jest kompensowana temperaturowo i przy pomocy mikrokontro-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 do ponownego użycia gazu SF6 (CIGRE B3.02.01, IEC albo z zgodnie z wprowadzonymi przez użytkownika danymi). Odpowiednio wyświetlają się symbole OK lub Not-OK (rysunek 11) Do pięciuset wyników pomiaru może być przechowywanych w pamięci wewnętrznej urządzenia i może być bezpośrednio transferowana na zewnątrz za pomocą portu USB. Oprogramowanie “SF6-Q-Przeglądarka pomiarów analizatora”, zawiera darmową funkcję eksportu danych do pliku PDF lub formatu CSV, co umożliwia import danych do programu Microsoft Excel lub innych programów kalkulacyjnych i programów zarządzających bazami danych.

Rysunek 7: Detektor gazu oparty o technologię podczerwieni, Model GIR-10

Prawo Lambert-Beer

Absorpcja Natężenie światła po absorpcji gazu SF6 Natężenie światła bez absorpcji Współczynnik absorpcji Natężenie Długość komory radiacyjnej (komora próbki gazu)

Rysunek 8: Zasada działania detektora gazu opartego o technologię podczerwieni, Model GIR-10

lera zamieniana na wartość stężenia ppm do 0…500 ppm. Sensor HF dogazu. Wilgotność w urządzeniu GA11 stępny jest w zakresie pomiarowym 0 mierzona jest przy pomocy pojem- ... 10 ppmv. Dodatkowe porty umożlinościowego czujnika wilgotności, któ- wiają w łatwy sposób montaż towarzyry budową przypomina kondensator. szących sensorów. Dostępne są sensoWarstwa wewnętrzna czujnika wyko- ry mierzące stężenie takich substancji nana jest z higroskopijnego materiału jak: siarkowodór (H2S), tlenek węgla nieprzewodzącego podczas gdy, war- (CO). Uruchomienie GA11 odbywa się stwy zewnętrze wykonane są z prze- jednym przyciskiem, a pierwsze wyniwodnika. Zmiana stałej dielektrycznej ki pomiaru mogą być już widoczne na materiału higroskopijnego jest pro- ekranie dotykowym po około siedmiu porcjonalna do wilgotności względnej minutach od chwili gotowości systew otoczeniu czujnika. Najczęściej wy- mu do pracy. Wyniki są automatycznie bieranymi sensorami dodatkowymi są porównywane z ustawionym progiem czujniki mierzące stężenie (w ppmv) dla zanieczyszczonego lub zdatnego SO2 oraz HF. Do mierzenie stężenia tych związków chemicznych wykorzystywany jest sensor elektrochemiczny. Działa on na zasadzie pochłaniania cząstek gazu przez warstwę elektrolitu. Pojemność elektrolitu zmienia się wraz ze zmianą ilości cząstek, badanego związku, w elektrolicie. Zmiana pojemności, z wykorzystaniem narzędzi oceny sygnału elektronicznego, jest konwertowana na wartość stężenia substancji. Dla dokładnego pomiaru spodziewanych wartości produktu dekompozycji gazu SF6, jakim jest dwutlenek siarki, sensory SO2 występują w różnych zakresach pomiarowych: od 0…10 Rysunek 9: Obsługa urządzenia GIR-10

W zależności od potrzeby, testowany gaz po analizie może być wpompowany bezpośrednio do zbiornika, z którego został pobrany, innego zewnętrznego zbiornika lub do zewnętrznej torby GA45 do tymczasowego przechowywania gazu SF6 (rysunek 11). Ostatnią grupa urządzeń do obsługi gazu SF6 w porfolio WIKA są urządzenia do napełniania oraz ewakuacji, a więc: pompy ewakuacji powietrza i azotu, zestawy do napełniania i ewakuacji gazu SF6, oraz akcesoria mechaniczne takie jak szybkozłącza, węże oraz przyłącza. Flagowym urządzeniem w tej grupie jest model GPU-2000, który umożliwia wykonanie umożliwia kilku procesów przy pomocy jednego urządzenia, zachowując przy tym wysoki stopień bezpieczeństwa oraz łatwość obsługi. Urządzenie GPU-2000 (rysunek 13) wyposażone jest w bezolejowy kompresor i bezolejową pompę próżniową do gazu SF6 (zapobiega zanieczyszczeniu gazu), pompę próżniowa do powietrza oraz zbiornik na gaz. Całość zamontowana jest na mobilnym wózku. Używając 10” czytelnego dotykowego panelu kontrolnego, można przygotować komorę (ewakuacja powietrza/ azotu) do napełnienia gazem SF6,

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rysunek 10: Precyzyjny analizator jakości gazu SF6. Model GA11

Rysunek 11: Przykładowa analiza wyników pomiarów w modelu GA11

napełnić oraz ewakuować gaz z komory. Możliwe tryby pracy przedstawione zostały na rysunku 14. Aby zapewnić bezpieczną obsługę urządzenia, WIKA wyposażyła GPU-2000 w system bezpieczeństwa bazujący na elementach SIL-2. System bezpieczeństwa zapobiega wprowadzeniu GPU w szkodliwe/niebezpieczne warunki pracy. Komponenty SIL-2 do których się odnosimy to czujnik ciśnienia, waga zbiornika na gaz SF6 oraz detektor wycieku gazu oparty na technologii podczerwieni. Ten ostatni system wykrywa wyciek w zakresie pomiarowym 0…2000 ppmv i kiedy w miejscu pracy limit wycieku zostaje przekroczony detektor automatycznie przełącza system w tryb bezpieczny oraz sygnalizuje alarmem operatora urządzenia. WIKA zwraca także szczególną uwagę na kwestie bezpieczeństwa związane z przepełnieniem zbiornika magazynującego gaz SF6. W teorii zbiornik na gaz może być napełniony, aż po krawędź w określonej i stałej temperaturze. W praktyce ma to jednak rzad-

kie zastosowanie. Wzrost temperatury gazu może prowadzić do poważnych konsekwencji na przykład, gdy zbiornik z gazem narażony jest na ekspozycję promieni słonecznych. Ciśnienie gazu w takim zbiorniku wzrasta i gaz może uciec przez zawór bezpieczeństwa. W celu zredukowania możliwości wycieku gazu poprzez zawór bezpieczeństwa napełnienie zbiornika za-

Rysunek 12: Torba do tymczasowego przechowywania gazu SF6. Model GA45

trzymuje się poniżej wartości 0,8 kg/l określonego standardem IEC 6227-4. Tak działająca funkcja bezpieczeństwa pozwala na użytkowanie GPU-2000 w większym, niż zazwyczaj zakresach temperatury otoczenia, praca do 40 °C oraz przechowywania do 60°C. Dzięki zastosowaniu specjalnych filtrów oraz węży system bezpieczeństwa GPU2000 nie ma wpływu na szybkość

Rysunek 13: Model GPU-2000 z 300 litrowym zbiornikiem do obsługi gazu SF6 (przygotowanie do napełniania, napełnianie, ewakuacja)

ewakuacji i napełniania. Urządzenie zaprojektowane zostało w taki sposób, aby wydłużyć czas pomiędzy koniecznymi przeglądami serwisowymi do maksimum np. konserwacja kompresora gazu SF6 przewidziana jest co 2500 godzin pracy. GPU-2000 jest mobilnym urządzeniem realizującym kilka zadań. W ofercie WIKA dostępne są również urządzenia spełniające pojedyncze funkcje, także klient w zależności od zadań jakie chce wykonywać, może zdecydować się na zakup jedynie kompresora SF6, samej pompy próżniowej lub wagi. D. Warczyński WIKA Rysunek 14: Model GPU-2000 Możliwe tryby pracy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Projektowanie i testy laboratoryjne podobciążeniowych przełączników zaczepów z komorami próżniowymi Streszczenie Podobciążeniowy przełącznik zaczepów służy do regulacji napięcia wyjściowego transformatora bez jakichkolwiek przerw sieci. Z uwagi na fakt, że przełącznik zaczepów jest jedynym ruchomym elementem wewnątrz transformatora, musi on bezwzględnie spełniać wymagania jakości i wytrzymałości. Ścisła współpraca pomiędzy ASEA/ABB a Operatorem szwedzkiego systemu przesyłowego przy tworzeniu pierwszej na świecie sieci przesyłowej 400 kV spowodowały stworzenie filozofii projektowania, która nadal po 70 latach jest podstawą naszej działalności: prostota to niezawodność. Znaczna poprawa niezawodności wyłączników próżniowych, podwyższone wymagania w związku z bardziej wymagającymi zastosowaniami i konieczność ograniczenia konserwacji sprawiły, że naturalnym krokiem w rozwoju przełączników zaczepów stała się technologia próżniowa. Rozwój nowych metod badań w celu sprawdzenia ich wydajności poprzez symulowanie prawdziwych warunków roboczych, nieosiągalnych do zbadania w tradycyjnych obwodach testowych, stał się warunkiem wstępnym przed wprowadzeniem ich na rynek/ Aby móc zagwarantować niską częstotliwość konserwacji, konieczne było również zrozumienie i zbadanie, jak woda zawarta w oleju wpływa na wydajność przełączników zaczepów.

Słowa kluczowe:

Podobciążeniowy przełącznik zaczepów, przełączniki zaczepów, technologia próżniowa

Wstęp Podobciążeniowy przełącznik zaczepów służy do regulacji napięcia wyjściowego z transformatora mocy, aby zapewnić niezmienność napięcia sieciowego niezależnie od obciążenia. Regulacja odbywa się w niewielkich krokach i polega na podłączaniu lub odłączeniu uzwojenia regulacyjnego

Przełączniki zaczepów 31%

Uzwojenie 37%

Chłodzenie 1% Kadź 1% Strumień magnetyczny 1%

Przewody wyjściowe 6%

Izolacja 2%

Izolatory przepustowe 18%

Rdzeń i obwód magnetyczny 3%

Rysunek 1. CIGRÉ SC A2 – 2015; Przełączniki zaczepów odpowiadają za 31% awarii transformatorów

transformatora. Zakres regulacji wynosi zazwyczaj do ±15% napięcia sieciowego i podzielony jest na kroki – od 9 do 35. W normalnych zastosowaniach sieci elektroenergetycznej przełącznik zaczepów przełącza się od 10 do 20 razy dziennie. Zmiana obciążenia jest sterowana impedancją wewnątrz przełącznika zaczepów, czy to reaktancją, czy rezystancją. Przełączniki zaczepów z opornikami są najpowszechniejsze i wyróżniamy dwa ich rodzaje: przełączniki wybierakowe i przełączniki mocy. yy Przełączniki wybierakowe łączą wybór pozycji z przełączaniem mocy w tym samym przedziale. Wymaga to mniejszej liczby elementów, co skutkuje zwartą konstrukcją. Jednakże taka konstrukcja jest ograniczona do transformatorów o mocy do ok. 145 kV/100 MVA. yy W przypadku przełącznika mocy przełączającego prąd jest on oddzielny względem części wybierającej położenie, tzw. wybieraka zaczepów. Przełącznik mocy znajduje się w odrębnym przedziale, a wybierak zaczepów zanurzony jest w oleju transformatora. Taki przełącznik zaczepów może być używany do wielu różnych zastosowań i nadaje się

do zastosowań, w których występują wysokie napięcia i moc. yy Przełączniki zaczepów montowane są albo w kadzi, albo na kadzi transformatora. Przełączniki montowane w kadzi znajdują się w kadzi transformatora, a przełączniki montowane na kadzi transformatora są do niej przykręcone lub przyspawane od zewnątrz i znajdują się we własnym przedziale olejowym. Przełączniki montowane na kadzi co do zasady zapewniają lepszy dostęp dla prac konserwacyjnych, ponieważ jest on możliwy z poziomu podłoża. Jednakże ich zastosowania są ograniczone w zakresie mocy.

Historia i filozofia projektowania Od wczesnych lat XX wieku przełączniki zaczepów były wytwarzane przez głównych producentów europejskich i od tego czasu ulegały ulepszeniom dzięki nieustannym badaniom i doświadczeniom operacyjnym. Ścisła współpraca z właścicielami sieci i branżą usług użyteczności publicznej nie pozostaje bez znaczenia. Stanowiła ona jedną z podstaw filozofii projektowania. W latach 40. XX wieku napięcie przesy-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 łowe wzrosło do 400 kV, a pierwszy system przesyłowy 400 kV został stworzony przez operatora szwedzkiego systemu przesyłowego. Jednym ze skutków tej innowacji było przyjęcie surowych wymagań przez spółkę energetyczną. Obejmowały one wszystkie obszary sieci i wymagały, aby projekty były proste i niezawodne, w szczególności w zakresie obsługi i konserwacji. Sposób działania technologii musiał być łatwy do zrozumienia, a montaż, obsługa i konserwacja nie mogły wymagać żadnych specjalnych narzędzi. Od tego czasu przełączniki zaczepów ABB opierają się na tej filozofii, a przywiązanie do prostoty pozwoliło na stworzenie konstrukcji o mniejszej liczbie elementów i niższych kosztach konserwacji. Statystyki pokazują, że mniejsza liczba elementów podnosi niezawodność przełącznika zaczepów.

GRÉ SC A2 – 2015, powinny one bezwzględnie spełniać wymagania jakości i wytrzymałości – patrz rysunek 1. Przełączniki zaczepów narażone są na równoczesne naprężenia , wynikające z obciążenia mecha-nicznego i elektrycznego. Przełączniki zaczepów i materiały, z których są wykonane, muszą pracować w szerokim zakresie temperatur przy ich zanurzeniu w oleju transformatora. Stawia to bardzo surowe wymagania zarówno wobec konstrukcji, jak i materiałów. Innymi głównymi elementami tej filozofii projektowania są: wykorzystywanie wyłącznie najwyższej klasy materiałów od najlepszych dostawców i wykonywanie badań typu wykraczających poza normy międzynarodowe. Przykładem tego są komory próżniowe, będące kluczowymi elementami próżniowych przełączników

Poza zwiększeniem niezawodności, mniejsza liczba elementów wpływa na znaczne zmniejszenie rozmiaru. Warto wspomnieć, że znacznie więcej niż sto wczesnych transformatorów zamontowanych na szwedzkiej sieci w latach 40. XX wieku nadal pracuje z pierwotnymi przełącznikami zaczepów. Przez ostatnie 30 lat badane i rozwijane były alternatywne technologie gaszenia łuku. Na początku lat 70. XX wieku ABB opatentowała system wykorzystujący wyłączniki próżniowe, który w tamtym czasie nie był technologią na tyle sprawdzoną i przetestowaną, na ile wymaga tego energetyka zawodowa. Korzyści z przejścia na technologię próżniową nie były dostatecznie jasne, a produkt nigdy nie został wprowadzony na rynek. Od tego czasu deregulacja branży energetycznej sprawiła, że efektywne wykorzystanie urządzeń stacyjnych staje się kluczowym czynnikiem. Obniżenie kosztów konserwacji jest częścią tej pogoni za wyższą efektywnością. Rozwój dojrzałej technologii próżniowej jest odpowiedzią na potrzebę bardziej efektywnego wykorzystania transformatorów mocy. W następstwie po roku 2000 do przełączników zaczepów z opornikami wprowadzone zostały próżniowe przełączniki zaczepów, które obecnie stają się dominującą technologią. Jako że przełączniki zaczepów są jedyną ruchomą częścią wewnątrz transformatora i jedną z głównych przyczyn awarii transformatorów na całym świecie według najnowszego raportu CI-

Rysunek 2: Produkcja komór próżniowych w ABB Niemcy

zaczepów, produkowane przez ABB Niemcy, gdzie kluczowym zadaniem czystość i dyscyplina produkcji – patrz Rysunek 2: Produkcja komór próżniowych w ABB Niemcy.

Technologia próżniowa W pogoni za większą wydajnością wraz z konkretnymi celami, takimi jak poprawa dostępności i redukcja kosztów, wiele firm energetycznych nastawiło się na zastosowanie przełączników zaczepów z zastosowaniem komór próżniowych, jako alternatywę oferującą wyraźne zalety. W porównaniu z tradycyjnymi przełącznikami zaczepów występuje minimalne zużycie styków, a wszystkie zabrudze-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

nia spowodowane wyładowaniami łukowymi są zamknięte w szczelnych komorach próżniowych. Zalety dla użytkowników wymieniono poniżej : yy mniejsze wymagania w zakresie konserwacji, yy krótsze przestoje i czystsze środowisko pracy, yy nawet w wymagających zastosowaniach filtry do ciągłej filtracji stają się zbędne, yy obniżona wrażliwość na wodę zawartą w oleju przełącznika zaczepów. Ponadto komory próżniowe cechują zalety związane z łączeniami prądów, wynikające np. z szybkiego przywracania wytrzymałości izolacji w przestrzeni miedzy stykowej. Ułatwia to optymalizację konstrukcji przełączników zaczepów do szerokiego zastosowania, i tym samym ogranicza koszty produkcji oraz zmniejsza gabaryty transformatora. Zalety przełączników zaczepów z komorami próżniowymi : yy zwiększona zdolność do gaszenia łuku w wymagających zastosowaniach, takich jak transformatory do realizacji przesunięcia fazowego i transformatory przemysłowe, yy transformatory przekształtnikowe HVDC, w których odkształcony prąd charakteryzuje się dużymi stromościami tego prądu w pobliżu punktu zerowego, co przekłada się na konieczność stosowania względnie dużych przerw międzystykowych w technologii tradycyjnej. Badania eksploatacyjne wykazują, że niepoprawny dobór komór próżniowych w przełączniku zaczepów może skutkować poważnymi problemamiw, które są niemożliwe do zbadania w tradycyjnych obwodach probierczych. Jako że komory próżniowe są załączane przy podaniu napięcia na stykach, występuje nadtapianie ich powierzchni w rezultacie zapłonu wstępnego. Z uwagi na niską indukcyjność w kroku regulacyjnym, prąd podczas zapłonu wstępnego rośnie bardzo szybko. W niektórych przypadkach do prądu obciążeniowego dodaje się również prąd wyrównawczy, co daje prąd załączania o wartości dochodzącej do dwukrotnego prądu znamionowego. Należy to uwzględnić przy wyborze materiału na styki komory próżniowej. Bardzo szybki wzrostu prądu złączeniowego sprawia , że prowadzenie prób w typowych obwodach probierczych jest bezzasadne, gdyż nie są one w stanie wygenerować prądów o wystarcza-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 jąco dużej stromości narastania, patrz . Z tego powodu ABB stworzyła syntetyczny obwód probierczy, umożliwiający badanie przełączników zaczepów z komorami próżniowymi, odzwierciedlający prawdziwe warunki robocze. Ta metoda badania została ostatnio włączona do międzynarodowej Normy dla przełączników zaczepów tzn.: IEC 60214-1. Metoda ta umożliwia również symulowanie szczególnie wymagających zastosowań, takich jak przełączniki zaczepów, stosowane w transformatorach dla stacji HVDC. Zgodnie z filozofią projektowania skupiającą się na najwyższej niezawodności, próżniowe przełączniki zaczepów ABB wyposażone są również w układ styków pomocniczych, zdolny wyłączyć pełny prąd obciążeniowy, w przypadku braku wyłączenia prądu w komorach próżniowych. Układ styków pomocniczych musi być także przygo-

Rysunek 3: Porównanie stromości prądu w układzie probierczym syntetycznym oraz tradycyjnym oraz wpływ tej stromości na stan styków w komorach próżniowych , porównaj zaznaczone obszary pod krzywą. W tradycyjnych obwodach probierczych patrz ciemniejszy obszar wielokrotnie mniejsza całka prądu w porównaniu z całką prądu łączeniowego , generowanego w układzie probierczym syntetycznym

towany na wystąpienie późnych zapłonów ponownych , wymuszanych przez składowe DC prądu, które mogą występować przy równoległej pracy transformatorów mocy.

Wilgoć w próżniowych przełącznikach zaczepów Próżniowe przełączniki zaczepów pozwalają na niższą częstość konserwacji w porównaniu z tradycyjnymi przełącznikami zaczepów. Z drugiej strony doświadczenie eksploatacyjne przy wydłużonych przerwach konserwacyjnych jest jeszcze względnie małe. Zgromadzona wiedza o próżniowych przełącznikach zaczepów, przy częstotliwo-

ści konserwacji wynoszącej 10 –15 lat jest na dany moment niewielka. Ocena stanu przełącznika zaczepów oparta na dużej, skumulowanej liczbie operacji łączeniowych jest konieczna, dlatego przewidziano taki sposób testów w badaniach typu. O wiele trudniej przewidzieć jest wpływ starzenia dielektrycznego, ponieważ w próżniowym przełączniku zaczepów zależy to w mniejszym stopniu od ilości operacji łączeniowych. A. Starzenie dielektryczne Doświadczenie eksploatacyjne wskazuje, że naprężenia dielektryczne w materiałach izolacyjnych wraz z sadzą, cząstkami i wilgocią mogą prowadzić do poważnych awarii, związanych z przebiciem izolacji. Wilgoć Wilgoć może przedostać się do przełącznika zaczepów na wiele sposobów, a bardzo mała ilość wody wystarczy, aby osiągnąć 100% dopuszczalnego nasycenia wilgocią oleju transformatorowego. Niektóre możliwości przedostania się wilgoci do przełącznika zaczepów wymieniono poniżej: yy napełnianie olejem na miejscu podczas montażu lub konserwacji, yy nieszczelności w rurach urządzeń suszących i zbiorników wyrównawczych, niedostateczna konserwacja urządzeń suszących, a nawet niewłaściwa konstrukcja urządzeń. yy niewielka zawartość wilgoci zawsze występuje w przełącznikach zaczepów, co jest związane z kondensacją na powierzchniach, jak i zwilgocą uwięzioną wewnątrz materiałów izolacyjnych. Cząstki Cząstki przewodzące w oleju przełącznika zaczepów zazwyczaj pochodzą ze zużycia mechanicznego, niezależnie od rodzaju przełącznika zaczepów: próżniowy lub niepróżniowy. Dla zapewnienia szybkiego przełączania mechanicznego styków, we współczesnych przełącznikach zaczepów typu Jensena stosuje się pakiet napiętych sprężyn. W rezultacie operacji przedstawieniowych występuje nieuchronny ubytek materiału sprężyn, co jest źródłem powstawania cząstek przewodzących w oleju. Cząstkami pochodzenia metalicznego to: srebro, aluminium, miedź, żelazo oraz ich tlenki. Sadza Sadza jest efektem ubocznym wyładowań łukowych w oleju i przyczynia się do pogorszenia jakości oleju. Z tego powodu w próżniowych przełącznikach zaczepów poziom osadów z sa-

dzy od wyładowań łukowych jest wielokrotnie niższy, w porównaniu z tradycyjnymi przełącznikami zaczepów. B. Filtry oleju Filtry oleju można stosować w celu zachowania właściwości dielektrycznych oleju i uniemożliwienia gromadzenia się cząstek przewodzących na powierzchniach narażonych na naprężenia dielektryczne. Filtr oleju jest zazwyczaj dołączony do transformatora , a olej cyrkulujący poprzez filtr jest pozbawiany zawartości wody, sadzy i cząstek przewodzących . W przeszłości filtry oleju były standardowo stosowane w przypadku tradycyjnych przełącznikach zaczepów, jednakże czasami były stosowane również w przypadku próżniowych przełączników zaczepów, w celu ograniczenia zawartości wody i cząstek przewodzących w oleju. Wadą filtrów oleju jest fakt, że wymagają konserwacji. W przypadku stosowania filtrów oleju w transformatorze z próżniowymi przełącznikami zaczepów, część zalet technologii próżniowej - w szczególności ograniczenia prac konserwacyjnych jest niwelowana. C. Badania Aby lepiej rozumieć co dzieje się w próżniowym przełączniku zaczepów po 15 latach pracy i aby sprawdzić technologię przełączników zaczepów ABB w ekstremalnych zastosowaniach, przeprowa-dzono dwa przyspieszone testy starzenia dielektrycznego w środowisku oleju z względnie dużą zawartością : wilgoci , cząstek przewodzących i wystąpieniem nieprężeń dielektrycznych w izolacji. Ich celem było sprawdzenie bezpiecznej pracy przełączników zaczepów w najcięższych warunkach. Przyspieszone starzenie Dla ograniczenia czasu badania, ale z zachowaniem wiarygodności wyników badań, należy wymusić przyspieszone starzenie izolacji. Zwyczajowym sposobem przyspieszania starzenia, a w ten sposób skrócenia czasu badania jest podniesienie napięcia probierczego, ponieważ krótkotrwałe utrzymujące się wysokie naprężenie elektryczne, można uznać za równoważne długotrwałemu oddziaływaniu mniejszego naprężenie na izolację. W badaniu przyśpieszonego starzenia izolacji, zasymulowano 30 lat pracy , przykładając w ciągu doby 170% nominalnego napięcia roboczego. Aby zasymulować 15 lat pracy przy napięciu roboczym, przyłożono 130% napięcia roboczego w ciągu 6 miesięcznego testu.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Badanie krótkotrwałe Przeprowadzono 2 000 000 przełączeń mechanicznych próżniowego przełącznika zaczepów typu VUCG produkcji ABB , bez oczyszczania zużytego oleju. W oleju znajdowała się względnie duża ilość obcych cząstek. W temperaturze 20°C zawartość wody w oleju wynosiła około 35 ppm. Badanie rozpoczęto przy 100% napięNapięcie względem napięcia roboczego

czas badania - 8 godzin

1 godzina na każdy poziom

nurzone w wodzie, a następnie zostały zamontowane w przełączniku zaczepów. Objętość wody wynosiła około 0,7 l. W celu przyspieszenia rozprzestrzeniania się wody w oleju i w ten sposób podniesienia skuteczności badania olej był podgrzewany przez ponad 2 tygodnie przed rozpoczęciem badania. W trakcie ogrzewania zawartość wody w oleju wzrosła z początkowych 10 ppm to 350 ppm w temperaturze 75°C. Po procesie ogrzewania zawartość wody spadła do 65 ppm w temperaturze 25°C. W trakcie badania cały czas było podłączone napięcie, również podczas przełączeń mechanicznych i ogrzewania. Wartość napięcia wynosiła 130% maksymalnego napięcia roboczego pomiędzy krokami i pomiędzy fazami, aby zasymulować 15 lat pracy w ciągu sześciu miesięcy. Przełącznik zaczepów zaliczył badanie bez wyładowania po powierzchni elementów izolacyjnych, oraz bez przebicia skrośnego izolacji, chociaż badanie było przeprowadzane

w ekstremalnych warunkach. przedstawia stan obiektu badań, po przeprowadzeniu badania laboratoryjnego długotrwałego. Wnioski Wilgoć jest przeważającą przyczyną starzenia dielektrycznego materiałów izolacyjnych przełącznika zaczepów, i z tego powodu jej poziom należy utrzymywać w bezpiecznych granicach. Niezawodne działanie wymaga określenia tolerancji zawartości wilgoci w oleju przez producenta , co jest bardzo istotne dla właściwego przeprowadzania konserwacji urządzeń suszących i zbiorników wyrównawczych zgodnie z odnośnymi instrukcjami dla zamontowanych urządzeń. W regularnych odstępach należy również pobierać próbki oleju z przełączników zaczepów. Jakość oleju jest równie ważna co konstrukcja przełącznika zaczepów. Jednakże badania przeprowadzone na próżniowym przełączniku zaczepów ABB wykazują, że filtry oleju są w nich zbędne.

Rysunek 4: Krokowe podnoszenie napięcia próbnego podczas badania

cia roboczego, a następnie w 8 krokach podnoszono napięcie co godzinę do osiągnięcia 170% wartości napięcia roboczego; patrz rysunek 4. W ten sposób zasymulowano 30 lat pracy w jeden dzień. Przełącznik zaczepów przeszedł badanie bez przeskoku po powierzchni izolacji, czy przebicia skrośnego izolacji. Badanie długotrwałe Dla przeprowadzenia tego badania również wybrano próżniowy przełącznik zaczepów ABB typu VUCG. Badanie trwało 4 godziny dziennie z przerwami niezbędnymi ze względu na układ pomiarowy oraz zjawiska cieplne w napędzie - od poniedziałku do piątku - przez sześć miesięcy. Praca odpowia-dała osiągnięciu stanu przełącznika zaczepów, kwalifikującego to urządzenia dla konserwacji po 300 000 cyklach łączeniowych - po 6 miesiącach. Celem badania było sprawdzenie wpływu cząstek pochodzących ze zużycia mechanicznego elementów, oraz zbadanie wpływu zawartości wody na stan przełącznika zaczepów. Cząstki pochodzące ze zużycia mechanicznego osiadały wewnątrz przełącznika zaczepów, z wyłączeniem hermetycznego wnętrza komór próżniowych. Podczas badania temperatura oleju oscylowała pomiędzy 25°C a 75°C. W celu uzyskania wysokiej zawartości wody w oleju dwa filtry zostały za-

Rysunek 5: Stan przełącznika zaczepów typu VUCG z komorami próżniowymi, po badaniu długotrwałym

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Doświadczenie eksploatacyjne Istnienie światowej sieci raportowania zapewnia dobrą podstawę do klasyfikacji zdarzeń i podejmowania dalszych kroków. Nieustanny rozwój techniczny wszystkich typów przełączników zaczepów produkcji ABB wynikają z doświadczenia eksploatacyjnego i obserwacji dokonanych przez nasze służby serwisowe w różnych regionach świata. Przykłady związane z w/w rozwojem konstrukcyjnym obejmują: yy stworzenie wybieraków zaczepów o walcowatym kształcie, cechujących się wyższą wytrzymałością mechaniczną i mniejszą liczbą części, yy poprawę układu mocowania przełącznika mocy do obudowy, co ograniczyło ryzyko wycieku oleju, yy zastosowanie materiału niemagnetycznego w niektórych częściach mechanizmu, zapobiegającego ryzyku zakłóceń z transformatora o silnym strumieniu magnetycznym, np. w zastosowaniach przemysłowych, yy unowocześnioną technologię produkcji walców z włókna szklanego, zapewniającą lepsze parametry elektryczne. W efekcie widoczne jest stałe obniżanie częstości wystąpienia awarii, co bezpośrednio wpływa na mniejszą liczbę nieplanowych wyłączeń. Na podstawie doświadczenia eksploatacyjnego i analizy wyników badań laboratoryjnych, oraz obliczeń wykonanych na ich podstawie można stworzyć wiarygodny model symulacyjny dotyczący niezawodności mechanicznej z uwzględnieniem zmęczenia materiałowego. Na przykład przełącznik mocy i wybierak zaczepów z komorami próżniowymi są przeznaczone do pracy z niezwykle wysokim wskaźnikiem niezawodności do 1 500 000 czynności łączeniowych. Następnie niezawodność powoli się obniża w przedziale od 1 500 000 do 2 000 000 przełączeń, po czym zaczyna spadać. Wartości te znacznie wykraczają poza wartości ilości czynności łączeniowych, rejestrowane podczas eksploatacji normalnego transformatora systemowego w całym okresie jego eksploatacji. Próżniowe przełączniki zaczepów charakteryzuje ta sama filozofia konserwacji dotycząca prostoty i braku specjalnych narzędzi jak w konwencjonalnych przełącznikach zaczepów produkcji ABB. U podstaw konstrukcji przełączników zaczepów z komorami próżniowymi legła zasada ich wymienności z trady-

Rysunek 6: Pełna wymienność przełącznika mocy ułatwia łatwe przejście na technologię próżniową w okresie eksploatacji.

cyjnymi przełącznikami zaczepów, co znakomicie ułatwia modernizacje transformatorów mocy w miejscu ich zainstalowania , stanowiąc istotny element filozofii projektowania nowych jak i modernizowanych stacji energetycznych. Klienci, którzy zdecydują się na zmianę, przekonają się w tym , że konwencjonalne przełączniki zaczepów produkcji ABB typu UCG/UCL można łatwo zastąpić przełącznikami zaczepów z komorami próżniowymi, lub je tyko zmodernizować poprzez wymianę wyłącznie mechanizmu przełącznika mocy z komorami próżniowymi – czynność równie prostą co standardowy przegląd eksploatacyjny patrz Rysunek 6: Pełna wymienność przełącznika mocy ułatwia łatwe przejście na technologię próżniową w okresie eksploatacji.. Ponieważ nie ma potrzeby demontażu układu wałów z napędu silnikowego, nie występuje ryzyko braku synchronizacji przełącznika zaczepów z napędem silnikowym.

Podsumowanie i wnioski Dla ABB najważniejsze jest dostarczanie wysokiej jakości przełącznika zaczepów z zapewnieniem pełnej niezawodności niezależnie od zastosowania. Na filozofię projektowania umożliwiającą osiągnięcie tego celu składają się następujące czynniki: yy mała liczba części i prostota konstrukcji – statystycznie mniejsza liczba części ogranicza ryzyko związane z wystąpieniem awarii,

yy łatwość konserwacji dzięki otwartej konstrukcji, brak ryzyka związanego z utratą synchronizacji z napędem silnikowym i brak potrzeby używania specjalnych narzędzi, yy wykorzystywanie wyłącznie wysokiej jakości materiałów od najlepszych dostawców i produkcja kluczowych elementów ulokowana w fabryce ABB, yy możliwość modernizacji eksploatowanych przełączników zaczepów tradycyjnej konstrukcji w oparciu o komory próżniowe, z bardzo wysoką trwałością łączeniową, przy względnej prostocie tej operacji, jaką można wykonać podczas standardowego przeglądu eksploata-cyjnego, yy potwierdzenie bardzo wysokiej niezawodności przełączników zaczepów z komorami próżniowymi produkcji ABB, poprzez wykonywanie badań wykraczających poza wymagania norm międzynarodowych, np. wykorzystanie syntetycznych obwodów probierczych i przyspie-szonych badań starzenia. Dzięki przestrzeganiu tych zasad możemy zapewnić naszych klientów, że posiadanie przełącznika zaczepów produkcji ABB , nie przysporzy im problemów eksploatacyjnych. Niklas Gustavsson ABB AB Components, Szwecja n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Laboratorium Analityczne Materiałów Elektroizolacyjnych

OŚRODEK BADAWCZOOROZWOJOWY ENERGETYKI

Badanie DGA (analizę chromatograficzną składu i koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju) Badania fizykochemiczne cieczy izolująco chłodzących: - napięcie przebicia - współczynnik stratności tg delta - rezystywność - zawartość wody rozpuszczonej (metodą K. Fischera) - liczba kwasowa - temperatura zapłonu - napięcie powierzchniowe - zawartość cząstek stałych - korozyjność (obecność siarki korozyjnej) Badanie zawartości związków furanów metodą chromatografii cieczowej Badanie zawartości PCB Badanie zawartości wody w próbkach izolacji stałej Badanie właściwości materiałów elektroizolacyjnych

www.obre.pl

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Zagrożenie aparatury stacyjnej przepięciami łączeniowymi w stacjach z izolacją gazową Streszczenie Referat stanowi przegląd prac dotyczących zagrożenia izolacji przepustów transformatorowych oraz uzwojeń dławików kompensacyjnych i transformatorów WN zainstalowanych w stacjach GIS wyposażonych w łączniki SF6. Omówiono mechanizm powstawania stromo narastających przepięć podczas załączania i wyłączania dławika, które są spowodowane dużą szybkością gaszenia łuku przez łączniki SF6. Ich konstrukcja pozwala na pewne zmiany charakterystyki łączeniowej poprzez dobór prędkości posuwania się styku ruchomego oraz geometrię styków, co w konsekwencji prowadzi do wyboru biegunowości napięcia przeskoku. Przepięcie powstające na przepuście „gaz-olej” zależy od konfiguracji stacji, ponieważ czas jego narastania jest krótszy od czasu propagacji po szynach stacji i odbić w miejscach gdzie zmienia się impedancja falowa szyn stacji. Dobór parametrów łącznika do zadanej konfiguracji stacji WN wymaga modelowania procesu wytwarzania stromych przepięć wywołanych operacjami łączeniowymi. Przedstawiono uszkodzone przepusty z przebiciem warstw izolacji stałej na krawędzi albuminowych ekranów, wskazujące na przepięcia o wielkiej stromości jako przyczynę awarii. Obserwowane przebicia izolacji międzyzwojowej dławika występujące w pierwszych dwóch cewkach uzwojenia WN spowodowane przepięciami o wielkiej stromości potwierdza praktyczne znaczenie tego problemu. Przedstawiono komentarze dotyczące oceny skuteczności różnych metod tłumienia wysokich składowych widma częstotliwości takich przepięć oraz perspektywy zainstalowania w Polsce stacji WN w izolacji gazowej na napięcie 220 kV i 400 kV. Z uwagi na przeglądowy charakter referatu wykorzystano rysunki z prac wskazanych w spisie literatury.

Wstęp Zasilanie szybko rozwijających się wielkich aglomeracji miejskich i przemysłowych wymaga wprowadzenia linii ka-

blowych WN do gęsto zaludnionego centrum. Obecnie w wielkich miastach południowo-wschodniej Azji zainstalowano sieć kablową i podziemne stacje w izolacji gazowej na napięcie od 345 kV do 500 kV. W godzinach nocnych niskie obciążenie powoduje, że rozległa sieć kablowa ma impedancję pojemnościową i wtedy włączane są dławiki do kompensacji mocy biernej. Częste załączanie i wyłączanie dławików o mocy kilkuset MVAr przez łączniki w izolacji gazowej naraża izolację przepustów, uzwojeń dławików oraz transformatorów na stromo narastające przepięcia. Amplituda takich przepięć na ogół nie przekracza dwukrotnej wartości szczytowej napięcia o częstotliwości sieciowej, ale ich stromość może być dziesięciokrotnie większa od stromości udaru normalnego. Obecnie prowadzone są badania nad tłumieniem stromości i amplitudy takich przepięć.

Stacja w izolacji gazowej z wyłącznikiem dławika WN do kompensacji mocy biernej Krótkotrwałe, powtarzające się impulsy napięcia spowodowane są przez wyładowania pomiędzy rozwierającymi się lub zamykanymi stykami wyłącznika w atmosferze sprężonego SF6, który ma zdolność szybkiego przerywania łuku [1,4] Kształt przepięcia powstającego na dławiku lub transformatorze zależy od odległości do wyłącznika, jego konstrukcji oraz konfiguracji stacji WN [5]. Impulsy napięcia o czasie narastania rzędu nanosekund tworzą falę przemieszczającą się po szynie stacji w izoa)

napęd

Szyna

Stacji

tłok

Styk ruchomy

lacji gazowej. Zmiana impedancji falowej, która spowodowana jest rozgałęzieniami szyn lub podłączeniem przekładników napięciowych skutkuje wielokrotnymi odbiciami fali napięciowej. W wyniku nakładania się biegnących i odbitych impulsów tworzy przepięcia o nieregularnym kształcie, który można opisać przez rozkład widma częstotliwościowego [8]. Dane literaturowe wskazują, że występują składowe o znaczącej amplitudzie i częstotliwości nawet do 100 MHz [12, 13]. Konstrukcja łącznika ma zapewnić skuteczne załączanie i wyłączanie dławika przy ograniczeniu przepięć o bardzo dużej stromości do poziomu wytrzymywanego przez przepust „gaz-olej” lub izolacją uzwojeń dławika i transformatora. Model komputerowy oraz schemat zastępczy łącznika pozwala na optymalny dobór prędkości przesuwania styku ruchomego, rozkładu pola wokół przerwy w różnych położeniach styku ruchomego (rys.1) oraz odległości od uziemionej obudowy [6, 9]. Do symulacji procesu wyłączania z kolejnymi zapłonami łuku pomiędzy oddalającymi się stykami wykorzystuje się komputerowy model łącznika obciążonego dławikiem kompensacyjnym (rys.2). Uwzględnia on pojemność szyn stacji od strony zasilania C1, pojemność wejściową dławika C2 oraz model przerwy międzystykowej określający jej wytrzymałość elektryczną przy różnych odstępach styków, a także napięcie przemienne sieci zasilającej US i napięcie UL od ładunku zatrzymanego na pojemności C2 po zgaszeniu łuku. b)

Styk stały Styk ruchomy

Styk stały

Rys.1. Łącznik w izolacji gazowej. Różny kształt styku ruchomego i stałego (a) oraz rozkład pola między stykami przed i po zapłonie (b)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Dane literaturowe wskazują, że na tym etapie modelowania, wyniki symulacji znacząco odbiegają od wartości zmierzonych na stacjach WN. Jak się wydaje, te znaczne odchyłki wynikają głównie ze złożonych zależności między procesami w przerwie międzystykowej a napięciem przeskoku łącznika oraz dokładności modelowania konfiguracji obwodu bezpośrednio sąsiadującego z łącznikiem [6, 9, 10]. Stąd modelowanie działania łącznika w izolacji gazowej jest ciągle ulepszane zarówno przez producentów aparatury GIS jak również ośrodki uniwersyteckie.

Łącznik

Rys. 2. Komputerowy model procesu łączenia z kolejnymi zapłonami łuku. Modele: przerwy iskrowej (a) rezystancji kanału wyładowania (b) rezystancji zleżnej od wyłączanego prądu i napięcia (c) rezystancji łuku opisanej równaniem Moeyr’a. 1

Pomiar bardzo stromych przepięć Do pomiaru stromego przepięcia spowodowanego zapłonem i gaszeniem wyładowania na stykach najczęściej stosuje się dzielnik pojemnościowy zainstalowany na kołnierzu zewnętrznej rury rozdzielnicy GIS [2, 3,11,12,16]. Problemy wynikające z niedopasowania impedancji kabla pomiarowego do impedancji dzielnika próbowano rozwiązać rezystorami zapobiegającymi odbiciom sygnału pomiarowego między dzielnikiem a cyfrowym rejestratorem przepięć. Pomiary odpowiedzi jednostkowej dzielnika wraz z rejestratorem wykazały, że wymagane dla wiernej rejestracji nanosekundowego czoła impulsu pasmo przenoszonych i rejestrowanych częstotliwości zawiera się w ponad siedmiu dekadach. Dlatego do rejestracji konieczne jest zastosowanie elektronicznego przetwornika impedancji ze wzmacniaczem emiterowym, który zasilany jest z baterii i działa w całym zakresie częstotliwości. Rozwiązanie takie pozwoliło na doświadczalną weryfikację komputerowych symulacji bardzo stromych przepięć [12].

Przepięcia występujące podczas wyłączania dławika lub nieobciążonego transformatora Na rysunku 4 pokazano zmiany napięcia sieci oraz przepięcia powstające podczas wyłączania dławika. Rejestrowano je z pomocą dwóch dzielników pojemnościowych zainstalowanych po stronie zasilania łącznika oraz po stronie przepustu transformatorowego. Jak można zauważyć napięcie po stronie dławika ma charakter schodkowy, który spowodowany jest obecnością ładunku elektrycznego na pojemności obciążenia w chwili gaszenia łuku. W miarę rozsuwania się styków łączni-

(d)

Rys.3. Układ do jednoczesnej rejestracji bardzo stromych przepięć i napięcia o częstotliwości sieciowej [16]. 1. Pojemnościowy dzielnik napięcia w rozdzielnicy GIS; 2. Układy do pomiaru i rejestracji napięć; 3. Odpowiedź na impuls prostokątny układu (3a) i (3d); 4. Charakterystyki pomiarowe wybranych układów pomiarowych

Rys.4. Zarejestrowane przebiegi napięcia sieci oraz przepięć podczas wyłączania dławika [13]

ka wzrasta wytrzymałość przerwy międzystykowej, ale jednocześnie zwiększa się różnica między napięciem sieci a napięciem po stronie obciążenia. Na oscylogramie widoczne są strome przepięcia o zwiększającej się wartości szczytowej, które naprężają izolację przepustu i uzwojeń dławika. Rejestracja wykazała, że wartość ostatniego przepięcia jest bliska dwukrotnej wartości szczytowej napięcia sieci. Wyłączenie dławika nastąpiło kiedy napięcie od ładunku zgromadzonego na jego pojemności zmniejszyło się, a war-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

tość różnicy napięć na stykach łącznika zbliżyła się do napięcia znamionowego. Przebieg napięcia w przerwie międzystykowej podczas wyłączania dławika dokładniej pokazano na rysunku 5. Odpowiednia szybkość rozchodzenia się styków powoduje, że wzrasta wytrzymałość elektryczna tej przerwy, która jest większa od napięcia UB, co powoduje że ustają procesy zapłonów i gaszenia kolejnych wyładowań między stykami łącznika. O stromości czoła przepięć, wartości przepięcia oraz odstępie czasu pomię-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 mu GIS ponieważ czas trwania przepięcia determinowany jest propagacją fali napięciowej między punktami o różnej impedancji falowej. Dlatego wartości przepięć oraz ich kształty są różne dla różnych konfiguracji systemu GIS.

Zagrożenie izolacji wewnętrznej przepustów „gaz-olej”

Rys.5. Przebieg napięcia UL ładunku zgromadzonego na pojemności obciążenia, napięcia zasilania US oraz różnica napięć UB=±UL-US w przerwie międzystykowej [12]

Rys.6. Budowa rdzeni przepustów WN: konwencjonalnego z ekranami (po lewej) oraz przepustu z taśmami między ekranami (po prawej)

Rys.7. Symulacja rozkładu naprężeń dielektrycznych w izolacji papierowej przepustów

dzy kolejnymi wyładowaniami decydują przede wszystkim takie czynniki jak: prędkość rozchodzenia się styków, wartość pojemności na której groma-

dzi ładunek, temperatura izolacji gazowej, asymetria kształtu styku ruchomego i stałego [17]. Natomiast kształt przepięć zależy od konfiguracji syste-

Powtarzające się przepięcia o wysokiej stromości w sposób bezpośredni stanowią zagrożenie dla izolacji przepustów „gaz-olej” łączących system GIS z dławikiem lub transformatorem. Z reguły w przepustach kondensatorowych promieniowy rozkład pola elektrycznego sterowany jest za pomocą ekranów z folii aluminiowej (rys.6). Na rysunku 7 pokazano otrzymane na drodze modelowania komputerowego przykładowe rozkłady pola elektrycznego w rdzeniu kondensatorowych przepustów papierowo-olejowych. Wynika z nich, że w okolicy krawędzi ekranów następuje zagęszczenie linii ekwipotencjalnych, przy czym zależne jest ono o częstotliwości. Przykładowo, na rysunku po prawej stronie przedstawiano symulowany rozkład natężenia pola przy krawędzi ekranu dla częstotliwości 1 MHz. Odbiega on znacznie od obliczonego rozkładu dla próby udarowej. Modelowanie rozkładu pola wykazało ponadto, ze strome przepięcia powodują przepływ prądu w ekranach w kierunku poosiowym oraz indukują wysokie naprężenia dielektryczne w warstwach izolacji papierowej przy krawędzi ekranów. Stąd też w takich warunkach istnieje realne zagrożenie powstawania wyładowań niezupełnych wewnątrz izolacji przepustu. Aby ograniczyć te efekty stosuje się konstrukcje przepustów o zmniejszonej ilości ekranów oraz wprowadzenie między nie szerokich taśm z folii umieszczonych tak, aby ich krawędzie dzieliły odstęp między krawędziami ekranów na równe odcinki (rys.6 - po prawej stronie) [14]. Jednak pomimo wprowadzenie takich ulepszeń konstrukcji nadal występują uszkodzenia przepustów WN przyłączonych do systemu GIS w pobliżu łącznika. Przykład takiej awarii pokazano na rysunku 8. Inspekcja wewnętrzna uszkodzonego przepustu „gaz-olej” 420 kV/√3 ujawniła bowiem przebicie warstw papieru przy krawędziach ekranów, co niewątpliwie wskazuje na działanie przepięć o bardzo stromym czole.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Zagrożenie izolacji wewnętrznej izolacji uzwojenia WN dławików i transformatorów Dławiki i transformatory zgodnie z normą zaprojektowane są m.in. ze względu wytrzymałość elektryczną w próby odbiorczej, która wymaga zastosowania udaru normalnego pełnego i uciętego. Aby zapewnić liniowy rozkład naprężeń dielektrycznych w uzwojeniu WN w warunkach udaru normalnego konstruktorzy uzwojeń stosują uzwojenia przeplatane bądź zwoje wplatane (shield wires). Wymuszają one jednostajny rozkład napięcia udarowego na kolejnych dwucewkach uzwojenia (rys.9). Rozwiązanie to jest skuteczne w przypadku udaru normalnego a także uciętego, którego widmo rozciąga się nieco ponad 1 MHz. Przedstawione konstrukcje uzwojeń nie rozwiązują jednak problemu powstawania wysokich naprężeń dielektrycznych pomiędzy zwojami w dwucewce w warunkach stromych przepięć o znacznej amplitudzie składowych widmowych o wysokiej częstotliwości. Bowiem widmo przepięć spowodowanych działaniem łącznika SF6 jest kilkudziesięciokrotnie szersze od widma udaru normalnego. Powodują one powstawanie przeciwbieżnych fal napięciowych w dwucewkach, które nakładając się na siebie powodują znacznie większe naprężenia izolacji międzyzwojowej w stosunku do próby udarowej. Efekt taki wynika z tego, że czasy propagacji stromych przepięć w odpływie łączącym zacisk przepustu z początkiem uzwojenia oraz w głąb dwucewki uzwojenia są dłuższe od czasu narastania i trwania przepięcia. Wtedy fala impulsowego przepięcia wnika jednocześnie do dwucewki z obydwu jej końców. Przeciwbieżne fale nakładają się na siebie w pobliżu środka długości drutu nawojowego dwucewki i tam właśnie występuje podwojenie naprężeń międzyzwojowych ponieważ efekt odbicia od krańców uzwojenia jest pełny. Warto przy tym podkreślić, że w uzwojeniach ze zwojami wplatanymi nakładanie się fal może wystąpić w innej części dwucewki. Wprawdzie pojedynczy impuls przepięciowy jest krótkotrwały, ale ich szybko następująca po sobie seria może powodować lokalne wyładowania oraz przyspieszoną degradację izolacji uzwojeń dławików i transformatorów WN w pobliżu odpływu, a nawet jej przebicie.

Rys.8. Uszkodzony przepust „gaz-olej” na napięcie 420 kV/√3

Rys.9. Rozkład napięcia udarowego wzdłuż uzwojenia WN o różnej konstrukcji

Tłumienie bardzo stromych przepięć na stacjach z izolacja gazową Tłumienie bardzo stromych przepięć w stacji WN o izolacji gazowej jest przedmiotem rozległych prac badawczych prowadzonych bądź sponsorowanych przez producentów łączników SF6 oraz systemów GIS. Obecnie do tłumienia składowych o wysokiej częstotliwości stosowane są ferrytowe pierścienie nałożone na szynę roboczą WN wewnątrz GIS [20]. Używa się również pierścieni ze zwiniętej taśmy nanokrystalicznej, w których straty na histerezę i prądy wirowe rozpraszają energię wyższych składowych widmowych przepięcia [18, 19]. Jednak pierścienie te mogą być nasycane przez prąd o częstotliwości sieciowej płynący przed otworzeniem styków łącznika, co powoduje niższą skuteczność tłumienia stromych przepięć. Rozważano także wprowadzenie do szyny GIS wnęki rezonansowej dostrojonej do głównej częstotliwości widma przepięcia, a także spiralne nacięcie odcinka szyny stacji i równoległe połączenie tak utworzonej cewki z opornikiem tłumiącym wyższe składowe widmowe przepięcia [11]. Te koncepcje nie zostały zastosowane w praktyce, mimo, że stosowane są nowe rozwiązania wykorzystujące krótkie odcinki taśmy o wysokiej przenikalności magnetycznej za-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

topione w niemagnetycznym tworzywie, co pozwala zmniejszyć nasycenie i utrzymać dostatecznię wysoką przenikalość takiego materiału [21]. Prowadzono również prace nad sterowaniem ruchu styków łącznika i jego synchronizację z fazą napięcia sieci [7]. Jednak, w tym przypadku, rozrzut czasu zadziałania napędu styków utrudnia precyzyjne ich zamknięcie w wybranej fazie napięcia. Dlatego konstruktorzy łączników w systemach SF6 proponują zainstalowanie dodatkowej pary styków połączonej szeregowo z opornikiem tłumiącym. Załączane są one w pierwszej kolejności, a następnie po ustalonej zwłoce styki główne. Proces wyłączaniu następuje w odwrotnej sekwencji. Co prawda takie rozwiązanie jest skuteczne, ale znacznie podnosi koszt łącznika [15]. Innym rozwiązaniem są łączniki z krótszymi czasami rozchodzenia się styków [17], co zmniejsza czas trwania wyładowań oraz ich ilość, ale zwiększa amplitudę impulsów. W konsekwencji różni producenci oferują łączniki charakteryzujące się czasami rozchodzenia się styków optymalnie dobranymi do charakteru obciążenia i konstrukcji systemu GIS. Jednym z proponowanych wariantów tłumienia składowych przepięcia o wysokiej częstotliwości jest stosowanie kabla XLPE do połączenia dławika z systemem GIS. Straty w kablu oraz od-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 bicia fal biegnących zmniejszają stromość przepięcia doprowadzonego do dławika. Takie rozwiązanie nie jest dogodne w podziemnej stacji WN, gdzie obszar zajmowany przez szyny w izolacji gazowej powinien być jak najmniejszy, a ponadto przepust łączący kabel z szyną stacji jest naprężany stromymi przepięciami [15]. W rezultacie, jak do tej pory, nie znaleziono skutecznego rozwiązania tego problemu, które zyskałoby ogólne uznanie i uniwersalne zastosowanie. Niemniej jednak problem skutecznego tłumienia stromych przepięć ma duże znaczenie praktyczne, stąd nadal kontynuowane są prace badawcze nad tym zagadnieniem.

Wnioski Rozbudowa sieci kablowej o napięciu do 500 kV w aglomeracjach miejskich

i przemysłowych spowodowała konieczność instalowania systemów GIS w stacjach podziemnych. Ponieważ taka sieć pobiera znaczną moc pojemnościową w godzinach nocnych i w okresie niskiego obciążenia istnieje konieczność instalowania dławików o mocy rzędu setek MVAr celem kompensacji mocy biernej. Dławiki te zazwyczaj są bezpośrednio połączone z system GIS i cyklicznie załączane łącznikami SF6. Takie operacje powodują powstawanie stromych i powtarzających się przepięć sięgających dwukrotnej wartości szczytowej napięcia sieci, które zagrażają izolacji przepustów i uzwojeń urządzeń WN. Ze względu na strategiczną lokalizację miejskich stacji GIS producenci przepustów, dławików i transformatorów podjęli szeroko zakrojone prace badawcze nad tłumieniem stromych przepięc wywołanych wyłączaniem i załączaniem dławików i nieobciązonych transforma-

Literatura [1] Boggs, S.A., Chu, Y., Fujimoto, N., Krenicky, A., Plessl, A., Schlicht, D., „Disconnect switch induced transients and trapped charge in gas-insulated substations”. IEEE Trans, Vol. PAS-101, No.10, October 1982. [2] Boggs, S.A., Fujimoto, N., „Techniques and instrumentation for measurement of transients in gas-insulated switchgear”. IEEE Trans. Vol. EI-19, April 1984. [3] Murase, H., Ohshima, I., Aoyagi, H., Miwa, I., „Measurement of transient voltages induced by disconnect switch operation”. IEEE Trans. Vol PAS-104, No. 1., Jan 1985. [4] Meppelink, J., Dietrich, J., Feser, K., Pfaff, W.R., „Very fast transients in GIS”. IEEE Trans, Vol. PWRD-4, No. 1, October 1989. [5] Yanatabu, S., Murase, H., Aoyagi, H., Okubo, H., Kawaguchi, Y., „Estimation of fast overvoltage in gas-insulated susbstation”. IEEE Trans. Vol. PWRD-4, No.4, October 1990. [6] Povh, D., Schmitt, H., Valcker, O., Wutzmann, R. „Modeling and analysis guidelines for very fast transients”. IEEE Trans. Vol. PWRD-11, No. 4, October 1996. [7] Kobayashi, T., Tsukao, S., Ohno, I., Koshizuka, T., „Application of Controlled Switching to 500-kV Shunt Reactor Current Interruption”, IEEE Trans. Vol. PAS-18, April 2003. [8] Rao, M.M.,Thomas, M.J., Singh, B.P., „Frequency Characteristics of Very Fast Transient Currents in a 245-kV GIS”, IEEE Trans. Vol. PWRD-20, No. 4 October 2005. [9] Chang, G.W., Huang, H.M., Lai, J.H., „Modeling SF6 Circuit Breaker for Characterizing Shunt Reactor Switching Transient”. IEEE Trans. Vol. PAS-22, July 2007 pp.1533-49. [10] Kam, S-c., Ledwich, G., „Development of diagnostic and prognostic algorithms for SF6 puffer circuit breakers from transient Waveforms: a validation proposal”. European EMTP-ATP Conference October 26-28, 2009 Delft, The Netherlands. http://eprints.qut.edu.au/26943. [11] Riechter, U., Bosch, M., Smajic, J., Shoory, A., Szewczyk, M., Piasecki, W., Burow, S., Tenbohlen, S., „Mitigation of Very Fast Transient Overvoltages in Gas Insulated UHV Substations”, CIGRE 2012, Paris paper A3_110. [12] Shu, Y., Chen, W., Li, M.Dai., Li, C., Liu, W., Yan, X., „Experi-

torów. Prowadzone są także studia tego problemu w instytutach i laboratoriach akademickich. W Polsce aktywnie tą tematyką zajmuje się Centrum Badawcze ABB w Krakowie. Złożony, nie całkowicie rozpoznany wzajemny wpływ konfiguracji stacji w izolacji gazowej oraz parametrów łączników SF6 na generację stromych przepięć nie pozwolił na wprowadzenie jednej skutecznej metody tłumienia stromych przepięć Najbardziej zaawansowane są konstrukcje łączników z dodatkową parą styków pomocniczych z szeregowo włączonym rezystorem, a także prototypowe rdzenie magnetyczne z materiałów utrzymujących wysoką przenikalność magnetyczną w zakresie od kilkudziesięciu do ponad stu MHz. Ryszard Malewski Malewski Electric n

mental research on very-fast transient overvoltage in 1100kV gas-insulated switch gear”. IEEE Trans. Vol PWRD-28, No. 1, January 2012. [13] Riechter, U., Neumann, C., Hama,H., Okabe, S., Schichler, U., Ito, H., Zaima, E., „Very fast Transient Overvoltages (VFTO) in Gas-Insulated UHV Substations”, CIGRE, Paris, Technical Brochure No. 519. [14] Zhang, S., Peng, Z., Liu, P., „Inner Insulation Structure Optimization of UHV RIP Oil-SF6 Bushing Using Electro-Thermal Simulation and Advanced Equal Margin Design Method”. Xi’an Jiaotong University, State Key Lab. of Electrical Insulation and Power Engineering. 2013. [15] Tavakoli, A., Gholani, A., Nouri, H., Negnevitsky, M., „Comparison Between Suppressing Approaches of Very Fast Transients in Gas-Insulated Substations (GIS)”, IEEE Trans. Vol. PWRD-28, No. 1, January 2013. [16] Gongchang, Y., Weidong, L., Weijang, C., Yonggang, G., Zhibing, L., „Development of Full Bandwidth Measurement of VFTO in UHV GIS”, IEEE Trans. Vol. PWRD-28, No. 4, October 2013. [17] Yinbiao, S., Bin, H., Ji-Ming, L., Weijang, C., Liangeng, B., Zutao, X., Guoqiang, C., „Influence of switching speed of disconnector on very fast overvoltage”. IEEE Trans. Vol. PWRD-28, No. 4, October 2013. [18] Guan, G.Y., Chen, W., Li, Z., Liu, W., „Experimental research on suppressing VFTO in GIS by magnetic rings”. IEEE Trans. Vol. PWRD-28, No. 4, October 2013. [19] Szewczyk, M., Pawłowski, J., Kutorasiński, K., Piasecki, W., Florkowski, M., Straumann, U., „High frequency model of magnetic rings for simulation of VFTO damping in gas-insulated switchgear with full scale validation” IEEE Trans, Vol. PWRD-30, No.5, October 2015. [20] He, J., Guan, G.Y., Chen, W., Li, Z., „Design optimization of ferrite rings for VFTO mitigation”, IEEE Trans. Vol. PWRD-30, No. 5. October 2015. [21] Szewczyk, M. et all. „Damping of VFTO in Gas Insulated Switchgear by A New Coating Material”. IEEE Trans. Vol PWRD-31, No.6. December 2016.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Nowa konstrukcja dławików zwarciowych Streszczenie: Dławiki zwarciowe mają zastosowanie przy ograniczaniu mocy zwarciowej systemu elektroenergetycznego. Artykuł opisuje jedną z wersji konstrukcyjnych, wykonaną z miedzianego bądź aluminiowego płaskownika. Konstrukcja taka została zaprezentowana w Polsce w 2015 roku. W artykule przedstawione zostały aspekty konstrukcyjne, doświadczenia produkcyjne oraz wyniki prób i badań tej wersji dławików.

Wprowadzenie Dławiki zwarciowe są elementem mającym zastosowanie przy ograniczaniu mocy zwarciowej systemu elektroenergetycznego. Bardzo często stosowane są w systemach energetycznych zakładów przemysłowych (sieci lokalne) przyłączonych do sieci krajowej w miejscach, gdzie moc zwarciowa sieci krajowej jest bardzo wysoka. Ograniczenie mocy zwarciowej w sieci lokalnej pozwala na stosowanie aparatów elektrycznych o mniejszych prądach zwarciowych, a tym samym tańszych. Dławik zwarciowy musi pozwolić na przepływ prądu związanego ze znamionowym poborem mocy przez sieć lokalną w sposób długotrwały, przy czym nie powinien powodować nadmiernego obniżenia napięcia w sieci lokalnej. W stanach awaryjnych sieci lokalnej trwających określony czas do zakładanego wyłączenia dławik musi bezawaryjnie wytrzymać zjawiska dynamiczne związane z przepływem prądu udarowego zwarciowego w początkowym momencie zwarcia oraz ustalonego prądu zwarciowego skutkującego głównie nagrzewaniem się dławika. W artykule tym opisano jedną z wersji konstrukcyjnych, wykonaną z miedzianego bądź aluminiowego płaskownika. Typowy zakres prądów długotrwałych opisywanych dławików wynosi od 1000 A do 5000 A przy napięciach znamionowych systemu 6 kV, chociaż ich praca w systemach o wyższym napięciu znamionowym też jest możliwa przy zachowaniu odpowiednich dla nich odległości izolacyjnych. Standardowe wymagania dotyczące cech i parametrów konstrukcyjnych,

Fot.1 Przykład dławika TDSAZ 1000/6 wykonanego z płaskownika

jak również badań, którym podlegają dławiki opisuje część 6. normy PN-EN 60076 [1].

Charakterystyczne cechy konstrukcyjne Dławiki zwarciowe mogą być wykonane z odpowiednio izolowanych przewodów profilowych. Mogą też być wykonane z taśmy miedzianej lub aluminiowej. W omawianej konstrukcji materiałem nawojowym jest płaskownik aluminiowy lub miedziany. Istotną cechą tego wykonania jest jego tor prądowy. Jest on nawinięty „na kant” bez dodatkowych elementów łączących. Z uwagi na wartości prądu długotrwałego mogą być stosowane gałęzie równoległe. Praktycznie zostały sprawdzone konstrukcje posiadające 2 lub 3 gałęzie równoległe z powodzeniem pozwalające na przepływ prądów rzędu 5000 A dla uzwojeń miedzianych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

lub około 4000 A dla przewodów aluminiowych. Elementy konstrukcyjno-izolacyjne standardowo wykonane są z materiału o klasie ciepłoodporności H, co sprawia, że dopuszczalne przyrosty temperatury uzwojenia wynoszą 125 K [2]; mogą też być stosowane materiały o wyższej klasie do 220 ºC dające możliwość wykonania dławika o mniejszych wymiarach, lecz o wyższej temperaturze roboczej [2]. Tor prądowy impregnowany jest lakierem elektroizolacyjnym dla podwyższenia współczynnika emisji ciepła. Współczynniki emisji ciepła dla gładkiej polerowanej powierzchni metalowej są rzędu 0,02 dla miedzi oraz 0,04 – 0,06 dla aluminium. Pokrycie materiału warstwą lakieru może podnieść ten współczynnik nawet do wartości 0,9 – 0,95 [4]. Jego zastosowanie z punktu widzenia izolacji nie jest konieczne, gdyż zasadniczą izolacją dławika jest izolacja powietrzna oraz wstawki szkło-epoksydowe zapewniające równomierne rozłożenie zwojów. Jest to istotne dla ograniczenia strat dodatkowych oraz zapewnienia odpowiedniego chłodzenia toru prądowego. Konstrukcja mechaniczna w odpowiedni sposób umożliwia skompensowanie zmian wymiarów uzwojenia dławika związanych z rozszerzalnością cieplną materiału dla wyeliminowania naprężeń mechanicznych z tym zjawiskiem związanych. Wygląd ogólny takiego dławika o prądzie długotrwałym 1000 A przedstawia zdjęcie Fot.1.

Rezultaty badań – próba nagrzewania Dławiki zwarciowe wykonane w wersji płaskownikowej są nową konstrukcją, dla której nie wszystkie aspekty elektromagnetyczne są opisane odpowiednio dokładnym modelem. Brak rdzenia magnetycznego powoduje, że poszczególne zwoje dławika są w różny sposób przenikane przez strumień magnetyczny a to z kolei sprawia, że straty dodatkowe przybierają różne wartości w każdym ze zwojów. Jest to aspekt o tyle istotny dla poprawnego funkcjonowania dławika, że z uwagi na dość duże wymiary zarówno osiowe jak i promieniowe płaskownika tworzącego zwoje, straty dodatkowe mogą przyjmować

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 znacząco wysokie wartości i zjawiska tego w żadnym wypadku nie można pominąć. Również aspekty odprowadzania ciepła wymagają specyficznego modelu cieplnego, gdyż największe części powierzchni chłodzącej dostępnej dla wymiany konwekcyjnej to powierzchnie poziome, które dodatkowo są osłonięte sąsiednimi zwojami. To sprawia, że chłodzenie dławika istotnie zależy od wymiaru promieniowego płaskownika oraz od odległości pomiędzy zwojami. Aby móc lepiej zamodelować zjawiska zarówno elektromagnetyczne, jak i cieplne zostały wykonane próby nagrzewania dla różnych wymiarów płaskownika, jak i różnych odległości pomiędzy zwojami. Badania takie wykonano zarówno dla miedzi, jak i aluminium oraz dla powierzchni metalicznych i malowanych. W trakcie próby dławiki musiały być zasilone odpowiednio wysokim prądem. Z uwagi na fakt, że stanowiły one odbiór głównie indukcyjny, to odpowiednią wartość prądu zapewniono poprzez zainstalowaną regulowaną baterię kondensatorów a z regulatora pozyskiwano jedynie moc czynną związaną z koniecznością pokrycia strat dławików. Schemat układu pomiarowego próby nagrzewania przy prądach 3000 A - 4500 A w układzie 1-fazowym przedstawiono na rysunku Rys.1. Przeprowadzone próby nagrzewania potwierdziły poprawność konstrukcji. Analizując obrazy termowizyjne stwierdzono dość równomierne nagrzewanie się uzwojeń zarówno na wysokości cewki jak i na całej szerokości płaskownika. Nie stwierdzono także żadnych krytycznych punktów nadmiernego nagrzewania się uzwojeń (Fot.2). Potwierdzono także dość równomierny rozpływ prądów w przypadku wykonania uzwojeń z kilku gałęzi równoległych. W trakcie jednego z doświadczalnych nagrzewań dławika TDSZ 5000/6 prądem 4500 A przyrosty temperatur poszczególnych 3 gałęzi równoległych zwoju środkowego wynosiły w stanie quasi-ustalonym odpowiednio 106 K, 100 K i 97 K. Stan quasi-ustalony należy rozumieć jako stan nagrzania dławika, natomiast nie były spełnione kryteria stanu ustalonego według normy [3]. W trakcie prób stwierdzono silną zależność przyrostów temperatur od lokalnego ruchu powietrza wokół dławika, co sprawiało kłopoty przy uzyskaniu stanu ustalonego. Natomiast z drugiej strony stwarza to możliwości bardzo skutecznego i szybkiego wychłodzenia dławika nawet stosunkowo lekkim poprzecznym przepływie powietrza.

Należy zaznaczyć też, że stała czasowa tego typu dławika jest mała. Dla dławika o prądzie znamionowym 5000 A wynosiła ona około 30 minut, co pozwoliło na uzyskanie stanu ustalonego już od początku 3 godziny próby. Przebiegi zarejestrowanych temperatur w trakcie nadzorowanej próby nagrzewania [5] przedstawia Rys.2.

Podczas próby tej wyznaczony przyrost temperatury uzwojeń metodą rezystancyjną przy prądzie 4500 A wyniósł 92 K, a przyrost przeliczony do wartości prądu 5000 A wyniósł 109 K. Dla dławika wykonanego w klasie izolacji H są to wartości bezpieczne w stosunku do dopuszczalnej granicy 125 K.

Rys.1 Schemat układu pomiarowego

Fot. 2. Obraz termowizyjny dławika TDSAZ 2700/6 w wersji aluminiowej

Rys. 2 Zarejestrowane temperatury dławika TDSZ 5000/6

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 twierdziły, że dławik wytrzymuje próbę LI 60. Na fotografii Fot.4. przedstawiono dławik na stanowisku pomiarowym. Wykonane dodatkowe próby konstruktorskie dławika TDSAZ 1000/6 dały wynik pozytywny przy próbie LI 150. Jest to potwierdzenie, że taka konstrukcja może być z powodzeniem stosowana w sieciach o wyższym napięciu znamionowym, przy zachowaniu takich samych odległości między zwojowych.

Rezultaty badań – pomiar hałasu

Fot.3. Stanowisko pomiarowe w trakcie próby nagrzewania cewki dławika w firmie TRAFTA Sp.z o.o. Myszków

Jednorodność materiału, z którego nawinięte jest uzwojenie oraz prosta i zwarta konstrukcja mechaniczna sprawiają, że dławiki o takiej konstrukcji są dość ciche. Ciśnienie akustyczne mierzone w odległości 1 m od badanej cewki dławika przy prądzie 4500 A wynosiło około 60 dB(A). Jest to niższa wartość niż dla dławika o uzwojeniu wykonanym z równoległych przewodów profilowych, która przy takich wartościach prądu jest zwykle o 10 dB wyższa.

Wnioski Nowatorska konstrukcja toru prądowego dławików zwarciowych wykonanych z aluminiowego lub miedzianego płaskownika pozwoliła na uzyskanie bardzo zwartej konstrukcji umożliwiającą bardzo wysoką wytrzymałość napięciową przy zredukowanej ilości materiałów izolacyjnych. Konstrukcja dławika umożliwia jego skuteczne i szybkie chłodzenie, co daje możliwość długiej i bezawaryjnej eksploatacji a obniżony hałas podnosi komfort eksploatacji. Konstrukcja ta została odpowiednio przebadana i może być stosowana w sieciach średniego napięcia, gdzie zachodzi konieczność ograniczania mocy zwarciowej.

Fot.4. Dławik TDSAZ 1000/6 na stanowisku pomiarowym udarowych prób napięciowych w firmie EthosEnergy Poland S.A. Lubliniec

Rezultaty badań – próba udaru napięciowego Badane dławiki zwarciowe wykonane były dla sieci o napięciu 6000 V do 6300 V. Adekwatny dla takich napięć znamionowych poziom napięć probierczych to LI 60 AC 20. Jak wspomniano wcześniej izolację zwojową stanowi odpowiedni dystans pomiędzy poszczególnymi zwojami zapewniony przez

odpowiednio rozmieszczone wstawki z płyty szkło-epoksydowej. Dla typowych napięć zwarcia takich dławików wynoszących od kilku do kilkunastu procent oraz o liczbie zwojów od kilkunastu do kilkudziesięciu napięcia zwojowe pozostają poniżej 100 V przy pracy znamionowej oraz poniżej 500 V w stanie zwarcia bezpośrednio za dławikiem. Przeprowadzone próby w laboratorium firmy EthosEnergy S.A. w Lublińcu po-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Literatura [1] PN-EN 60076-6:2008; Transformatory. Cześć 6: Dławiki [2] PN-EN 60076-11:2006; Transformatory. Cześć 11: Transformatory suche [3] PN-EN 60076-2:2011; Transformatory. Cześć 2: Przyrosty temperatury [4] S.Wiśniewski, T.S.Wiśniewski; Wymiana ciepła. Wyd.WNT. Wydanie 6. [5] Protokół z próby nagrzewania uzwojenia dławika zwarciowego typu TDSZ 5000/6 nr fabryczny 001227. Myszków, Styczeń 2017 Jacek Dziura n

TRANSFORMATORY – KOMPLEKSOWE ROZWIÑZANIA

Kompleksowa ocena stanu technicznego transformatorów na podstawie badaƒ i pomiarów diagnostycznych; System zarzàdzania eksploatacjà transformatorów – TrafoGrade; Serwis, remonty i modernizacje transformatorów na miejscu zainstalowania; Przedłu˝enie czasu „˝ycia” transformatora; Serwis urzàdzeƒ Maschinenfabrik Reinhausen; Regeneracja i uzdatnianie oleju; Badania i pomiary aparatury WN i SN;

www.energo-complex.pl

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Nowoczesne strategie eliminacji zakłóceń w terenowych pomiarach wyładowań niezupełnych w transformatorach Streszczenie

Diagnostyka wyładowań niezupełnych (WNZ) w transformatorach w eksploatacji jest zazwyczaj konsekwencją niekorzystnych wyników badań DGA. Celem pomiaru WNZ jest weryfikacja źródła wyładowań wewnątrz transformatora, określenie ich intensywności oraz określenie ich rodzaju, zazwyczaj z wykorzystaniem analizy wzorców WNZ. Często udaje się zlokalizować źródło WNZ i ostatecznie oszacować ryzyko i zaplanować dalsze działania. W prawie wszystkich krokach takiego postępowania, wymienionych powyżej, występuje problem nakładania się różnych zjawisk na sygnał związany z WNZ, a czasem dominującą składową są zakłócenia. Typowe interferencje falowe, jak np. sygnały radiowe, mogą być łatwo wytłumione przez filtry częstotliwościowe, zakłócenia impulsowe zazwyczaj nie mogą być wystarczająco zniwelowane ze względu na ich szerokie spektrum częstotliwościowe. W artykule opisano możliwości minimalizowania lub nawet całkowitej eliminacji wpływu zewnętrznych zakłóceń na wyniki pomiarów WNZ. Omawiane metody podzielono na oparte na oprogramowaniu oraz na metody sprzętowe. Przedstawiono cztery metody i podano przykłady ich praktycznego zastosowania.

Słowa kluczowe

wyładowanie niezupełne, eliminacja zakłóceń, separacja impulsów, UHF

Wprowadzenie

Przez dekady pomiary wyładowań niezupełnych (WNZ) w transformatorach energetycznych będących w eksploatacji uważane były za niemożliwe do poprawnego wykonania ze względu na brak strategii unikania ogromnego wpływu zakłóceń zewnętrznych. Bardzo często amplituda takich sygnałów przekraczała amplitudę sygnału WNZ pochodzącego z kadzi transformatora o rzędy wielkości, co utrudniało lub wręcz uniemożliwiało analizę danych WNZ. Z drugiej strony, odszukanie

Rys. 1: Ślady aktywności WNZ w transformatorach energetycznych

Rys. 2: Synchroniczny pomiar WNZ na wielu terminalach podczas testu napięciem indukowanym

źródła WNZ może być trudne nawet podczas inspekcji optycznej. Wyładowania niezupełne stanowią niewątpliwe zagrożenie dla transformatora. Na rysunku 1 przedstawiono dwa zdjęcia uszkodzeń spowodowanych przez WNZ w transformatorach. O ile na rysunku po lewej stronie wyładowania rozpoczęły dopiero proces dekompozycji preszpanu, o tyle bariera izolacyjna po prawej jest w znacznym stopniu uszkodzona i nie może pełnić swojej pierwotnej funkcji. W czasie ostatnich dziesięciu lat rozwój urządzeń do badania WNZ umożliwił wprowadzenie narzędzi do eliminacji zakłóceń pomiarowych, stosowanie odpowiednich praktyk pomiarowych oraz zebranie doświadczeń przemysłowych popartych wiedzą [1]. Dodatkowo dostępne są mobilne układy do prób wysokonapięciowych. Obecnie badania transformatorów na miejscu ich zainstalowania stały się powszechną praktyka pomiarową. Jako że wiarygodny pomiar WNZ, ich identyfikacja,

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

lokalizacja i ocena ryzyka ich obecności wymaga analizy przez eksperta, bardzo ważne jest wyeliminowanie wpływu zewnętrznych czynników na rejestrowany sygnał. W kolejnych punktach omówione zostaną cztery narzędzia, dzięki którym można osiągnąć taki cel. Synchroniczny pomiar z wielu terminali oraz 3PARD Metoda ta, opracowana w 2002 roku, może być stosowana, gdy jest dostęp do kilku punktów pomiarowych, umożliwiających odsprzężenie sygnałów WNZ. Typowym przykładem jest test napięciem indukowanym na transformatorze trójfazowym. Rysunek 2 przedstawia schematyczny układ takiego pomiaru (po lewej) i jego praktyczne zastosowanie (po prawej). Złącza pomiarowe przepustów WN wykorzystano do odsprzężenia sygnałów. Sprzężenie sygnału WNZ w trzech fazach transformatora (galwaniczne, pojemnościowe i elektromagnetyczne) sprawia, że jest on wykrywany zazwyczaj we wszystkich z nich. Aby zapewnić wykrycie

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 echo oryginalnego impulsu bardzo ważna jest dokładna synchronizacja wszystkich kanałów pomiarowych. Należy podkreślić, że nie jest to możliwe do osiągnięcia z wykorzystaniem systemów multipleksowych. Każdy impuls WNZ wykryty w trzech terminalach jest przetwarzany cyfrowo w każdym kanale pomiarowym i – z odniesieniem do jego amplitudy i momentu wystąpienia – przesyłamy światłowodem do programu analizującego, który odbiera dane na komputerze operator w czasie rzeczywistym. Procedura ta objaśnione jest na rysunku 3. Poza obrazowaniem wartości amplitudy WNZ zarejestrowanych przez kanały pomiarowe i wzorców PRPD dla każdej fazy, omawiane podejście pomiaru na wielu terminalach może być wykorzystane do eliminacji zakłóceń i nakładających się wzorców WNZ. Można to osiągnąć dzięki 3PARD (3 Phase Amplitude Relation Diagram – Diagram 3-fazowej zależności amplitudowej). Dwuwymiarowe, oparte na skali kolorów, diagramy wektorów amplitudy trzech faz (co widać na rysunku 3) są sumowane z przesunięciem fazowym 120 stopni, zgodnie z przesunięciem fazowym napięcia testowego. Każdy pojedynczy impuls WNZ zmierzony w trzech fazach daje w efekcie jeden punkt na diagramie. Na rysunku 4 przedstawiono obliczanie i tworzenie gwiaździstego układu 3-PARD. Skala kolorów oparta na intensywności stosowane dla wyników tej operacji odzwierciedla częstotliwości pojawiających się impulsów. Wewnętrzne impulsy WNZ są gromadzą się głównie blisko osi diagramu. Impulsy pochodzące od zakłóceń (prawie tej samej amplitudy) są często umiejscowione blisko początku układu współrzędnych. Oprogramowanie do analizy umożliwia wybór pojedynczych skupisk i dokonuje przekształcenia w czasie rzeczywistym. Dzięki temu tylko impulsy należące do zaznaczonego skupiska są przedstawiane na ekranie, co umożliwia analizę wzorców bez wpływu nakładających się sygnałów. Na poniższym rysunku zawarto przykładowe wyniki badań WNZ transformatora 40 MVA poddanego naprawie. Rysunek 5 zawiera PRPD i odpowiadający 3PARD. Zaznaczono na nim jedną grupę impulsów. Na rysunku 6 zawarta porównanie przekształconych skupisk impulsów uzyskanych z 3PARD. Skupisko takie, zaznaczone wcześniej po prawej stronie rysunku 5, przedstawione jest po lewej stronie i odpowiada sygnałom zewnętrznego źródła zakłóceń. Na środku widoczny

Rys. 3: Synchroniczna akwizycja sygnału WNZ na wielu terminalach i przetwarzanie danych

Rys. 4: Rozmieszczenie na diagramie wektorów zależnych od amplitudy, dodawanie i mapowanie impulsów

Rys. 5: PRPD i 3PARD ukazujące wpływ wewnętrznych WNZ i czynników zewnętrznych

Rys. 6: Wzorzec PRPD zewnętrznego zakłócenia (o lewej), zakłócenia tła (środek) i wewnętrzne WNZ (po prawej) – odseparowane za pomocą 3PARD

jest poziom zakłóceń tła, pochodzący od skupiska widocznego na środku diagramu 3PARD. Po prawej stronie rysunku widać wewnętrzne WNZ w fazie 1. W ten sposób możliwa jest ocena intensywności (amplituda WNZ) i rodzaju (analiza wzorca) wyładowania niezuypełnego, co ułatwia późniejszą decyzję dotyczącą eksploatacji transformatora. W prezentowanym przykładzie wdrożono ponowne odgazowywanie pod próżnią, co ostatecznie doprowadziło do zaniku WNZ.

Synchroniczny pomiar w wielu zakresach i 3CFRD

W celu zwiększenia możliwości systemu 3PARD opracowano dodatkowe

narzędzie: 3CFRD (3-Center-Frequency-Relation-Diagram – potrójny centryczny diagram zależności częstotliwościowych), z myślą o przypadkach, gdy nie jest możliwy pomiar WNZ w trzech miejscach (trzy fazy), przykładowo w przypadku jednej jednofazowej jednostki przesuwnika fazowego. Metoda ta wymaga trzech filtrów dokonujących pomiaru każdego impulsu WNZ jednocześnie w środkowych częstotliwościach swoich predefiniowanych zakresów częstotliwości. Synchroniczna analiza trzech różnych części spektrum wyładowań niezupełnych dla pojedynczego impulsu WNZ dostarcza informację na temat jego natury, propagacji i wygaszania. Kompleksowa oce-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rys. 7: FFT (Szybka Transformata Fouriera) trzech impulsów WNZ, wskazanie częstotliwości pomiarowych i wektory wartości ładunku pozornego impulsu 1 (po lewej), sumowanie wektorów poprzez 3CFRD (po prawej)

Rys. 8: Representacja wszyskich trzech impulsów na widmie częstotliwości oraz na diagramie 3CFRD sumowanie wektorów poprzez 3CFRD (po prawej)

Rys. 9: Uszkodzony przekładnik prądowy i układ pomiarowy do WNZ zainstalowany na identycznym przekładniku

na zachowania widmowego różnych typów impulsów omawiana była w [3]. Poprawny wybór pozycji tych trzech zakresów w dziedzinie częstotliwości jest kluczowy do skutecznej analizy. Filtry należy ustawić w taki sposób, by widmowe odchylenia impulsów o różnym rodzaju lub pochodzeniu były maksymalne. Na rysunku 7 przedstawiono zasadę tworzenia widma dla trzech różnych impulsów WNZ i trzech filtrów, umieszczonych na widmie w zakresach, gdzie występują największe różnice pomiędzy impulsami. Czerwone strzałki wskazują wartości bezwzględne wartości ładunku im-

pulsu nr 1 w zakresach częstotliwości filtrów. Wektory te umieszczone są następnie w diagram gwieździsty, zaprezentowany po prawej stronie rysunku 7. Każda oś reprezentuje jeden filtr i odpowiadającą mu wartość środkową zakresu częstotliwości, co odróżnia to podejście od 3PARD, gdzie każda oś odpowiada jednemu terminalowi pomiarowemu. Długości wektorów wynikają ze zmierzonej amplitudy dla każdego filtra. Poprzez geometryczne sumowanie wektorów uzyskiwany jest punkt końcowy dla impulsu oznaczonego jako 1. Taka sama procedurę zastosowana będzie dla impulsów 2 oraz 3, co można zauważyć po lewej stronie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

rysunku 8. Po zsumowaniu wektorów uwidaczniają się poszczególne grupy punktów na wykresie 3CFRD (rysunek 8, po prawej). Ich położenie wynika z różnego występowania w widmach częstotliwości. W oparciu o uzyskany diagram możliwe jest dokonanie oceny każdego punktu z osobna. Wzorzec fazowo-rozdzielczy wyładowania niezupełnego (PRPD) zawiera teraz tylko impulsy o takim samym zachowaniu widmowym. Ostatecznie prowadzi to do jasnych i pozbawionych zakłóceń wyników pomiarów WNZ. W oparciu o omówioną metodę oddzielenie źródeł poszczególnych WNZ oraz źródeł zakłóceń możliwe jest dzięki analizie tylko poszczególnych punktów 3CFRD. Dodać należy, że opisana procedura odbywa się w czasie rzeczywistym. Opisana metoda wykorzystana została podczas badań WNZ kilku przekładników na miejscu ich zainstalowania przy obecności zakłóceń zewnętrznych. Badania wykonano po awarii jednego z przekładników prądowych. Na rysunku 9 przedstawiono uszkodzony przekładnik (po lewej) i układ pomiarowy WNZ zainstalowany na takich samych jednostkach jak uszkodzona na stacji energetycnej (po prawej). Podczas pomiarów obserwowano zakłócenia tła na poziomie ok. 1 nC, co w standardowym pomiarze jest wartością zbyt wysoką na uzyskanie miarodajnych wyników oceny izolacji opartej na żywicy epoksydowej. Na rysunku 10 ukazano oryginalny PRPD po prawej, PRPD po usunięciu zakłóceń (środek) i odpowiadający 3CFRD po lewej. Na oryginalnym PRPD nie jest możliwa identyfikacja WNZ, podczas gdy na 3CFRD widoczne są dwa skupiska punktów. Duże skupisko punktów odpowiada za zakłócenia tła, podczas gdy mniejsze okazało się być WNZ wewnątrz badanego przekładnika prądowego, które widoczne jest na obrazie po usunięciu zakłóceń, zaprezentowanym na środku rysunku 10. Tak poważna aktywność WNZ nie byłaby widoczna bez skutecznego usuwania zakłóceń. Ostatecznie badany przekładnik został zastąpiony, by zapobiec nieprzewidzianym awariom, nie wyłączając wybuchu lub pożaru na stacji energetycznej.

Wykorzystanie synchronicznego zewnętrznego kanału wyzwalania (wyzwalanie za pomocą anteny)

Dzięki możliwościom w pełni synchronicznej akwizycji danych WNZ możliwe jest wykorzystanie drugiego kanału pomiarowego do detekcji wpływu

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 zewnętrznych impulsów, nie generowanych przez badany obiekt. Dlatego też ta dodatkowa jednostka pomiarowa musi być skutecznie oddzielona od badanego obiektu, by zapewnić że żadne impulsy pochodzące z obiektu nie wpłyną na nią. Przykładowo można umieścić taką jednostkę blisko przetwornika częstotliwości lub zestawu generatorowego używanego do badania napięciem indukowanym. Typowymi sposobami na podłączenie jednostki wyzwalającej jest indukcyjne odsprzężenie od połączenia z ziemią lub antena do zakłóceń radiowych. Podczas gdy jednostka akwizycji WNZ połączona z zaciskami pomiarowym przepustów wykrywa zarówno WNZ wewnątrz transformatora jak i zewnętrzne sygnały zakłócające, kanał wyzwalający wykrywa tylko te drugie. Te impulsy, które są synchronicznie zarejestrowane na przepustach oraz na kanale wyzwalającym sklasyfikowane zostaną jako pochodzenia zewnętrznego. Na potrzeby oceny wyników pomiarowych brane pod uwagę przez oprogramowanie są tylko impulsy wykryte na przepustach, ale nie wykryte przez jednostkę wyzwalającą. Zasadę tę wyjaśnia rysunek 11. Metoda ta została wykorzystana podczas pomiarów WNZ na wysokonapięciowym transformatorze probierczym w miejscu jego zainstalowania. Transformator zasilono z zestawu generatorowego, który powodował niesynchroniczne zakłócenia fazowe. Przewód na którym pojawiały się wyładowania koronowe zamocowano do zacisku pomiarowego jednego z przepustów. Rysunek 12 przedstawia oryginalny kształt PRPD (po lewej), sygnały zarejestrowane przez jednostkę wyzwalającą podłączoną do uziemienia generatora (środek) oraz kształt po usunięciu zakłóceń (po prawej). Należy dodać, że wskazane wartości WNZ w jednostce wyzwalającej muszą być odrzucone, gdyż ten kanał nie jest wykalibrowany, co jednak nie stanowi problemu, bo znaczenie ma tylko informacja czasowa dostarczana przez niego. Dlatego sygnały zakłóceń nie są dopasowane do ich odpowiedników w kanale pomiarowym. Rysunek po prawej jasno ukazuje, że wyładowania koronowe symulujące rzeczywiste WNZ nie zostały zakłócone przez wyzwalanie. Możliwy był więc dokładny pomiar WNZ, pomimo zakłóceń generowanych przez zestaw generatorowy.

Łączony pomiar elektryczny oraz UHF (wyzwalanie UHF)

Podczas gdy w poprzedniej metodzie wykorzystano zewnętrzną antenę

Rys. 10: Mocno zakłócony PRPD; PRPD pozbawiony zakłóceń; odpowiadający im 3CFRD

Rys. 11:Zasada stosowania zewnętrznej jednostki wyzwalającej

Rys. 12: PRPD ukazujące wyładowania koronowe i zakłócenia (po lewej), sygnały wykryte przez jednostkę wyzwalającą (środek) oraz PRPD pozbawione zakłóceń ukazujące wyładowanie koronowe (po prawej)

Rys. 13: Zasada wyzwalania UHF

i uwzględniono tylko impulsy, które pojawiały się na zaciskach pomiarowych, ale nie pojawiały się na zewnętrznej antenie, w tym przypadku łączony pomiar elektryczny i UHF wykorzystuje antenę UHF zamocowaną wewnątrz transformatora. Zasadę pomiaru wyjaśniono na rysunku 13. W tym przypadku impulsy, które brane są pod uwagę do oceny wyników wykryte zostały zarówno na zaciskach przepustów, jak i przez wewnętrzną antenę. Metoda ta wykorzystuje antenę UHF, która musi być umieszczona w kadzi transformatora, zazwyczaj poprzez zawór do spuszczania oleju. Zawory te umiejscowione są w obszarach o małym natężeniu pola elektrycznego, co daje możliwość na umieszczenie głowicy czujnika bez ryzyka spowodowania wyładowania zupełnego. Na rysunku 14 przedstawiono dwa przykłady praktycznego zastosowania czujników UHF na transformatorach mocy. Po lewej

przedstawiono sondę UHF zamocowaną do zaworu na górze transformatora w polu testowym producenta, zaś na zdjęciu po prawej przedstawiono czujnik zamocowany do zaworu spustowego podczas badań w warunkach polowych. W czasie łączonego pomiaru elektrycznego i UHF na transformatorze blokowym o mocy powyżej 1100 MVA dokonano sprawdzenia czy na wewnętrzną antenę nie mają wpływu zewnętrzne zakłócenia. Przewód koronujący podłączono do jednego z przepustów 400 kV. Rysunek 15 zawiera porównanie kształtu WNZ zarejestrowanych metodą elektryczną na zacisku pomiarowym przepustu z podłączonym przewodem koronującym (po lewej) i synchroniczny odczyt systemu UHF z wnętrza kadzi z wykorzystaniem filtra 1,5 MHZ z ustawionego na częstotliwości środkową 490 MHz (po prawej). Wykazano, że bardzo intensywne sygnały wyłado-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rys. 14: Praktyczne zastosowanie wyzwalania UHF; czujniki UHF na transformatorach w laboratorium oraz w warunkach polowych

Rys. 15: Kształt zewnętrznych wyładowań koronowych na transformatorze i odpowiadające im synchroniczne wyniki pomiaru UHF

Rys. 16: Kształt wewnętrznych WNZ w transformatorze i odpowiadające im synchroniczne wyniki pomiaru UHF

Rys. 17: Konwencjonalny pomiar WNZ (po lewej), sygnały uzyskane z czujnika UHF (środek) oraz wynik pomiaru elektrycznego WNZ po usunięciu zakłóceń dzięki wyzwalaniu UHF wskazującym WNZ pochodzenia wewnętrznego (po prawej).

wań koronowych (ok. 8,7 nC) nie wpłynęły na antenę UHF. Gdy na tym samym transformatorze pojawiły się wewnętrzne WNZ, dokonano ich pomiaru za pomocą konwencjonalnego systemu detekcji WNZ oraz za pomocą systemu UHF. Rysunek 16 przedstawia kształt zmierzonych WNZ na zacisku przepustu (po lewej) i synchronicznie wykryte sygnały z sondy UHF (po prawej). Oba z nich wskazują na podobne zachowanie. Wyniki te dowodzą poprawności zasady stoso-

wania wyzwalania UHF. Sygnały zewnętrzne nie były w stanie wpłynąć na wewnętrzną antenę, podczas gdy wewnętrzne WNZ były wykrywane z dużą dokładnością. Autorzy dziękują firmie Siemens Transformers z Nurembergu za wsparcie okazane podczas tych badań. Przykład praktycznego zastosowania wyzwalania UHF przedstawiono w [4] i [5]. W czasie badań on-line na transformatorze 333 MVA z pomiarów elektrycznych na zacisku przepustu nie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

uzyskano wartościowych odczytów w związku z wysokim poziomem zakłóceń z szyn 400 kV umieszczonych ponad transformatorem (rysunek 17, po lewej). Sonda UHF wykryła źródło wewnętrznych WNZ, ukazanych na środku rysunku 17. Po prawej stronie tego rysunku przedstawiono wyniki pomiaru elektrycznego z wyzwalaniem UHF. W tym przypadku ukazano tylko impulsy wykryte przez konwencjonalny system pomiarowy i czujnik UHF z zadanym okresie czasu. Oczywiście czułość pomiaru znacznie zwiększono. Ostatecznie sygnały z układu pomiarowego UHF wykorzystano do wyzwalania systemu lokalizacji akustycznej. Procedura lokalizacji wskazała na problem blisko przełącznika zaczepów, co potwierdzono w czasie inspekcji wewnętrznej. Przyczyną była zestarzona izolacja papierowa na wyprowadzeniach odczepowych. Transformator naprawiono i przywrócono do pracy.

Literatura [1] W. Koltunowicz, R. Plath, „Synchronous Multi-channel PD Measurements”, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, Vol.15, No. 6, December 2008 [2] K.-D. Plath, R. Plath, H. Emanuel, W. Kalkner, „Synchrone dreiphasige Teilentladungsmessung an Leistungstransformatoren vor Ort and im Labor”, ETG-Fachtagung Diagnostik elektrischer Betriebsmittel, Berlin, Germany, Paper 0-11, 2002 [3] K. Rethmeier, A. Obralic, A.Kraetge, et al. „Improved Noise Suppression by real-time pulse-waveform analysis of PD pulses and pulse-shaped disturbances”, International Symposium on High Voltage on High Voltage Engineering (ISH), Cape Town, South Africa, August 2009 [4] A. Kraetge, S. Hoek, K. Rethmeier, M. Krueger, P. Winter, „Advanced possibilities of synchronous conventional and UHF PD measurements for effective noise suppression”, IEEE , International Symposium on Electrical Insulation (ISEI), San Diego, USA, June 2010 [5] S. Tenbohlen, A. Pfeffer, S. Coenen, „On-site Partial Discharge Measurement in Power Transformers by UHF Sensors”, Highvolt Kolloquium, Dresden, Germany, May 2011 A.Kraetge, S. Hoek, W. Pichler OMICRON Germany, Austria n

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Sześciofluorek siarki (SF6); medium gazowe wyłączników wysokiego napięcia Streszczenie Artykuł przedstawia podstawowe właściwości sześciofluorku siarki SF6, stanowiącego mediom izolacyjne i gaszące łuk wyłączników wysokiego napięcia. Bardziej szczegółowo opisuje efekt działania wyładowań elektrycznych, w szczególności wysokoenergetycznych wyładowań łukowych, na proces tworzenia produktów jego rozkładu, ich oddziaływanie na elementy konstrukcji, jak wreszcie stosowane metody ochrony.

Wstęp Wprowadzenie syntetycznego gazu elektroizolacyjnego jakim jest , sześciofluorek siarki, SF6, do aparatury łączeniowej sięga okresu przedwojennego. Wtedy to, w ramach rozwoju elektryfikacji i narastających wymagań zakresie skuteczności działania urządzeń podjęto poszukiwania w zakresie doboru medium gazowego, które zastąpiłoby powietrze. Wśród zamienników jakie rozważano, szczególnie korzystne właściwości wykazał SF6. Jego właściwości elektroizolacyjne oraz zdolności gaszenia luku, wymagały jednakże uwzględnienia cech negatywnych, jakimi okazały się właściwości cieplarniane oraz – występujące w obecności wyładowań elektrycznych - agresywne chemicznie produkty rozkładu. Charakter jak i intensywność tworzących się produktów rozkładu SF6 na okoliczność ich występowania w układach izolacyjnych stanowiły przedmiot badań czołowych ośrodków badawczych Ameryki Północnej, Europy i Japonii w latach 70 –tych i 80 –tych. Wymiana doświadczeń, na podstawie uzyskiwanych wyników badań, skupiała się na konferencjach Gaseous Dielectrics w USA, a następnie, w nawiązaniu do pracy urządzeń - w odpowiednich Komitetach CIGRE. Ich wyniki doprowadziły do rozwiązań technologicznych minimalizujących szkodliwe oddzia-

ływanie na elementy konstrukcji, jak również - ograniczenia jego przenikania do atmosfery poprzez stosowanie szczelnych konstrukcji i zasad kontroli w warunkach eksploatacji. Działalność badawcza w kraju, w podobnym okresie, skupiała się na śledzeniu zjawisk związanych z oddziaływaniem produktów rozkładu SF6 na elementy konstrukcji wyłączników wysokiego napięcia, oraz zasadach ich oceny w badaniach diagnostycznych. Jednocześnie, zdobywane doświadczenia eksploatacyjne sprzyjały szerszemu stosowania SF6 w aparaturze łączeniowej i ich badań.

Rys. 1. Budowa sześciofluorku siarki (SF6).

Nowoczesne konstrukcje wyłączników na wysokie napięcia z gazem SF6, zaliczane są do rozwiązań niezawodnych, umożliwiających prawidłową pracę szacowaną na ok 50 lat, Pewność ich działania wymaga jednakże od obsługi urządzeń podstawowej wiedzy w zakresie właściwości medium gazowego, pozwalającej na jego prawidłowej ocenie w warunkach kontroli, prowadzonej w normalnych warunkach pracy urządzenia, jak również - właściwego postepowania w razie pojawienia się nieprawidłowości. Temu celowi służy przedstawiony pokrótce materiał.

Podstawowe właściwości SF6 jako dielektryka W grupie związków siarki z fluorem SF6 zajmuje miejsce wyjątkowe, wszystkie bowiem 6 wartościowości siarki związanych jest z atomami fluoru tworząc regularny układ oktoedryczny. Atom siarki w tym układzie zajmuje miejsce centralne, w jednakowej odległości od atomów fluoru (rys.1.[1]) Tego typu układ atomów w cząsteczce cechuje z punktu widzenia energetycznego wysoką trwałość, z drugiej strony na skutek zdolności wychwytu wolnych elektronów – wyjątkowa zdolność gaszenia łuku elektrycznego, co zarówno od strony technicznej jak i technologicznej jest korzystniejsze w porównaniu do łączników, w których ośrodkiem gaszącym jest powietrze. Do właściwości, które to sprawiają zalicza się : yy relatywnie niską temperaturę, przy której jego molekuły uzyskują dostateczną yy energię, ażeby w następstwie wzajemnych zderzeń ulec jonizacji (termojonizacji) yy w następstwie jonizacji w kanale łukowym na skutek nagłego wzrost stężenia yy elektronów swobodnych, następuje wzrost zarówno przewodnictwa elektrycznego jak i yy cieplnego, dzięki czemu średnica łuku znacznie maleje, yy zdolność szybkiego powrotu ze stanu przewodzenia do stanu dielektryka, z chwilą yy zgaszenia łuku. Do pozostałych własności SF6, jako medium elektroizolacyjnego, zalicza się : yy wysoką wytrzymałość elektryczną, równą 89 V/m Pa przy 20oC, yy przewodnictwo cieplne jest ok. 2 – krotnie wyższe od powietrza. Do stosowania SF6, jako medium izolacyjnego i gaszącego łuk, istotne znaczenie dla jego użytkowania posiada znajomość pozostałych, podstawowych właściwości, które stanowią przedmiot dalszego omówienia.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Właściwości fizyczne W normalnej temperaturze pokojowej i przy normalnym ciśnieniu ( 20oC i 100 k Pa ) SF6 występuje w stanie gazowym; Jego gęstość, równa 6,07 kg/m3, jest ok. 5-krotnie większą od powietrza Niska lepkość stanowi istotną cechę; która warunkuje jego znacznie mniejszą, w porównaniu z powietrzem, szybkość rozchodzenia się dźwięku. Zdolność ta wiąże się z większą szybkością gaszenia łuku oraz - przy pełnieniu funkcji izolacji, co ma miejsce w przypadku rozdzielnic – lepszymi wskaźnikami poziomu szumów. Przewodność cieplna, dzięki niskiej lepkości i dużej gęstości, jest od 2 do 5 -ciu razy większa od powietrza. Temperatura krytyczna, do której istnieją obok siebie faza gazowa i ciekła, wynosi +45,54oC; powyżej tej temperatury nie jest możliwe skroplenie gazu poprzez sprężanie. Temperatura skraplania przy normalnym ciśnieniu wynosi minus 50,8oC. Odpowiednio, przykładowo : yy przy temperaturze minus 35oC skraplanie zachodzi pod ciśnieniem 4,5 bar, yy przy temperaturze minus 15oC - pod ciśnieniem 7 bar yy przy temperaturze plus 20oC - pod ciśnieniem 21 bar. Spadek temperatury poniżej punktu skroplenia powoduje pojawienie się fazy ciekłej, co prowadzi do obniżenia wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego. Stan taki w urządzeniach jest sygnalizowany przez czujniki gęstości gazu, które dzięki odpowiedniej kompensacji wpływu temperatury ( są wyskalowane w jednostkach ciśnienia), i bez względu na temperaturę wskazują ciśnienie nominalne. Obniżenie tego poziomu świadczy o ubytku gazy gazowej. Dopełniania gazu w urządzeniu musi być wówczas dokonywane powyżej temperatury skraplania.

wicie kompatybilny z takimi materiałami jak: metale, szkło i żywice lane. Powyżej 180oC wykazuje aktywność chemiczną względem metali, w szczególności cyny i ołowiu, oddziałując na metalowe elementy konstrukcji urządzenia. Powyżej 500oC ulega rozkładowi na jony ujemne o dużej aktywności chemicznej; w temperaturze 3000 o C, w obecności łuku, następuje całkowity rozkład SF6; wytworzona dysocjacja powoduje skokowy wzrost przewodnictwa elektrycznego, co skutkuje obniżeniem temperatury obszaru łukowego i zwężeniem jego średnicy, ułatwiającym gaszenie łuku.

Charakterystyka środowiskowa SF6 w kontakcie z wodą nie ulega hydrolizie. Bardzo mała rozpuszczalność SF6 w wodzie sprawia, iż praktycznie nie oddziałuje na powierzchnię wody lub gleby; nie ujawnia się ponadto jego biologiczna kumulacja w cyklu pokarmowym. SF6 nie uczestniczy w destrukcji warstwy ozonowej. Zalicza się do związków cieplarnianych, wykazujących wysoki Globalny Potencjał Cieplarniany (GWP); z tych względów został zaliczony do „koszyka gazów cieplarnianych”, w stosunku do których, podjęte zostały odpowiednie regulacje prawne mające na celu ograniczenie emisji do atmosfery. Zaostrzane wymagania w zakresie dopuszczalnego udziału gazów cieplarnianych w atmosferze sprawiły, że również stosowanie SF6 w nowych urządzeniach ograniczone zostało do

Właściwości chemiczne Mimo, że w skład cząsteczki SF6 wchodzi fluor, będący jednym z najbardziej aktywnych pierwiastków chemicznych, związek ten jest całkowicie obojętny chemicznie. Jego bierność chemiczna jest porównywalna z azotem oraz gazami obojętnymi typu argon czy hel. W temperaturze pokojowej nie wchodzi w reakcje z żadnymi substancjami, z jakimi się styka. Wykazuje trwałość cieplną do 180oC; w tym zakresie temperatury jest całko-

Rys. 2. Ścieszki reakcyjne prowadzące do tworzenia stabilnych produktów rozkładu SF6 ,SOF2, SOF4, SO2F2, SO2, HF, SiF4, i MFx, gdzie M jest materiałem elektrod (np. dla M = aluminium – fluorek aluminium AlF3; źródło krzemu, składnika niektórych materiałów izolatora lub smaru)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

wyłączników i rozdzielnic na wysokie napięcia. W rozdzielnicach ponadto, w przedziałach poza wyłącznikiem, zalecane jest stosowanie mieszanin SF6 z azotem. Uwaga: Mieszaniny SF6/N2 pod względem wytrzymałości elektrycznej wykazują efekt synergizmu, który wyraża się zwiększoną wytrzymałością w porównywaniu do uzyskiwanej sumarycznie z jego składowych.

Działanie na organizm ludzki Sześciofluorek siarki jest bez zapachu i smaku. Jako gaz czysty, pozbawiony zanieczyszczeń, nie jest toksyczny. UWAGA: Pomimo, iż gaz nie jest toksyczny, nie podtrzymuje życia i pomieszczenia zamknięte, w których znajdują się urządzenia z SF6, wymagają wentylacji.

Mechanizm rozkładu SF6 w obecności wyładowań elektrycznych Bezpośrednim efektem występowania wyładowania elektrycznego w SF6, bez względu na jego charakter i miejsce występowania, jest jego dysocjacja, w bezpośrednim sąsiedztwie narażenia. Jej efektem jest powstawanie jonów fluoru i siarki, charakteryzujących się niższym udziałem fluoru względem SF6 i wysoką reaktywnością. Schematycznie przebieg reakcji obrazuje poniższy wzór: DE SF6 SFx+(6 - x) F, 0 < x < 6 gdzie: E - wielkość dostarczonej energii kinetycznej, x - w zależności od E - przybiera wartości od 0 do 6. W obszarze wyładowania, powstają, w ramach rekombinacji, fluorki z różnym udziałem atomów fluoru. Reagując z występującymi w gazie atomami tlenu, stanowiącymi również wynik dysocjacji występujących w gazie zanieczyszczeń tlenem i wilgocią, tworzą tlenofluorki: SOF2, SO2F2 i SOF4 oraz HF i SO2 [1,2]. Schemat ideowy zachodzącego procesu, na przykładzie wyładowania iskrowego, obrazuje rys 2. [2,3]: Przebieg reakcji jakie zachodzą w zależności od odległości od źródła narażenia obrazuje ponadto rys. 3. [4]. Wpływ wyładowania wysokoenergetycznego, łukowego, na charakter i intensywność tworzących się produk-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rys. 3. Regiony różnej aktywności chemicznej w powiązaniu z trzema obszarami modelu wyładowania w układzie ostrze płyta

Rys. 4. Schemat reakcji występujących w gazie SF6 w obszarze gorącej plazmy i na styku z powierzchnią zimnej ściany konstrukcji wyłącznika.

Główne produkty rozkładu Narażenie

Formuła

Stan skupienia

Ilość

Podatność na reakcje z wilgocią

Produkty reakcji z wilgocią

Wyładowania niezupełne

SOF2 SF4

Gaz gaz

Mała mała

Średnia duża

HF,SO2 HF, SO2

Nagrzewanie się zestyku

SOF2 SO2F2 SO2

gaz gaz gaz

mała mała mała

średnia mała niska

HF, SO2 b.zm. SO2.

Łuk łączeniowy o małej energii

SOF2 SOF4 SO2F2

gaz gaz gaz

mała mała mała

średnia średnia mała

HF,SO2 HF,SO2 b.zm.

Łuk łączeniowy o dużej energii

SF4 WF6 SOF2 CF4 HF CuF2 WO3

gaz gaz gaz gaz gaz cz. stałe cz. stałe

średnia średnia średnia średnia mała średnia średnia

duża duża średnia brak mała brak brak

HF, SO2 WO3, HF HF, SO2 b.zm. b.zm. CuF2.H2Ox b/zm/

Łuk wewnętrzny

HF SF4 CF4 AlF3*

gaz gaz gaz cz. stałe

mała duża brak średnia

CuF2 FeF3*

cz. stałe cz. stałe

średnia duża średnia średnia do dużej**/ duża duża

b.zm. HF,SO2 b.zm. formy uwodnione***/ j.w.b.zm. brak

średnia brak

Tabela 1. Ogólna charakterystyka produktów rozkładu SF6 w komorze wyłącznika

*/ Zależnie od materiału obudowy. **/ Ilość duża - wyłącznie w przypadku wystąpienia łuku wewnętrznego. ***/ Związki silnie higroskopijne, adsorbujące gazowe produkty rozkładu SF6 tów rozkładu SF6 stanowił przedmiot badań prowadzonych w nawiązaniu do konstrukcji wyłącznika, z uwzględnieniem wpływu materiału styków oraz elementów konstrukcji. Schemat procesu, będący owocem ostatnio prezentowanej publikacji przedstawia rys. 4 [5]. W porównaniu do wyładowania niezupełnego czy iskrowego, wyładowanie łukowe, wpływa na skład jak i ilość tworzących się związków [6, 7]. I tak: yy zwiększenie udziału jonów fluorku siarki w najbliższym otoczeniu nara-

żenia – powoduje zwiększenie stężenia trwałych gazowych produktów rozkładu: SOF2, SOF4, SO2F2, SO2, HF; kontakt z powierzchnią dyszy prowadzi ponadto do występowania wśród powstających związków - czterofluorku węgla, CF4, yy zwiększenie ilości tworzących się produktów proszkowych; wśród nich związków: WO3, CuF2 oraz ALF3 i FeF3, będących wynikiem reakcji z materiałami elektrod i elementami konstrukcji. W uzupełnieniu do przedstawionych

powyżej schematów reakcji rozkładu SF6, w tabeli 1, zestawiono je - z typowymi narażeniami, charakteryzującymi prace wyłączników, oraz wilgocią, występującą we wnętrzu urządzenia.

Efekty oddziaływania produktów rozkładu SF6 na elementy konstrukcji 8.1. Wprowadzenie Zastosowanie sześciofluorku siarki w wyłącznikach poprzedziło podjęcie na szeroką skalę badań uwzgledniają-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 cych jego stosowanie w aparaturze łączeniowej począwszy od lat 70-tych. Objęły one następujące kierunki : yy optymalnego doboru materiałów wchodzących w skład konstrukcji, yy ustaleń w zakresie dopuszczalnej emisji do atmosfery, yy doboru metod kontroli oraz zasad, opartych na nich zasad gospodarki gazowej. Dwa pierwsze z wymienionych kierunków rozpatrzono w dalszych rozważaniach. 8.2. Oddziaływanie na strukturę powierzchni materiałów. . 8.2.1. Korozyjne oddziaływanie związków gazowych, w szczególności SO2 i HF [7]: W gazie suchym: yy na powierzchni styków objawy korozji ograniczają się do lekkiego odbarwienia jej powierzchni, nie występują przy tym znaczące zmiany rezystancji. yy na powierzchni aluminium dopiero długotrwałe oddziaływanie fluorków powoduje tworzenie osadów o właściwościach pasywujących, tj. chroniących powierzchnię materiału przed dalszą erozją, yy na powierzchni miedzi i jej stopów tworzą się lokalne wżery; Obecność wilgoci w gazie - intensyfikuje działanie korozyjne, w szczególności, na powierzchni miedzi lub jej stopów. Brak odporności na działanie korozyjne wykazuje cynk i cyna. 8.2.2. Produkty proszkowe [7,8]: yy W gazie suchym produkty proszkowe tworzą cienką warstwę białego osadu fluorków metali który pokrywa dno i ściany obudowy, który nie wywiera znaczącego wpływu na wytrzymałość elektryczną układu izolacyjnego. yy Ilość tworzących się osadów wzrasta z liczbą łączeń i wielkością wyłączanego prądu. Z tego względu, aby ograniczyć oddziaływanie produktów proszkowych na konstrukcję, stosuje się dla ich gromadzenia, odpowiednie „pułapki”. yy Obecność wilgoci w gazie sprawia, że wynikiem zachodzących reakcji, jest powstawanie form uwodnionych, lepkich, przylegających do podłoża i wykazujących właściwości zarówno korozyjne jak i toksyczne. Często przyczyną tego procesu jest kontakt z otaczająca atmosferą. 8.2. Powstawanie warstw przewodzących : Oddziaływanie produktów rozkładu

[ log h ]

Rys. 5. Zmiany rezystywności powierzchniowej próbek kompozytów epoksydowych z wypełniaczami SiO2 oraz AL2O3, w różnych atmosferach, w funkcji czasu.: I – w gazie suchym po wyładowaniu łukowym, II – w gazie zawilgoconym(ok. 2000 ppm) po wyładowaniu łukowym, III – w gazie zawierającym: ok. 3500 ppm HF [10] oraz ok. 6500 ppm H2O, IV – w gazie suchym (wg Tominaga [ 11 ]).

SF6 na izolatory, stanowiące kompozyty żywiczne, w skład których wchodzą napełniacze - dwutlenek krzemu SiO2 bądź tlenek aluminium Al2O3. powoduje tworzenie na ich powierzchni warstw przewodzących. Izolatory żywiczne z napełniaczem krzemowym, SiO2, charakteryzują się szczególnie dużą wrażliwością na działanie związków fluoru, w szczególności, HF. Izolatory żywiczne z napełniaczem Al2O3, wykazują podatność na działanie związków fluoru znacznie mniejszą; odpowiednio – prawdopodobieństwo tworzenia warstw przewodzących jest wydatnie obniżone. Formowanie warstw przewodzących wywiera decydujący wpływ na wartość rezystywności powierzchniowej izolatorów i prawdopodobieństwa tworzenia ścieżek przewodzących. Zmiany rezystancji powodują : a) kondensacja pary wodnej, b) osad przewodzących cząstek stałych, c) tworzenie warstwy przewodzącej wskutek korozyjnego naruszenia powierzchni materiału. Przykład wpływu obu typów wypełniaczy oraz kondensacji pary wodnej na powierzchni kompozytu na rezystywność powierzchniową przedstawia rys. 5. [9]. Podobny przebieg zmian rezystywności został wykazany w pomiarach przeprowadzonych w latach późniejszych [12].. Pojawienie się wody na powierzchni izolatora może powodować obniżenie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

powierzchniowej wytrzymałości elektrycznej. Obniżenie to pogłębia się jeśli przewodność elektryczna wykroplonej wody wzrośnie na skutek rozpuszczenia w niej produktów rozkładu SF6. W polu elektrycznym kropla wody (roztworu) ulega deformacji, wydłużając się wzdłuż linii pola elektrycznego i wprowadzając zakłócenie w rozkładzie pola elektrycznego. Należy mieć na uwadze, że poziom pary wodnej, w nowo zainstalowanym wyłączniku ulega zazwyczaj, znacznemu zwiększeniu na skutek dyfuzji wilgoci zaadsorbowanej na wewnętrznej powierzchni obudowy oraz w tworzywie i ustala się w ciągu pierwszych 3- 6 miesięcy.

Sorbenty i ich rola w konstrukcji wyłącznika Ograniczenie niekorzystnego działania produktów rozkładu SF6 na elementy konstrukcji wyłącznika umożliwia stosowanie sorbentów. Wśród sorbentów, szeroko stosowanych w różnych dziedzinach gospodarki, w elektrotechnice stosuje się 2 ich typy: naturalny, stanowiący tlenek aluminium, AL2O3 i znany pod nazwą Alumina (lub alumina) i syntetyczny, stanowiący produkt syntetyczny, sito molekularne 13X, o składzie cząsteczkowym: N2O.AL2O3 2,5SiO2, n.H2O, obu przypadkach - pod postacią granulek dobieranych, w zależności od zasto-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 sowania, pod względem wymiarów i kształtu [13] Sorbenty ogólnie , tworzą tetraedryczne formy krystaliczne, w których rozmiary i kształt występujących w nich porów decyduje, które cząsteczki mogą wejść do przestrzeni wewnątrz kryształu a które muszą pozostać na zewnątrz. Sorbenty cząsteczkowe, do których zalicza się sita molekularne 13X, działają podobnie jak sita mechaniczne, stąd też ich nazwa. W porównaniu do sorbentów naturalnych, sita molekularne 13X cechuje: yy selektywność związana z polarnością cząsteczek, powodująca łatwiejszą adsorpcję związków o większej polarności, np.: H2O, yy wyższą odporność termiczną, sięgającą 600oC, do której nie wykazuje zmian sorpcyjnych, yy w warunkach regeneracji możliwość wielokrotnej regeneracji, również – bez zmian właściwości sorpcyjnych. Różnice jakie cechują oba, wymienione powyżej sorbenty w działaniu względem SF6 i produktów jego rozkładu i wody obrazuje tabela 2. [14]: W stosunku do wszystkich, istotnych dla pracy urządzenia, związków, zdecydowanie korzystniejsze jest sito molekularne 13X.

Typ gazu

Ciśnienie p1 [kPa]

Współczynnik adsorpcji µ1 [mol/kg] Formuła

Stan skupienia

SF6

100

1,5

0,3

H2O

500

SO2

100

0,7

SO2F2

100

0,52

0,15

SOF2

100

1,3

0,55

SF4

100

0,5

SOF4

100

0,3

0,08

Tabela 2. Współczynniki adsorpcji, µl, aktywowanych (standardowo) Aluminy i sita molekularnego 13X względem: SF6, H2O oraz korozyjnych produktów rozkładu SF6,

Rys.7. Zakłócenia powierzchni kompozytu w obecności stabilnego wyładowania WNZ: A/ obraz odwrócony stanu powierzchni, B/ profilogram stanu powierzchni

Rys. 8. Zakłócenia powierzchni kompozytu w obecności niestabilnego wyładowania WNZ (q(+) = 1000 pC), A/ obraz odwrócony punktowego narażenia stanu powierzchni B/ profilogram stanu powierzchni. Rys. 6. Powiększone centrum narażenia próbki kompozytu: żywicy epoksydowej z wypełniaczem AL2O3 (Alumina); widoczne cząstki wypełniacza.;

W praktyce, sorbent 13X umożliwia usuwanie, w warunkach pracy wyłącznika trwałych produktów rozkładu SF6, w szczególności SOF2 i SO2, dominujących w obecności wyładowań łukowych o dużej energii (patrz tabela 1) oraz wilgoci. Sorbent nie eliminuje z układu: yy CF4; obserwacja przyrostów jego stężenia służy ocenie stopnia zużycia dyszy, yy produktów proszkowych. W miarę upływu lat pracy aparatu, zdolność absorpcyjna sorbentu może ulec spowolnieniu; zmniejszenie skutecz-

Związek

Toksyczność MAK*/ ppmv

Wartość progowa wyczuwalna powonieniem ppmv

Zapach

SOF2

0,6 – 1,0

1,0 – 5

Zgniłe jajka

SO2F2

5,0

Nie wyczuwany

Bez zapachu

SOF4

0,5

Brak danych

Drażniący

SO2

2,0

0,3 – 1,0

Ostry

1,8 – 3,0

2.0 – 3.0

Drażniący

CF4

Nietoksyczny

Nie wyczuwany

Bez zapachu

Tabela 3. Właściwości toksyczne produktów rozkładu SF6

*/ Terminem MAK (wg nomenklatury niemieckiej TLV) – najwyższe dopuszczalne stężenie w powietrzu – określające brak ujemnego wpływu danego związku na organizm ludzki w czasie 8-mio godzinnej pracy przez cały produkcyjny okres życia .

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 ności jego działania wykazują kontrolne badania gazu. Wymagana w takich przypadkach wymiana dokonywana jest zazwyczaj wspólnie z wymianą zużytych styków

Skutki występowania wyładowań niskoenergetycznych Wyładowania niezupełne o niewielkiej intensywności (WNZ, przeskoki) występujące w pobliżu izolatora, jak również długotrwałe działanie produktów rozkładu SF6, w tym głównie HF, mogą powodować naruszenie struktury powierzchniowej izolatora. Przykładowo; działanie wyładowania iskrowego w gazie SF6, na kompozyt żywicy epoksydowej z wypełniaczem aluminiowy, AL2O3 (rys. 6. [14]). Efektem reakcji, jaka zachodzi w bezpośrednim sąsiedztwie narażenia, jesttworzenie fluorku glinu, ALF3, w formie proszku W centrum narażenia staje się widoczne naruszenie struktury powierzchni kompozytu Inny przykład (rys. 7. i 8 .[15]). Działanie wyładowania niezupełnego, WNZ,

na powierzchnię kompozytu: żywicy epoksydowej, Bisfenol, z wypełniaczem typu Alumina. rozpatrzono uwzględniając dwojakiego rodzaju działania, w nieobecności i obecności strimerów prowadzących do przebicia

Ustalenia w zakresie dopuszczalnej emisji SF6 do atmosfery, W 1997r, na III Konferencji Krajów, Sygnatariuszy Konwencji ONZ, w której uczestniczyła również Polska, dotyczącej zmian klimatycznych, SF6 włączono do „koszyka” gazów których emisja do atmosfery wymaga ograniczenia. Jego gospodarka objęta została Rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady Europy, wydanym 17 maja 2006r, w sprawie niektórych fluorowych gazów cieplarnianych, odpowiednio - wymagania związane z jego wykorzystaniem ujęto w obowiązujących obecnie normach: PN-EN 60376 z 2007r, [16] oraz PN-EN 60 480 [17]. Emisja SF6 z urządzeń wymaga ewidencjonowania, zgodnie z wytycznymi Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu.

Właściwości toksyczne produktów rozkładu SF6 Większość produktów rozkładu SF6 wykazuje własności toksyczne. .Graniczne wartości stężeń, (dopuszczalnych dla zdrowia ludzkiego), oraz zdolność wyczuwania ich obecności w otaczającej atmosferze przedstawia tabela 2. Jak wynika z danych przedstawionych w tabeli powonienie ludzkie stanowi czuły detektor, umożliwiający wykrywanie obecności toksycznych produktów rozkładu SF6 w otaczającej atmosferze na poziomie wartości progowych. w szczególności dotyczy to wyłączników instalowanych w obiektach zamkniętych. Zasady postępowania na okoliczność kontaktu z produktami rozkładu SF6 zawierają odpowiednie instrukcje, jakimi powinna dysponować każda stacja. Dr. inż. Helena Słowikowska KT „Materiały Elektroizolacyjne” PKN Uwaga: A. Słowikowska do roku 1990 stosowała podwójne nazwisko – Łatour-Słowikowska

Literatura

[1] Solvay Fluor und Derivate, Solvay [2] Guy D. Griffin, I. Sauers, K. Kurka, C. E. Easterly „Spark Decomposition of SF6: Chemical and Biological Studies”, „IEEE Transactions on Power Delivery”, Vol. 4, No.3, July 1989. [3] I. Sauers L, G. Christophorou, and S. M. Spyrou, „Negative ion formation in SF6 spark by-products”, Gaseous Dielectrics IV, Edited by Christophorou and O. Pice, PergamonPress,1984. [4] R. J. Van Brunt, T. Herron, and C. Fenimore, „Corona Induced Decomposition of Dielectrics Gases”, Gaseous Dielectrics V, Edited by Loucas Christophorou, Pegamon Press. pp. 163, 1987. [5] Praca zbiorowa, „SF6 Analysis for AIS, GIS and MTS”, CIGRE, ELEKTRA”, WG B3.25, 2014. [6] Claude Boudene, Jean-Luis Cluet, Gerard Keib, Gerard Wind „Identification and Study of Some Properties of Compounds Resulting from the Decomposition of SF6 under the Effect of Electrical arcing in Circuit-breakers”, RGE – Numero Special – Juin 1974 [7] H. Latour - Słowikowska, J. Lampe and J. Słowikowski, „On Reactions Occurring in the Gaseous Phase in Decomposed SF6”, Gaseous Dielectric IV, Edited by Loucas G Christophorou and Marschall O. Pace, Pergamon Press 1984 [8] J. Lampe, H. Latour-Słowikowska and J. Słowikowski „Study on Metal Fluoride Products, formation Caused by the Electric Arc in SF6”, Gaseous Dielectric III, Pergamon Press, 1982. [9] H. Latour-Słowikowska, M. Czaplicka, J. Lampe, J. Słowi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

kowska „Some Remarks on the Application of Equivalent Atmospheres in Investigation of Material Resistance to the Arced SF6”, CIGRE /15-03/ Latour-Słowikowska -01/ 1987 [10] J. Jarmuła, Doctors Thesis, Instytut Electrotechniki, Wrocław, 1977. [11] S. Tominaga, H. Kuwahara, K .Hirooka, „Ieee Trans. On Power App. Syst., vol. PAS-98 nr. 6. Pp. 2107-2114, 1978. [12] J. M. Braun, F. Y. Chu and R. Seethapathy, „Characterization of GIS Spacers Exposed to SF6 Decomposition Products”, IEEE Trans. on Electr. Insul., EI – 22, No.2, April, 1987. [13] „Sorbenty cząsteczkowe”, Wrocławskie Zakłady Sodowe, 1974 [14] M. Piemontesi, L. Niemeyer, „Sorption of SF6 and SF6 decomposition products by activated alumina and molecular sieve 13X”, Conf. Record of the 1996 Intern. Symp. on Electr. Insul., Montreal, 1996. [15] Helena Słowikowska, Tadeusz Łas, Jerzy Słowikowski, „The Influence of Accelerated Partial Discharges Tests in SF6 Atmosphere on Effects at the Surface of Epoxy composite”, VIII Gaseous Dielectrics, Edited by Loucas Christophorou and JamesK. Olthoff, Kluver Academic/Plenum Publishers, 1998. [16] PN-EN 60376 z 2007r, „Wymagania dotyczące technicznego sześciofluorku siarki, (SF6), stosowanego w urządzeniach elektrycznych”. [17] EN 60480, December 2004, „Guidelines for the checking and treatment of sulphur Hexafluoride (SF6) taken from electrical equipment and specification for the its re-use”.

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Szacowanie zawilgocenia izolacji Nomex-ester syntetyczny na podstawie pomiarów metodą spektroskopii dielektrycznej Wstęp

W urządzeniach elektrycznych olej mineralny i papier celulozowy jako materiały izolacyjne, stosowane są od prawie stu lat. Powodem tego są bardzo dobre właściwości izolacyjne, w szczególności, gdy materiały te współpracują ze sobą. Wytrzymałość elektryczna papieru i oleju wynosi odpowiednio: 12 i 40 kV/mm, natomiast ten sam parametr dla układu papier-olej wynosi około 64 kV/mm. Izolacja papierowo-olejowa pomimo swoich zalet nie zawsze spełnia wymogi stawiane w dzisiejszych czasach układom izolacyjnym. W szczególnych przypadkach, m.in. z uwagi na niską wytrzymałość preszpanu na narażenia termiczne, stosuje się konstrukcje kompozytowe, wykorzystujące tworzywa sztuczne o właściwościach elektrycznych zbliżonych do parametrów standardowej izolacji papierowej, ale o zwiększonej odporności cieplnej. Przykładem takiego tworzywa sztucznego jest Nomex. Nomex wprowadzony został do sprzedaży w 1967 roku przez koncern chemiczny DuPont. Materiał ten należy do rodziny tworzyw sztucznych zwanych poliamidami. Włókna aramidów zwane są syntetycznym jedwabiem, a ich wytrzymałość, przy tej samej masie, przekracza pięciokrotnie wytrzymałość stali. Z uwagi na sztywną i pałeczkowatą budowę, makrocząsteczki aramidu łatwo ulegają krystalizacji, zarówno na etapie produkcji jak i obróbki [1]. Włókna Nomexu przedstawiono na rysunku 1 [2].

Rys.1. Zdjęcia z mikroskopu elektronowego- SEM materiału Nomex typu: 410 (a) i 411(b) [2]

Papiery i preszpany z Nomexu stosowane są od ponad 35 lat w transforma-

torach (suchych i olejowych), silnikach, generatorach i dławikach potwierdzają swoje możliwości i niezawodność w ekstremalnych warunkach. Nomex jest dopuszczony do stosowania w maszynach elektrycznych w stałych temperaturach roboczych dochodzących do 220°C, przy prawie nie zmienionych właściwościach elektrycznych. Jest przystosowany do współpracy ze wszystkimi rodzajami płynów transformatorowych, smarów, płynów chłodzących, lakierów i odporny na kwasy oraz alkalia. Natomiast oleje jako materiały izolacyjne stosowane są od początku rozwoju wysokonapięciowych układów izolacyjnych. Spełniać mogą dwie funkcje: izolacji elektrycznej oraz chłodziwa, odprowadzając ciepło z elementów

ści typów i zastosowań transformatorów [3]. Kolejną ważną cechą oleju MIDEL 7131 jest stosunkowo wysoka rozpuszczalność wody. Oznacza to że może on wchłonąć większą ilość wody niż olej mineralny, czy silikonowy, bez pogorszenia właściwości dielektrycznych. Może on więc uwięzić więcej wody, co spowolni procesy starzeniowe izolacji stałej, a także zmniejszy ryzyko skraplania się wody na jej powierzchni przy niskich temperaturach. Rysunek 2 przedstawia zależność napięcia przebicia od stopnia zawilgocenia dla różnych cieczy stosowanych jako płyny dielektryczne. Widać wyraźnie, że MIDEL 7131 wielokrotnie lepiej znosi zawilgocenie niż oleje mineralne i silikonowe [3].

Rys.2. Zależność napięcia przebicia od stopnia zawilgocenia dla oleju MIDEL 7131 [3]

urządzenia. Podstawowymi olejami stosowanymi w układach izolacyjnych są oleje mineralne. Dodatkowe wymagania dotyczące m.in. bezpieczeństwa pożarowego, wysokiej temperatury pracy urządzeń, wytrzymałości elektrycznej, a także ciągle zaostrzane normy środowiskowe sprawiły, że coraz większy procent wykorzystywanych płynów dielektrycznych to oleje syntetyczne. MIDEL 7131 jest syntetycznym olejem transformatorowym na bazie estru, przystosowany jest do większo-

Niniejsza publikacja dotyczy rozpoznania możliwości szacowania zawilgocenia izolacji stało – ciekłej złożonej z Nomexu impregnowanego estrem syntetycznym na podstawie pomiarów metodą FDS (Frequency Domain Spectroscopy).

Obiekt i metodyka

W celu przeprowadzenia badań wpływu zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym papieru aramidowego na podstawie pomiarów me-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 todą spektroskopii dielektrycznej (FDS) zbudowano zespół elektrod pomiarowych (rys.3) podłączanych do systemu pomiarowego Dirana firmy Omicron (rys.4). Pomiędzy elektrodami umieszczano dwa arkusze Nomexu typu 410 o grubości 0,76 mm. Żądane wartości zawilgocenia uzyskiwano poprzez suszenie Nomexu w temperaturze 150°C w laboratoryjnej komorze próżniowej lub poprzez zawilgacanie w komorze klimatycznej Feutron KPK 400, przy względnej wilgotności powietrza 90% w temperaturze 60°C. Wartość zawilgocenia ustalano na podstawie pomiaru zmiany masy w zakresie (0÷5)%. Do prezentacji i analizy wyników pomiarów wykorzystano program Origin v.8.0 oraz WinFit firmy Novocontrol. Możliwość szacowania zawilgocenia autor oparł o badanie procesów relaksacyjnych. Do wyznaczenia podstawowych parametrów funkcji relaksacyjnych w dziedzinie częstotliwości zastosowano uogólnione równanie H-N (Havriliaka-Negamiego) w postaci [4]:

(1) gdzie: De – polaryzowalność, τ – czas relaksacji, e∞ – przenikalność optyczna, a, b – stałe H-N, σ0 – parametr konduktywności zmiennoprądowej

Wyniki badań

Z pomiarów otrzymano szereg charakterystyk FDS Nomexu impregnowanego estrem syntetycznym dla różnego zawilgocenia. Rysunek 5 przedstawia charakterystyki FDS dla temperatury 20 °C. Zmiany współczynnika strat dielektrycznych tand dowodzą istnienia trzech procesów relaksacyjnych w badanym spektrum częstotliwości. Pierwszy proces występuje w zakresie najniższych częstotliwości (poniżej 0,01Hz) i najprawdopodobniej jest częściowo przysłonięty gwałtownymi zmianami przewodnictwa dla najbardziej zawilgoconych próbek. Najprawdopodobniej jest on najbardziej czuły na zmiany zawilgocenia, gdyż wartość tand zmienia się w tym zakresie o blisko trzy rzędy wielkości. Kolejny proces elektryczny występuje w zakresie około 0,1 Hz i jest charakteryzowany przez lokalne maksimum na charakterystyce tand lub jako punkt przegięcia na wykresach pojemności C. Trzecie zjawisko relaksacji występuje powyżej 1kHz i nie jest w pełni obserwowalne ze względu na ograniczony zakres pomiarowy sys-

Rys.3. Elektrody pomiarowe: projekt (a), widok (b)

temu Dirana. Analiza danych pomiarowych zaprezentowanych na rysunku 5 przy pomocy równania H-N (1) pozwoliła oszacować podstawowe parametry relaksacji dielektrycznych występujących w badanym materiale. Przykładową analizę jako zrzuty ekranu programy WinFit dla temperatury 20°C i 3% zawilgocenia pokazano na rysunku 6. Natomiast w tablicy 1 zamieszczono otrzymane z analizy parametry procesów relaksacyjnych dla próbek o różnym zawilgoceniu. Głównym parametrem charakteryzującym zmiany pierwszego procesu relaksacyjnego (zakres LF) jest stała czasowa τ1 (rys.7). Wydłuża się ona w sposób logarytmiczny wraz ze wzrostem zawilgocenia w badanym zakresie X=0¸5%. Jest to cechą charakterystyczną relaksacji niskoczęstotliwościowej z udziałem transportu masy jonowej na odległości makroskopowe [5, 6]. Zmiany stałej czasowej t1 wynoszą, aż trzy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Rys. 4. Zestaw pomiarowy Omicron Dirana

rzędy wielkości i tak dla suchego układu wynosi ona około 29 sekund, natomiast dla zawilgocenia X=5% t1=3928 s. Rośnie również parametr Δε1 (polaryzowalność układu), który jest ściśle związany z zawartością ładunków polarnych, w tym przypadku najprawdopodobniej cząsteczek wody tworzące duże aglomeraty (rys.8). Efekt ten jest szczególnie zauważalny powyżej zawilgocenia X = 3÷3,5%, gdzie następu-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Rys.7. Zależność stałej czasowej τ1 od zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym nomexu w temperaturze 20°C

Rys.5. Charakterystyki FDS dla różnego zawilgocenia nomexu impregnowanego estrem syntetycznym dla temperatury 20°C. Zmiany współczynnika strat dielektrycznych tand (a) i pojemności C (b)

Rys. 6. Analiza procesów relaksacyjnych Nomexu z estrem syntetycznym dla temperatury 20°C i zawilgocenia 3% z wykorzystaniem równania (1), części rzeczywistej przenikalności elektrycznej (a), części urojonej przenikalności elektrycznej (b), wykres Cole’a-Cole’a (c)

Rys.8. Zależność polaryzowalności De1 od zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym nomexu w temperaturze 20°C

je obserwowalna przemiana mechanizmu dielektrycznego. Zjawisko to jest m.in. widoczne w gwałtownej zmianie parametru konduktywności zmiennoprądowej σ0 wyznaczonej z równania Havriliaka-Negami’ego (rys.9). Prawdopodobnie powyżej wartości zawilgocenia 3,5% następuje przekroczenie progu perkolacji cząsteczek wody zawartej pomiędzy włóknami aramidowymi lub tworzenie się makroskopowych aglomeratów złożonych z wielu kropel wody. Podobne zjawisko zaobserwowano w przypadku izolacji Nomex – mineralny olej transformatorowy, gdzie w zakresie zawilgocenia 1÷3% przewodnictwo zmiennoprądowe jest praktycznie tożsame i nie zależy od zawartości wody, natomiast gwałtownie rośnie powyżej tej granicy [7]. Jednak w porównaniu do parametrów ilościowych relaksacji papieru aramidowego impregnowanego olejem mineralnym istnieje znacząca różnica w czasach relaksacji wolnozmiennego procesu relaksacyjnego, gdyż jest on relatywnie stały i wynosi kilka tysięcy sekund [7]. Najprawdopodobniej jest to związane z bardzo ograniczoną rozpuszczalnością wody w oleju mineralnym. Natomiast ester syntetyczy MIDEL 7131 wykazuje kilkunastokrotnie większą zdolność rozpuszczalności wody, co jest szczególnie widoczne w odpowie-

dzi dielektrycznej w zakresie LF i stosunkowo dużej zmienności stałej czasowej t1 (rys.7). Kolejny proces dielektryczny występujący w zakresie częstotliwości około 1 Hz jest praktycznie niezmienny w przeprowadzonym eksperymencie, gdyż jego stała czasowa wynosi t2=1,16÷3,16 s i nieznacznie rośnie wraz z zawilgoceniem (rys.10). Podobnie zachowuje się parametr Δε2=0,16÷1,5 świadczący o względnie stałej ilości relaksujących ładunków (rys.11). Prawdopodobnie opisywany proces dielektryczny dotyczy relaksacji ładunku przyelektrodowego zależnego od przyłożonej wartości pola elektrycznego. Względna stałość parametrów H-N2 świadczy o powtarzalności eksperymentu stanowiącego dodatkowy ekwiwalent relaksacji przyelektrodowej w uzyskanej odpowiedzi dielektrycznej metodą FDS. Trzeci proces elektryczny obserwowany w eksperymencie występuje w zakresie wysokich częstotliwości. Nie jest on analizowany przez autora, gdyż górny zakres częstotliwości w prowadzonych badaniach wynosi 5 kHz. Ograniczenia sprzętowe miernika DIRANA pozwalają jedynie na obserwację części tego procesu, prawdopodobnie związanego z a-relaksacją, czyli ruchami Browna fragmentów łańcuchów polimerowych włókien aramidowych.

Wnioski

Przeprowadzona analiza procesu relaksacyjnego impregnowanego estrem syntetycznym Nomexu wykazała, że: a) zawartość wody w Nomexie powoduje zauważalne zwiększenie strat dielektrycznych w zakresie częstotliwości 10 -4÷5·104 Hz, wydaje się że są to straty powodowane przez cząsteczki wody, b) w zakresie zawilgocenia 1÷3% parametr przewodnictwa zmiennoprądowego jest praktycznie tożsamy i nie zależy od zawartości wody, c) dla zawilgocenia powyżej 3÷3,5% następuje szybki wzrost przewodnictwa oraz strat dielektrycznych. Prawdopodobnie związane jest to z przekroczeniem progu perkolacji cząsteczek wody zawartej pomiędzy włóknami aramidowymi. d) Najważniejszym parametrem z punktu widzenia szacowania zawilgocenia Nomexu impregnowanego estrem syntetycznym jest dla metody FDS wartość stałej czasowej t1 pozwalającej w stosunkowo łatwy sposób oszacować wartości zawilgocenia w układzie. Badania wykazały, że szacowanie zawilgocenia zaimpregnowanego olejem Nomexu za pomocą metody FDS sto-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Zawilgocenie

Przewodnictwo σ0

2,7 ∙ 10 -17

Rys.9. Zależność parametru konduktywności zmiennoprądowej σ0 od zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym nomexu w temperaturze 20°C

σ0

3.3 ∙ 10 -17

σ0

3,7 ∙ 10 -17

2% N

σ0

4,4 ∙ 10 -17

3% N

Rys.10. Zależność stałej czasowej t1 od zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym nomexu w temperaturze 20°C

σ0

6,2 ∙ 10 -16

σ0

8,1 ∙ 10 -15

5% N

H-N 1

H-N 3

H-N 2

Δε

0,23

Δε

0,16

Δε

0,6

1,16

3,8 ∙ 10 -5

ε∞

1,02τ

ε∞

0,63

0,9

0,13

Δε

0,5

Δε

0,2

Δε

0,26

1,17

9 ∙ 10 -5

ε∞

1,07

ε∞

1,09

ε∞

1,09

0,33

0,38

Δε

0,56

Δε

0,31

Δε

0,59

167

1,24

1,1 ∙ 10 -5

ε∞

1,05

ε∞

1,07

ε∞

1,05

0,42

0,84

0,29

Δε

0,84

Δε

0,39

Δε

0,64

577

1,44

1,3 ∙ 10 -5

ε∞

1,12

ε∞

1,11

ε∞

1,11

0,4

0,8

0,31

Δε

2,95

Δε

0,88

Δε

0,68

1000

2,0

1 ∙ 10 -5

ε∞

1,15

ε∞

1,16

ε∞

1,14

0,86

0,64

0,325

Δε

1,5

Δε

0,86

3928

3,16

3,3 ∙ 10 -5

ε∞

1,21

ε∞

1,2

ε∞

1,217

0,93

0,27

Tabela 1. Parametry analizy charakterystyk FDS równaniem (1) dla różnego zawilgocenia w temperaturze 20 0C. Rys.11. Zależność polaryzowalności Δε2 od zawilgocenia impregnowanego estrem syntetycznym nomexu w temperaturze 20°C

sującej schemat izolacji X-Y może być utrudnione. Wynika to z małej wrażliwości konduktywności zmiennoprądowej w zakresie zawilgocenia 1÷3% w porównaniu do szacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej [8-10]. dr inż. Marek Zenker, Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie, Wydział Elektryczny, Katedra Elektrotechnologii i Diagnostyki, ul. Sikorskiego 37, 70-313 Szczecin, tel. 91 449 47 54, E-mail: marek.zenker@zut.edu.pl n

LITERATURA [1] http://www2.dupont.com, stan na dzień 10 stycznia 2017 [2] Jain A., Vijayan K., Effect of penetrants on the aramid Nomex, Bulletin of Materials Science, 23 (2000), No. 3, 211–214 [3] http://www.midel.com stan na dzień 10 stycznia 2017 [4] Havriliak S. Jr., Havriliak S. J., Dielectric and Mechanical Relaxation in Materials. Analysis, Interpretation, and Application to Polymers, Hanser Publischers, Munich, Vienna, New York, 1997 [5] Zenker M., Procesy relaksacyjne w modelu granicy faz „olej – preszpan”, Przegląd Elektrotechniczny, 10 (2008), 231-234 [6] Zenker M., Spektroskopia dielek-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

tryczna układu papier-olej z osadami na celulozie, Przegląd Elektrotechniczny, 11b (2010), 82-85 [7] Zenker M., Subocz J., Dielectric Response of Oil Impregnated Nomex in Frequency and Time Domain, Przegląd Elektrotechniczny, 8 (2016), 55-58 [8] Saha T., Review of Time-Domain Polarization Measurements for Assessing Insulation Condition in Aged Transformers, IEEE Trans. Power Delivery, 4 (2003), Vol. 18, 1293-1301 [9] Subocz J., Eksploatacyjne pomiary PDC w izolacji transformatorów, Przegląd Elektrotechniczny,1 (2005), 261-264 [10] Zenker M., Analiza relaksacji modelu kanału olejowego transformatora na podstawie pomiarów PDC , Energetyka, 11 (2007), 9-13

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Monitoring wodoru i wody w oleju transformatorowym jako skuteczna metoda wczesnej identyfikacji rozwijających się uszkodzeń Wprowadzenie:

W ostatnich latach obserwuje się wzmożone zainteresowanie systemami monitoringu transformatorów, będące wynikiem przyjętych tendencji związanych z cyfryzacją w zarządzaniu majątkiem oraz nowoczesnych technologii dostarczających niezawodne i efektywne rozwiązania w tym zakresie. Referat omawia celowość monitorowania wodoru oraz wody w oleju transformatorowym, jako jednej z metod predykcyjnego zarządzania stanem technicznym transformatorów, prowadzącego do minimalizacji ryzyka wystąpienia awarii i poważnych w skutkach przerw w zasilaniu. Autorzy podają przykłady zjawisk zachodzących we wnętrzu transformatora, których wystąpienie generuje wodór dowodząc celowości stosowania selektywnego czujnika wodoru w postaci H2, jako rozwiązania pozwalającego na niezawodną ocenę trendów i identyfikację potencjalnych zagrożeń. Urządzenie monitorujące wodór w sposób selektywny oraz wodę w oleju stanowi skuteczne rozwiązanie dla ogólnej oceny stanu technicznego transformatora, niosące istotną wartość dla użytkownika transformatora w odniesieniu do relatywnie niewielkich kosztów jego zakupu. Monitoring wodoru i wody w oleju może być stosowany jako rozwiązanie prewencyjne, wszędzie tam gdzie inwestycja w układy monitorujące wiele lub wszystkie istotne gazy palne powstające w oleju jest ekonomicznie nieuzasadniona.

Wstęp

Transformatory energetyczne stanowią kluczowe elementy sieci elektroenergetycznej i są krytyczne dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju na drodze od generacji, poprzez przesył, aż po dystrybucję energii elektrycznej. Pomimo, że transformatory są projektowane z założeniem kilkudziesięciu lat ciągłej pracy, jak każde urządzenie podlegają zjawiskom starzeniowym oraz narażone są na uszkodzenia, z których najbardziej zagrażające

bezpiecznej eksploatacji i zwiększające ryzyko awarii są procesy degradacji systemu izolacji olejowej-celulozowej oraz zjawiska związane z utratą wytrzymałości izolacji dielektrycznej. Olej transformatorowy oprócz podstawowych funkcji związanych z transmisją ciepła oraz izolacją dielektryczną, jest również doskonałym medium niosącym informację o stanie technicznym transformatora, ponieważ są w nim rozpuszczone gazy palne generowane w określonych proporcjach podczas normalnej eksploatacji oraz w przypadku rozwijających się uszkodzeń – w większych ilościach i składzie zależnym od ich charakteru. Tym samym, bieżące monitorowanie stanu oleju jest kluczowe dla wczesnej identyfikacji zjawisk niepożądanych pozwalając na zarządzanie flotą transformatorów w sposób prewencyjny, właściwie kierując środki remontowe i unikając kosztownych wyłączeń awaryjnych.

Generacja gazów w transformatorze

Zarówno olej mineralny, jak i celuloza mają strukturę cząsteczkową bazującą na węglu oraz bogatą w wodór jak pokazano na rys.1.

kładu w wyniku np. niezupełnych lub łukowych wyładowań elektrycznych. W tabeli 1 przedstawiono przykładowe zjawiska niepożądane wraz z gazami generowanymi w oleju podczas ich występowania. Podstawowym narzędziem oceny stanu technicznego transformatora jest analiza składu gazów rozpuszczonych w oleju (DGA) z próbki oleju pobranej z transformatora i zazwyczaj wykonywana w laboratorium metodą chromatografii. Rodzaj gazu jaki powstaje w transformatorze zależy od temperatury towarzyszącej zjawiskom niepożądanym w nim występującym. Dla niższych temperatur, a więc zjawisk o niższej energii, obserwuje się głównie generację wodoru, ponieważ rozrywane są najsłabsze wiązania cząsteczkowe pomiędzy wodorem a węglem. W ogólnym przypadku natomiast, oprócz innych bardziej złożonych form, które nie budują gazów palnych, powstają rodniki H●, CH3●, CH2●, CH● czy C●, które następnie rekombinują tworząc cząsteczki gazów palnych. Im wyższa energia reakcji tym wyższe energetycznie wiązania: od H-H dla wodoru, poprzez CH3-H, CH3-CH3, CH2=CH2 (etylen), aż po CH≡CH (acetylen).

Rys.1. Struktura cząsteczkowa oleju mineralnego oraz celulozy: cząstka węglowodoru aromatycznego – takie i inne bogate w wodór węglowodory wchodzą w skład oleju mineralnego (po lewej), struktura cząsteczkowa celulozy (po prawej).

Celuloza wykazuje wysoką wrażliwość na ciepło, tlen oraz zawilgocenie. Wysoka temperatura wzmaga procesy starzenia termicznego. Z kolei tlen i woda przyspieszają rozkład łańcuchów celulozy w zjawiskach oksydacji i hydrolizy, generując więcej wody, kwasów i innych produktów rozkładu dalej napędzających procesy starzeniowe. Izolacja ciekła również podlega zjawiskom roz-

Podsumowując powyższe rozważania, wodór jest gazem charakterystycznym dla zjawisk występujących w niższych temperaturach, ale z uwagi na niską energię wiązania, jako jedyny pojawia się też w całym zakresie temperatur i może być skutecznie wykorzystywany do wczesnej identyfikacji wszelkich niebezpiecznych i szybko rozwijających się w transformatorze uszkodzeń (rys.2.).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Rodzaj uszkodzenia Przegrzanie oleju

Wyładowania niezupełne

Wyładowanie łukowe

Gaz wiodący

Pozostałe gazy

Możliwe obserwacje

C2H4 (Etylen)

CH4 oraz mniejsze ilości H2 i C2H6, możliwe śladowe ilości C2H2

Przebarwienia metalu, zniszczenie izolacji papierowej, karbonizacja oleju

CH4 oraz mniejsze ilości C2H6 i C2H4

Osłabienie izolacji w wyniku starzenia lub działania pola elektrycznego, ślady wyładowań na papierze, możliwe cząstki węgla w oleju, możliwe luźne ekrany lub słabe uziemienie

C2H2 (Acetylen)

H2 oraz mniejsze ilości CH4 i C2H4

Stopienie elementów metalowych, np. styków, osłabienie izolacji w wyniku starzenia lub działania pola elektrycznego karbonizacja oleju, zniszczenie papieru

CO2/CO (Tlenki węgla)

CH4 i C2H4 jeżeli uszkodzenie dotyczy struktur impregnowanych olejem

Przebarwienia izolacji papierowej, przeciążenie lub problem z chłodzeniem, zła, jakość połączeń elektrycznych

H2 (Wodór)

Rys.2. Szacunkowy przyrost ilości gazów palnych w odniesieniu do temperatury ich powstawania.

Zjawiska, które nie dają śladu w formie przyrostu wartości wodoru ograniczają się do przegrzań izolacji papierowej (zwykle widocznych w relacji CO2/CO), jednak zazwyczaj postępują na tyle wolno, że mogą być efektywnie identyfikowane na podstawie okresowej analizy DGA. Ponadto, sam rozkład termiczny papieru przyczynia się do wytwarzania wody, jako jednego z produktów reakcji rozpadu łańcuchów celulozy, co pozwala na identyfikację starzenia termicznego papieru poprzez monitorowanie zawilgocenia oleju.

Monitoring on-line wodoru i wody w oleju wobec innych rozwiązań dostępnych na runku

Czy warto monitorować stan oleju transformatora w trybie online? W większości sytuacji, a więc wszędzie tam gdzie potencjalna utrata zdolności operacyjnej transformatora, może wiązać się z dużymi stratami, poważna awaria mogłaby zagrozić zdrowiu i życiu ludzi czy też system zasilania nie gwarantuje redundancji, która w przypadku awarii transformatora pozwoli na dalszą pracę zakładu, warto wyposażyć transformator w układ monitoringu on-line. Zauważyć należy, że w ogólnym przypadku nie jest to rozwiązanie zastępujące okresową diagnostykę DGA, ale dostarczające natychmiastowej informacji o rozwijającym się, ukrytym uszkodzeniu. Jest dobrą i przyjętą praktyką, aby w takiej sytuacji wykonać badanie laboratoryjne w celu potwierdzenia lub rozszerzenia informacji dostarczonej przez monitoring. Pomimo tego, że badanie chromatograficzne jest w ogólnym przypadku dokładniejsze od wskazań monitoringu,

Przegrzanie przewodnika

Tabela.1.

nie należy zapominać, o istotnych uwarunkowaniach, które mu towarzyszą: yy pobranie próbki oleju może być kosztowne w odległych i niedostępnych lokalizacjach, yy próbka może zostać zanieczyszczona podczas badania lub transportu, yy próbka degraduje od momentu pobrania do momentu wykonania analizy, yy laboratoria mają różną jakość, a więc powtarzalność, dokładność analiz i zdolność do replikacji badania laboratoryjnego Powyższe aspekty sprawiają, że monitoring online, pomimo mniejszej dokładności, może okazać się lepszym i bardziej wiarygodnym rozwiązaniem niż okresowa analiza laboratoryjna DGA. Według informacji przedstawionych w niniejszym opracowaniu, wodór odgrywa podstawowe znaczenie w zakresie wczesnej identyfikacji całego spektrum zjawisk niepożądanych występujących w transformatorze. Woda w oleju natomiast dostarcza uzupełniających informacji potencjalnie wskazując na nadmierne zawilgocenie wynikające ze zjawisk starzeniowych, nieszczelności czy też ekspozycji wnętrza transformatora na działanie środowiska podczas remontu. Wobec powyższego, uzasadnionym jest stosowanie monitoringu online wodoru i wody w oleju transformatorowym, wszędzie tam, gdzie nie ma wymogów bieżącego monito-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

rowania większej liczby gazów palnych. Wśród innych rodzajów systemów monitoringu gazów w oleju wymienić należy układy wskazujące wartość sumy gazów palnych wg przyjętych wag dla każdego z gazów składowych. Choć tego typu systemy są czułe na większą liczbę gazów niż tylko wodór, to mogą być mniej precyzyjne przy wczesnej diagnostyce rozwijających się uszkodzeń. Przykładowo, może wystąpić efekt maskowania: jeżeli jeden z gazów, np. CO występuje w dużych ilościach i przyczynia się do sumarycznie wskazywanej wartości, to nagły wzrost wodoru nie będzie miał odzwierciedlenia, przez co czujnik nie wskaże faktycznego niebezpiecznego trendu. Zmniejsza to czułość urządzenia i pewność użytkownika w odniesieniu do niezawodności jego wskazań. Istnieją również systemy monitoringu wielu gazów (do 8-9 gazów), które zyskują coraz większą popularność wśród właścicieli strategicznych jednostek transformatorowych. Urządzenia te, poprzez bieżące monitorowanie wartości każdego z gazów palnych, pozwalają na skuteczną ocenę stanu technicznego transformatorów w zakresie analizy DGA oleju prawie w czasie rzeczywistym. Stosowanie tego typu monitoringu powinno jednak mieć ekonomiczne uzasadnienie, gdyż w większości przypadków wystarczające jest użycie wielokrotnie tańszego monitoringu

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Urządzenie CoreSense charakteryzuje się powtarzalnością pomiaru wodoru w oleju na poziomie 10 ppm przy progu wykrywalności 25 ppm. Monitoring ten został zaprojektowany z myślą o wieloletniej bezobsługowej eksploatacji w najtrudniejszych warunkach środowiskowych, o czym świadczą m.in. obudowa IP67, brak części ruchomych, identyfikacja wody i gazu wprost z oleju, super kondensatory dla podtrzymania napięcia w przypadku przerw w zasilaniu.

Podsumowanie

Rys.3. Symulacja komputerowa cyrkulacji oleju pomiędzy urządzeniem CoreSense i kadzią transformatora.

Rys.5. Urządzenie CoreSense: widok poglądowy (z lewej), widok HMI (z prawej)

wodoru połączone z badaniem laboratoryjnym DGA w sytuacji, gdy urządzenie identyfikuje zawyżony poziom lub trend.

Monitoring wodoru i wody w oleju CoreSense

Monitoring CoreSense powstał w efekcie doświadczeń zebranych przez firmę ABB z eksploatacji i montażu urządzeń monitoringu różnych typów i producentów. Przy projektowaniu urządzenia brano pod uwagę następujące aspekty, kluczowe dla jego wieloletniej bezawaryjnej i dokładnej pracy: yy olej badany musi być reprezentatywną próbką oleju w transformatorze, yy należy wykluczyć ryzyko wycieków oleju w urządzeniu lub na połączeniu z transformatorem, yy sensor gazu musi być stabilny, odporny na warunki środowiska, w którym pracuje, oraz nie degradować z upływem czasu: wpływ zmian temperatur, obecności wody, tlenu i kwasów, yy wskazanie sensora wodoru nie może zależeć od obecności innych gazów i substancji w oleju, yy urządzenie nie może zużywać gazu w celu określenia jego ilości, gdyż

wpływa to na dokładność pomiaru, yy system powinien cechować się długotrwałą niezawodnością i zdolnością do autodiagnostyki, aby uniknąć sytuacji, w której prawidłowe wskazania są efektem awarii, yy system monitoringu nie może wymagać okresowej kalibracji ani wymiany części zamiennych. Urządzenie CoreSense zbudowane jest z czujników wodoru i wody w formie układów półprzewodnikowych, niewymagających modułów próbkujących ani oddzielenia gazów od fazy ciekłej. Konsekwentnie, nie wymaga zastosowania membrany i jest odporne na próżnię. Czujniki pokryte są opatentowaną powłoką gwarantującą stabilność wskazań i odporność na degradację w efekcie kontaktu z zestarzonym olejem transformatorowym. Ponadto, czujnik wodoru nie zużywa gazu w celu detekcji oraz jest odporny na obecność innych gazów, przez co jego wskazanie jest wiarygodne i dokładne. Innowacyjne rozwiązanie pompy termicznej wymusza cyrkulację oleju bez konieczności używania komponentów mechanicznych (symulację komputerową przedstawiono na rys.3.)

W ślad za standardami ustalonymi w wybranych krajach o najwyższej kulturze technicznej, firma ABB promuje i dostarcza na rynku polskim serwis transformatoróww rozumieniu działalności zapobiegawczej i predykcyjnej. W koncepcję tę wpisuje się rozwiązanie monitoringu wodoru i wody w oleju CoreSense. Jest to system wczesnego ostrzegania o potencjalnych uszkodzeniach rozwijających się w transformatorze, zapewniający informacje o stanie technicznym transformatora w trybie online. Stanowi to istotną wartość z punktu widzenia eksploatatora, ponieważ zmniejsza ryzyko awarii i nieplanowanych przerw w zasilaniu, umożliwia wczesne planowanie prac remontowych oraz może być alternatywą dla okresowej diagnostyki oleju. Monitoring ten bazuje na wodorze, jako kluczowym gazie generowanym w szerokim zakresie temperatur zjawisk występujących w transformatorze i pozwalającym natychmiast zaobserwować wszystkie szybko rozwijające się uszkodzenia informując użytkownika o występującym zagrożeniu. Ponadto, urządzenie CoreSense monitoruje poziom zawilgocenia oleju, będący odzwierciedleniem ilości wody zawartej w izolacji papierowej. Podwyższony poziom zawilgocenia transformatorów prowadzi do przyspieszonego starzenia izolacji oraz zwiększenia ryzyka awarii. Po zaobserwowaniu alarmujących wskazań monitoringu CoreSense rekomenduje się dalszą diagnostykę. W przypadku niepokojących wyników badań rekomenduje się wykonanie inspekcji części aktywnej, a w razie wysokiego zawilgocenia – odpowiadającego wartościom przekraczającym 2% wody w izolacji olejowo-celulozowej – suszenie części aktywnej. Na rynku dostępne są technologie pozwalające wykonać remonty i suszenie w miejscu instalacji transformatora bez konieczności transportu do fabryki remontowej. Mirosław Owczarek, Michał Lasota, Maciej Lalik, ABB Sp. z o.o. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Porównanie algorytmów do oceny wyników FRA 1. Wprowadzenie

Kluczowym elementem systemu elektroenergetycznego są transformatory. Niezawodna praca tych urządzeń wpływa na skuteczność dostaw energii do odbiorców. Każdy transformator powinien być poddawany okresowym badaniom diagnostycznym, aby wykryć uszkodzenia lub zapobiec pogłębianiu się powstałych defektów, które mogą prowadzić do wyłączenia jednostki z użycia lub do awarii katastrofalnej. Uzwojenia transformatorów energetycznych narażone są na siły dynamiczne powstające na skutek zwarć, przepięć lub w trakcie transportu, co może doprowadzić do odkształceń promieniowych lub osiowych, a także skutkować zwarciami między zwojami. Do detekcji problemów z integralnością mechaniczną części aktywnej wykorzystywana jest metoda analizy odpowiedzi częstotliwościowej (FRA - Frequency Response Analysis). Opiera się ona na porównaniu sygnału niskonapięciowego sinusoidalnie zmiennego podanego na jeden koniec uzwojenia z odpowiedzą na niego zarejestrowaną po drugiej stronie uzwojenia lub na wyjściu uzwojenia strony przeciwnej [7]. Interpretacji wyników dokonuje się poprzez porównanie przebiegu referencyjnego danej jednostki z przebiegiem aktualnie wykonanym, dlatego ważne jest, aby pomiar wzorcowy (tzw. fingerprint) został przeprowadzony jeszcze w fabryce, aby móc zaobserwować ewentualne deformacje powstałe w czasie transportu i montażu jednostki [1]. Dla ułatwienia i zautomatyzowania analizy wyników pomiarowych opracowywane są różnego rodzaju algorytmy automatycznej oceny stanu technicznego transformatora. W artykule przedstawiono porównanie najczęściej stosowanych algorytmów w oparciu o dane zarejestrowane na transformatorze testowym w warunkach laboratoryjnych, do którego uzwojeń wprowadzano kontrolowane deformacje i dokonywano pomiarów odpowiedzi częstotliwościowej. Uzyskane wyniki oceny danych pomiarowych za pomocą różnych algorytmów są niespójne, a nawet sprzeczne. Dlatego ważne jest aby do wyników uzyskanych w ten sposób podchodzić z dużą rezerwą.

2. Algorytmy do oceny wyników FRA

W literaturze spotykane jest wiele algorytmów do porównania ze sobą dwóch przebiegów, których przykładem są rejestracje odpowiedzi częstotliwościowej. Niektóre metody zostały zaimplementowane w oprogramowaniu przemysłowych rejestratorów FRA. Poniżej omówione zostaną najważniejsze z nich, zaś w punkcie kolejnym zawarto wyniki przetestowania algorytmów danymi pochodzącymi z eksperymentów deformacyjnych. Pierwszy omówiony algorytm opisany został w chińskim standardzie [9] i jest często stosowany w oprogramowaniu komercyjnych rejestratorów. Podaje się w nim współczynniki względne, które są obliczane za pomocą wariancji i kowariancji ze wzoru (1) i (2). Pasmo częstotliwości zostało podzielone na mniejsze przedziały częstotliwości, po porównaniu przebiegów i obliczeniu matematycznych różnic między nimi przy użyciu wzorów (3) i (4) można zlokalizo-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

wać powstałe uszkodzenia. Ostateczny wynik uzyskuje się z wyliczenia współczynnika RXY ze wzoru (5) gdzie XY oznacza zakres badanego pasma częstotliwości. RLF jest względnym współczynnikiem dla zakresu niskich częstotliwości (LF), zawierającego się w przedziale 1 kHz-100 kHz, RMF dla zakresu średnich częstotliwości (MF) 100 kHz-600 kHz, zaś RHF dla zakresu wysokich częstotliwości (HF) 600 kHz-1000 kHz. Kryteria interpretacyjne przedstawione są w tabeli 1 [9]. Cechą charakterystyczną tego algorytmu jest czterostopniowa skala oceny wyników.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Tabela 1. Kryteria interpretacji FRA z czynników względnych RLF <0,6

Stopień deformacji uzwojenia Poważne deformacje

1.0> RLF ≥ 0,6 lub RMF <0,6

Oczywiste odkształcenia

2.0> RLF ≥ 1,0 lub 0,6 <= RMF <1,0

Niewielkie odkształcenia

RLF ≥ 2.0, RMF ≥ 1.0 i RHF ≥ 0,6

Normalne uzwojenie

Czynniki względne R

Kolejnym algorytmem szeroko opisywanym jako narzędzie do oceny wyników pomiarów odpowiedzi częstotliwościowej jest metoda NCEPRI. Algorytm ten przy pomocy zależności (6) ocenia podobieństwo wykresów odpowiedzi częstotliwościowych testowanego transformatora poprzez obliczenie głównego odchylenia kwadratowego „E”. Analizowane zakresy częstotliwości, zależne od ocenianego uzwojenia, przedstawiono w tabeli 2, zaś kryteria interpretacyjne zawarte są w tabeli 3 [8].

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 (6)

gdzie F1i, F2i są porównywanymi sekwencjami pasma przenoszenia w dB.

(9)

Tabela 5. Zakres częstotliwości przy ocenie metodą ASLE

Tabela 2. Zakresy częstotliwości przy ocenie metodą NCEPRI Badane uzwojenie Wysokiego napięcia Niskiego napięcia Tercjalne RLF ≥ 2.0, RMF ≥ 1.0 i RHF ≥ 0,6

Zakres częstotliwości 10 kHz - 515 kHz 10 kHz - 600 kHz 10 kHz - 700 kHz Normalne uzwojenie

Zakres częstotliwości

Niskie

Średnie

Wysokie

300Hz – 50kHz

50kHz – 1MHz

1MHz – 3MHz

Kryterium oceny wyników metodą numeryczną ASLE przedstawione jest w tabeli 6 [5]. Tabela 6. Zakres częstotliwości przy ocenie metodą ASLE

Tabela 3. Kryteria interpretacji FRA z indeksów różnicowych „E” E Stan

<3.5 Normalny

3,5-7 Nieznaczny

≥7 Ciężki

Następną metodą do automatycznej analizy wyników jest obliczenie za pomocą wzoru (7) współczynnika korelacji (correlation coefficient - CC), który jest miarą liniowej zależności między dwoma zestawami zmiennych danych. Współczynnik korelacji przyjmuje wartości od -1 dla dużej niezgodności porównywanych wykresów do +1 dla wykresów przystających. Badania przeprowadzone przez autora metody wskazują, że współczynnik korelacji jest najbardziej wiarygodnym wskaźnikiem statystycznym, ale w swojej pracy nie definiuje kryteriów interpretacyjnych, ani podziału na mniejsze przedziały częstotliwości [6]. Kryteria interpretacji wyników zamieszczone w tabeli 4 zostały opublikowane przesz innego autora, który przedstawia reprezentacje współczynnika korelacji (CC), jako czynnik R obliczany ze wzoru (8) [3], gdzie:

(7)

(8)

Tabela 4. Kryteria interpretacji FRA wykorzystujące czynniki R Stopień odkształcenia

Brak

Łagodny

Umiarkowane

Poważne

Kryteria R

> 1,4

0,8> R> 1,4

0,5> R> 0,8

<0,5

Jeszcze inne podejście do oceny to wzór (9) oparty na obliczaniu sumy bezwzględnego błędu logarytmicznego (z ang. Absolute Sum of Logarithmic Error - ASLE) [4]. ASLE jest obliczana na podstawie porównania, w którym suma różnicy między logarytmicznymi wielkościami (w dB) w odpowiedzi na deformację uzwojenia dla każdego punktu pomiarowego jest podzielona przez całkowitą liczbę punktów. Pasmo częstotliwości przy tej metodzie zostało podzielone na trzy podpasma częstotliwości zawarte w tabeli 5 [4].

ASLE

>0,4

Poziom deformacji

duże

Kolejnym sposobem automatycznej interpretacji wyników jest obliczenie współczynnika korelacji krzyżowej (z ang. Cross Correlation Factor – CCF), który przyjmuje dwa zestawy liczb i oblicza jak bardzo są podobne. Jeśli dwie serie pomiarów FRA są idealne lub prawie idealnie dopasowane, to współczynnik CCF przyjmuje wartości bardzo blisko 1. Jeśli dwa wykresy nie mają żadnego związku, innymi słowy są zupełnie przypadkowe to współczynnik CCF przyjmuje wartości bliskie 0. W analizie FRA zdarzają się ujemne współczynniki CCF, ale nie są one częste. Ujemne współczynniki korelacji nie są uważane za dopuszczalne i nie bierze się ich pod uwagę. Współczynnik CCF oblicza się według poniższej zależności [10]:

(10)

Gdzie Xi i Yi są to dwie serie porównywanych odpowiedzi częstotliwościowych przy poszczególnych częstotliwościach, a X i Y są średnimi arytmetycznymi wszystkich sumowanych wartości danej serii. Współczynnik korelacji krzyżowej oblicza się w czterech ściśle określonych podpasmach częstotliwości przedstawionych w tabeli 7, każdy przedział odpowiada innemu defektowi transformatora. Tabela 7. Zakres częstotliwości przy ocenie metodą współczynnika korelacji krzyżowej Podpasmo częstotliwości

Badany element

< 2kHz

Rdzeń Indukcyjność uzwojenia

Od 2kHz do 20kHz

Uzwojenia główne

Od 20kHz do 400khz

Uzwojenia główne

Od 400kHz do 1MHz

Uzwojenia główne i przewody wewnętrzne

Możliwe defekty Deformacja rdzenia, Rozwarcia obwodu Zwarcia wewnętrzne Magnetyzm resztkowy Przemieszczanie między uzwojeniami i struktury mocującej Deformacje między uzwojeniami Przesunięcia w uzwojeniach, zmiany impedancji uziemienia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 Kryteria interpretacji wyników w każdym z przedziałów częstotliwości zostały przedstawione w tabeli 8 [10]. Tabela 8. Kryteria interpretacji wyników metodą CCF Poziom dopasowania Dobre dopasowanie Niewielka niedokładność Słabe dopasowanie Brak lub bardzo słabe dopasowanie

CCF 0.95-1.0 0.90-0.94 <0,89 ≤0

dla pozostałych algorytmów zostały wykonane w programie Mathcad. Aby w jak największym stopniu móc porównać skuteczność wykrywania uszkodzeń, podpasma częstotliwości dla wszystkich metod z wyjątkiem NCEPRI i DL/T911-2004 zostały podzielone na takie same zakresy, tj.: (LF1) - niskie częstotliwości 1– 10 Hz – 1 kHz (LF2) - niskie częstotliwości 2 – 1 kHz – 100 kHz (LM) - średnie częstotliwości – 100 kHz – 600 kHz (LH1) - wysokie częstotliwości 1 – 600 kHz – 1 MHz (LH2) - wysokie częstotliwości 2 – 1 MHz – 20 MHz.

Następnym algorytmem jest średni błąd kwadratowy (z ang. Mean Square Error - MSE), który mierzy stopień różnicy w dwóch zestawach danych. Gdy dwa zestawy danych są idealnie równe, jego wartości przyjmuje 0. MSE oblicza się z poniższego wzoru (11) [2]: (11) Niestety w metodzie nie zostały podane zakresy podziału pasma częstotliwości, a kryteria interpretacji wyników zostały przedstawione bardzo ogólnie (tabela 9): Tabela 9. Kryteria interpretacji wyników metodą MSE Poziom dopasowania Dobre dopasowanie Słabe dopasowanie

MSE <1 >1

Ostatnim opisanym w pracy algorytmem jest porównawcze odchylenie standardowe (z ang. Comparative Standard Deviation – CSD), które umożliwia pomiar dyspersji danych pomiarowych od średniej za pomocą wzoru (12). Bardziej rozproszone dane wpływają na zwiększenie odchylenia. Odchylenie standardowe jest obliczane jako pierwiastek kwadratowy wariancji. Idealną wartością odchylenia standardowego jest 0 dla całkowitego podobieństwa pomiędzy dwoma wykresami danych FRA. Kryteria interpretacyjne do tej metody zostały przedstawione w tabeli 10 [2]. Tabela 10. Kryteria interpretacji wyników metodą CSD CSD Poziom deformacji

0 – 0,2

>0,2

Brak

Duże

Gdzie Xi i Yi są to dwie serie porównywanych odpowiedzi częstotliwościowych przy poszczególnych częstotliwościach, a X i Y są wartościami średniej arytmetycznej danej serii.

3. Skuteczność wykrywania deformacji przez różne algorytmy

Algorytmy omówione w poprzednim punkcie poddane zostały przetestowaniu w oparciu o pomiary wykonane na rzeczywistym transformatorze 15/0,4 kV, 800 kVA, w którego uzwojenia zostały wprowadzone symulowane uszkodzenia przedstawione na rysunku 1. Polegały one na rozsuwaniu kolejnych cewek o 6 mm, zaczynając od pierwszej górnej do piątej. Wszystkie pomiary wykonano według normy IEC 60076-18 w układzie end-to-end open, tj. sygnał podawany był na początek uzwojenia i rejestrowany na jego końcu przy rozwartej przeciwnej stronie uzwojeń. Wyniki liczbowe dla algorytmów NCEPRI i DL/T911-2004 zostały uzyskane przez zastosowanie programu OMICRON FRAnalyzer, obliczenia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Rysunek 1. Kontrolowane deformacje wprowadzone do uzwojenia transformatora 800 kVA

W tabeli 11 zawarto liczbowe wyniki oceny stanu technicznego transformatora obliczone z przedstawionych algorytmów oraz ocenę kryterialną opartą o dane przypisane do każdego algorytmu, przedstawione w postaci skali kolorów, gdzie zielony to stan transformatora określany jako sprawny, żółty oznacza lekką deformację uzwojeń, pomarańczowy – znaczące deformacje, a czerwony – poważne odkształcenia. W zależności od kryteriów przypisanych do danego algorytmu, na skalę oceny składać się może od 2 stopni (kolory zielony i czerwony), do 4 (kolory zielony, żółty, pomarańczowy, czerwony). Z wyników przedstawionych w tabeli 11 wynika, że dla poszczególnych zakresów ocenianych przez algorytmy uzyskiwane interpretacje wyników są niespójne, a wręcz sprzeczne. Najbardziej czuły na różnice między przebiegami jest algorytm MSE, a najmniej skutecznymi są ASLE oraz CSD. NCEPRI ze względu na brak podziału na mniejsze zakresy częstotliwości zwraca wynik bardzo uśredniony, przez co nawet przy oczywistej deformacji nie sygnalizuje o uszkodzeniu transformatora, a tylko o nieznacznej wadzie. Porównanie algorytmów do automatycznej oceny stanu technicznego transformatora pokazuje, że korzystanie tylko z jednej metody może wprowadzić użytkownika w błąd.

4. Podsumowanie

Badania przeprowadzone metodą analizy odpowiedzi częstotliwościowej dają szeroki zasób informacji o stanie technicznym transformatora, ale interpretacja wyników jest bardzo trudna i wymaga dużego doświadczenia. Aby bardziej upowszechnić tą metodę opracowano i przystosowano szereg algorytmów do automatycznej oceny stanu technicznego transformatora. Niestety po przeanalizowaniu efektów oceny wyników badań przeprowadzonych na transformatorze, w którego uzwojenia zostały wprowadzone deformacje, wynika że algorytmy charakteryzują się różną czułością dając niejednoznaczne wyniki. W wielu metodach kryteria interpretacyjne zostały dobrane bardzo ogólnie, zwracając wy-

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 nik mało dokładny lub błędny. Należałoby przeprowadzić dodatkowe badania, które poprawiłyby kryteria interpretacyjne, a tym samym funkcjonalność algorytmów. Przy obecnym poziomie automatycznej oceny wyników mogą one służyć bardziej jako wskazówka dla diagnosty, a nie jako samodzielny wynik. W praktyce przemysłowej nie powinno opierać się oceny stanu mechanicznego części aktywnej transformatora na wynikach otrzymanych z wykorzystania różnych algorytmów, a w szczególności wykorzystując tylko jeden z nich. Za-

stosowanie kilku algorytmów może zminimalizować ryzyko popełnienia błędów w ocenie wyników pomiaru odpowiedzi częstotliwościowej. Wojciech Szoka, Szymon Banaszak Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny w Szczecinie Wydział Elektryczny, Katedra Elektrotechnologii i Diagnostyki e-mail: wojciech.szoka@zut.edu.pl n

Tabela 11. Porównanie działania algorytmów do automatycznej interpretacji wyników Algorytm NCEPRI DL/T911-2004 CC ASLE CCF MSE CSD NCEPRI DL/T911-2004 CC ASLE CCF MSE CSD NCEPRI DL/T911-2004 CC ASLE CCF MSE CSD NCEPRI DL/T911-2004 CC ASLE CCF MSE CSD NCEPRI DL/T911-2004 CC ASLE CCF MSE CSD

Literatura

Wyniki oceny dla poszczególnych przedziałów częstotliwości LF1

LF2

3,506 0,028 0,9997 0,065 0,011

3,96 4,285 0,012 0,9999 0,014 0,004

0,65 0,739 0,230 0,8178 6,794 0,143

3,39 0,028 0,9996 0,078 0,012

3,03 3,57 0,027 0,9997 0,084 0,01

0,52 0,63 0,26 0,7654 8,611 0,163

3,402 0,036 0,9996 0,093 0,012

2,66 3,249 0,037 0,9994 0,194 0,015

0,42 0,533 0,279 0,707 10,219 0,18

3,432 0,026 0,9996 0,071 0,012

2,42 3,016 0,048 0,9990 0,329 0,018

0,26 0,356 0,332 0,5591 15,46 0,221

1,791 3,156 0,9838 268,683 0,119

0,44 0,318 1,543 0,5187 162,17 0,311

0,29 0,348 0,599 0,5517 30,327 0,293

LH2

3,98 3,949 0,044 0,9999 0,085 0,014

2,192 0,181 0,9988 1,155 0,073

porównanie badania referencyjnego z pomiarem po rozsunięciu cewki 1

3,98 3,949 0,088 0,9999 0,311 0,014

1,998 0,245 0,9982 1,796 0,093

porównanie badania referencyjnego z pomiarem po rozsunięciu cewki 1 i 2

3,88 3,840 0,146 0,9999 0,833 0,015

1,918 0,329 0,9978 2,605 0,101

porównanie badania referencyjnego z pomiarem po rozsunięciu cewki 1, 2 i 3

3,77 3,732 0,244 0,9998 2,33 0,015

1,785 0,430 0,9970 4,183 0,120

porównanie badania referencyjnego z pomiarem po rozsunięciu cewki 1, 2, 3 i 4

2,44 2,353 0,315 0,9956 3,957 0,029

1,616 0,565 0,9954 5,707 0,171

porównanie badania referencyjnego z pomiarem po rozsunięciu cewki 1, 2, 3, 4 i 5

2,97

3,42

3,74

4,64

6,56

[1] Banaszak Sz., „Analiza odpowiedzi częstotliwościowej uzwojeń transformatorów w świetle zaleceń projektu normy IEC 60076-18”, Pomiary Automatyka Kontrola, Transformatory w Eksploatacji, Nr 4/2011 r., Vol.57, s. 413-416 [2] Badgujar K. P., Maoyafikuddin M., Kulkarni S. V., „Alternative statistical techniques for aiding SFRA diagnostics in transformers Generation”, Transmission & Distribution, IET, Vol. 6, No. 3. (March 2012), pp. 189-198 [3] Gui J., Gao W., Tan K., Gao S.: „Deformation Analysis of Transformer Winding by Structure Parameter”, Proceedings of the 7th International Conference on Properties and Applications of Di-

Wprowadzona deformacja

LH1

electric Materials, Nagoya, pp.487-490, 2003 [4] Jong-Wook K, et al.: „Fault diagnosis of a power transformer using an improved frequency-response analysis”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 1, No.1, pp. 169-178, 2005 [5] Nirgude P. M., Ashokraju D., Rajkumar A. D., and Singh B. P., “Application of numerical evaluation techniques for interpreting frequency response measurements in power transformers,” IET Sci. Meas. Technol., 2008, 2, (5), pp. 275-285A [6] Ryder S.A.: „Diagnosing Transformer Faults Using Frequency Response Analysis”, IEEE Electrical Insulation Magazine, Vol. 19, No.2 , pp.16-22, 2003 [7] Subocz J.: „Eksploatacja transformatorów

energetycznych”, tom II, Wydawnictowo Energo – Complex, Piekary Śląskie, 2008 [8] Omicron Franalyzer, Sweep Frequency Response Analyzer for Power Transformer Winding Diagnosis, User Manual, Omicron Electronics, 2009 [9] Professional Standard of the People’s Republic of China DL/T 911 2004, Frequency Response Analysis on Winding Deformation of Power Transformers, Issued on: December 14, 2004 [10] Sriphuek R.: „Low-cost frequency response analyzer for transformer diagnosis”, International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis 23-27 September 2012, Bali, Indonesia

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

Techniczne wymagania w przypadku bezpośredniego podłączenia GIS 110 - 400 kV do transformatora mocy 1. Wstęp Dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatora mocy często używa się urządzeń trzech różnych producentów, tzn.: transformatora mocy; odpowiedniej konstrukcji przedziału GIS; elementów integrujących w/w urządzenia w postaci izolatorów przepustowych SF6 - olej, często preferowanych przez klienta. W rezultacie może zaistnieć sytuacja, w której producenci wspomnianych izolatorów przepustowych dostarczają protokoły z prób zwarciowych, potwierdzających badania wspomnianych izolatorów, w oderwaniu od konkretnej konstrukcji modułu GIS, czy konstrukcji transformatora mocy, co jest związane z praktyką ich stosowania w urządzeniach różnych producentów . To samo podejście może dotyczyć producentów GIS czy transformatorów mocy, którzy to z reguły nie przeprowadzają prób zwarciowych swoich urządzeń z izolatorami przepustowymi SF6 - olej różnych producentów. W rezultacie może się okazać, że przedział GIS z izolatorem przepustowym SF6 - olej, przeznaczony dla bezpośredniej integracji z transformatorem mocy, nie jest przez nikogo przebadany jak chodzi o oddziaływanie prądu zwarciowego na tak ważny komponent w stacji energetycznej. W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prób laboratoryjnych, oraz ich sposób wykonania w przypadku GIS typu ELK-14/300 oraz GIS typu ELK-3/420 produkcji ABB, na podstawie których, potwierdzono bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic z izolatorami przepustowymi SF6 - olej różnych producentów. Innym ważnym zagadnieniem jest zasadność zastosowania ograniczników przepięć NN, bocznikujących element izolacyjny, oddzielający uziemioną obudowę GIS od uziemionej kadzi transformatora mocy.

2. Wyniki i sposób przeprowadzenia prób zwarciowych modułu typu HT3, przeznaczonego dla bezpośredniego przyłączenia GIS produkcji ABB do transformatorów mocy

Przykład zastosowania modułu GIS, w którym zastosowano izolator przepustowy SF6-olej przedstawiono na RYS. 1, z zaznaczeniem zakresu dostawy jak chodzi o elementy toru prądowego, wchodzące w zestaw wyposa-

żenia modułu GIS izolowanego gazem SF6, oraz w zestaw izolatora przepustowego. W celu przeprowadzenia próby zwarciowej potwierdzającej bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic z izolatorami przepustowymi SF6

Rys. 1. Przykład zastosowania modułu dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatora mocy 400 kV /230 kV.

Rys. 2 . Przekrój modułu HT3 na napięcie 420 kV, stosowanego w GIS typu ELK-3/420 na napięcie 420 kV, poddanego próbom zwarciowym z pogorszonymi warunkami testu (powiększone oddziaływanie sił elektrodynamicznych), Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017 - olej różnych producentów, w modułach typu HT3 pogorszono odporność toru prądowego na oddziaływanie sił elektrodynamicznych na elementy toru prądowego oraz na elementy izolacyjne wewnątrz modułu (patrz RYS. 2), w porównaniu z modułami GIS wyposażonymi w izolatory przepustowe SF6- olej. W normalnej eksploatacji tor prądowy w module GIS jest znacząco krótszy, gdyż jego koniec jest przykręcony do górnego przyłącza izolatora przepustowego, na wysokości określonej wymaganiami Normy IEC 62271211. W przypadku modułów HT3 poddanych próbom oddziaływania prądu zwarciowego (test obciążalności zwarciowej 3 sekundowej) celowo osłabiono sztywność konstrukcji toru prądowego, gdyż jednocześnie wydłużono jego długość mocując element przewodzący prąd na izolatorze barierowym (patrz RYS. 2), czyli zdecydowanie bardziej wiotkim elemencie w porównaniu z izolatorem przepustowym SF6 - olej. W rezultacie podczas próby obciążalności zwarciowej modułów HT3 w laboratorium (patrz RYS. 3), z parametra-mi : amplituda udaru prądowego 174,9 kAm (patrz RYS. 4); prąd ustalony o wartości skutecznej 64,2 kA; czas trwania zwarcia 3,09 s, spotęgowano siły elektrodynamiczne oddziaływujące na elementy przewodzące w torze prądowym, oraz na elementy izolacyjne podpierające tor prądowy, co skutkuje wzrostem naprężeń menicznych oraz amplitudy drgań w/w komponentów, w porównaniu z modułe HT3, z zamontowanym izolatorem przepustowym SF6 - olej w jego wnętrzu dowolnego producenta, czyli z rzeczywistymi warunkami pracy tego modułu GIS . Po wykonaniu prób zwarciowych modułów HT3 sprawdzono ich stan, włączając newralgiczne elementy w torze prądowym oraz w obudowie modułu (połączenia elastyczne patrz RYS. 5 oraz RYS. 6) i nie stwierdzono żadnych zmian, mogących wpłynąć na dalszą eksploatację tego urządzenia.

3. Cel stosowania ogranicznika NN styku uziemionej obudowy GIS oraz uziemionej kadzi transformator mocy W przypadku zwarcia w obwodzie z GIS, prąd zwarciowy płynie w torze prądowym wewnątrz modułów GIS oraz w uziemionej obudowie tego urządzenia. W związku z tym, że nie dopuszcza się przepływu prądu zwarciowego płynącego w obudowie GIS przez kadź transformatora mocy, wy-

Rys. 4 . Rejestracja prądu zwarciowego podczas próby obciążalności zwarciowej 3 sekundowej (udar prądu 174,9 kAm; prąd ustalony 64,2 kA r.m.s.; czas zwarcia 3,09 s), Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

Rys. 5 . Stan połączeń elastycznych wewnątrz modułu HT3 na napięcie 420 kV, po wykonaniu próby zwarciowej, parametry patrz RYS. 4., Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013. Rys. 3 . Moduły typu HT3 oraz HT14 dla bezpośredniego przyłączenia transformatora mocy do GIS typu : ELK3/420 oraz ELK-14/300 produkcji ABB, na stanowisku w laboratorium zwarciowym, Raport Próby Typu SATS No. 13A25, czerwiec 2013. 1 - moduł HT3 dla GIS 420 kV; 2 - element kompensacyjny w obudowie modułu HT3; 3 - połączenie elastyczne bocznikujące element kompensacyjny 2 ( przeznaczone dla przepływu prądu zwarciowego ); 4 - moduł HT14 dla GIS 220 kV.

Rys. 6 . Stan połączenia elastycznego, bocznikującego elastyczny element kom-pensacyjny w obudowie modułu HT3 na napięcie 420 kV, po wykonaniu próby zwarciowej, parametry patrz RYS. 4., Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

magane jest odizolowanie obudowy GIS od kadzi transformatora patrz RYS. 7., i w takim wypadku należy zbocznikować separacyjny element izolacyjny ogranicznikiem przepięć NN w technologii ZnO, co jest związane z koniecznością ograniczenia napięcia, jakie może być zaindukowane na przerwie izolacyjnej przez falę elektromagnetyczną,

rozprzestrzeniającą się wewnątrz obudowy GIS z prędkością światła. Źródłem tej fali elektromagnetycznej są przepięcia VFTO (Very Fast Transient Overvoltages) z częstotliwością oscylacji f = 10 MHz i większej, patrz RYS. 8. Podczas rozruchu GIS wykonuję się setki operacji C-O odłącznikami, a podczas pojedynczego załączenia odłącz-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

TRANSFORMATORY W EKSPLOATACJI 2017

RYS. 8 . Rejestracja przebiegu przepięcia VFTO (częstotliwość oscylacji f =10 MHz) generowanego po wyłączeniu pojedynczego zapłonu podczas zbliżania się styków, przy załączaniu odłącznika 420 kV w GIS typu ELK-3/420, Raport Próby Typu PEHLA No. 12047 Ba, październik 2012. Rys. 7. Ogranicznik NN bocznikujący przerwę izolacyjną między obudową modułu HT14 (GIS 220 kV typu ELK-14) i kadzią transformatora mocy.

Podsumowanie

Rys. 9 . Przykład rejestracji niskoenergetycznych zapłonów świetlących na przerwie izolacyjnej w obudowie GIS 420 kV, w przypadku braku ograniczników przepięć NN, bocznikujących tę przerwę izolacyjną (patrz RYS. 7).

nika w przestrzeni międzystykowej może wystąpić od kilkudziesięciu do kilkuset zapłonów wstępnych, z niewielkimi prądami wyładowczymi, po wyłączeniu których należy się liczyć z generacją przepięć VFTO takich, jakie przedstawiono na RYS. 8. Należy podkreślić, że przepięcia generowane na przerwie izolacyjnej między obudową GIS a kadzią transformatora, nie są groźne dla życia czy zdrowia człowieka ze względu na to, że sumaryczna energia (przypadek kilkuset zapłonów) jaka się może wydzielić w tym miejscu, jest na poziomie ułamka Joule’a (w Ekspertyzie Instytutu Energetyki No. DZE-3/02/E/2015, wielkość tej energii oszacowano na poziomie 0,135 J), a czas ich trwania to

ułamek sekundy. Ogranicznik przepięć stosuje się dla wyeliminowania niskoenergetycznych wyładowań świetlących na przerwie izolacyjnej, patrz RYS. 9, co jest istotne zwłaszcza w przypadkach zastowania transformatora mocy w miejscach, gdzie może pojawić się otoczenie z atmosferą wybuchową np. w rafineriach. Należy podkreślić, że amplitudy przepięć VFTO, zarejestrowane podczas prób typu GIS 420 kV typu ELK3/420 produkcji ABB, nie przekraczały wartości 1063 kVm, co potwierdzono w Raporcie z próby typu No. PEHLA 12047 Ba, i przy wytrzymałości izolacji na napięcie udarowe piorunowe 1425 kVm, nie stanowiły zagrożenia dla osłabienia izolacji tego urządzenia.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2017

Ze względu na bezpieczeństwo eksploatacji GIS, konieczne jest przeprowadzenie prób zwarciowych specjalnych modułów używanych dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatorów mocy, z zastosowaniem nietypowego wyposażenia ze względu na celowe pogorszenie warunków oddziaływania prądu zwarciowego na tor prądowy i elementy izolacyjne modułu, w rezultacie czego wyniki próby obciążalności zwarciowej są aktualne w przypadku zastosowania w module izolatrów przepustowych SF6 olej różnych producentów. Biorąc pod uwagę zjawisko rozprzestrzeniania się fali elektromagnetycznej wewnątrz obudowy GIS, generowanej przez przepięcia z bardzo wysoką częstotliwością oscylacji (dzisiątki MHz), towarzyszące gasnącym zapłonom wstępnym w przestrzeni międzystykowej podczas ząłączania odłącznika (tzw. przepięcia VFTO), należy stosować ograniczniki przepić NN, bocznikujące element izolacyjny, odzielający uziemioną odudowę GIS od uziemionej kadzi transformatora, co eliminuje niskoenergetyczne wyładowania swietlące na powierzchni w/w elementów izolacyjnych.

dr inż. Aleksander Gul ABB Sp. z o.o. n

REGULATED VOLTAGE. For a reliable energy supply.

We are experts in power transformer regulation with on-load tap-changers. Even today, more than 50% of global electricity flows through our products. As an innovative partner, we provide tailored transformer solutions and services. www.reinhausen.com Maschinenfabrik Reinhausen GmbH Falkensteinstr. 8, 93059 Regensburg, Germany Phone: +49 941 4090-0, E-mail: info@reinhausen.com

ELEKTROENERGETYCZNA AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA DoÅ&#x203A;wiadczenie i kompetencja 45-letnia tradycja firm:

ZEG TYCHY oraz KOPEX-EKO

www.zeg-energetyka.pl ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. ul. Fabryczna 2, 43-100 Tychy tel.: +48 32 775 07 80 fax: +48 32 775 07 83 marketing@zeg-energetyka.pl