Urządzenia dla Energetyki nr 2/2018 by Urządzenia dla Energetyki

109

Specjalistyczny magazyn branżowy ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 2/2018 (109)

ŁĄCZNIKI w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl |

• Konferencja „Łączniki w eksploatacji” • Wywiad - Elektrometal - Energetyka • Router MSG-705 • speedE® - rewolucja w branży narzędzi ręcznych • • Rozdzielnica średniego napięcia MILE - nowoczesny napęd magnetyczny wyłącznika • • Doświadczenia z automatyczną izolacją zwarć w sieciach SN przy zastosowaniu systemu restytucyjnego Self Healing Grid •

ŁĄCZNIKI 2

KONFERENCJA NAUKOWO TECHNICZNA

Ł Ą C Z N I K I W EKSPLOATACJI 25 – 27 Kwiecień 2018 O

Skorzystaj z Portalu Przyłączeniowego Enei Operator Przyłącz swoją nieruchomość do sieci bez wychodzenia z domu » Teraz możesz przyłączyć swój obiekt do sieci elektroenergetycznej korzystając z Portalu Przyłączeniowego Enei Operator, nie wychodząc z domu. » Dzięki Portalowi możesz elektronicznie złożyć wniosek o określenie warunków przyłączenia, zwiększenie mocy, rozdział lub scalenie instalacji w obiekcie istniejącym. » Skorzystać z niego możesz również w przypadku, gdy chcesz zgłosić przyłączenie mikroinstalacji. » Portal Przyłączeniowy umożliwia również śledzenie postępu prac związanych z procesem przyłączenia do sieci. » Wejdź na przylaczenia.operator.enea.pl i złóż wniosek siedząc wygodnie na kanapie

przylaczenia.operator.enea.pl

OD REDAKCJI

Spis treści n WYWIAD Strategia sukcesu firmy Elektrometal Energetyka SA ................................6 n WYDARZENIA I INNOWACJE Firma Hitachi Koki ogłasza zmianę nazwy marki na „HiKOKI”.................9 FDIR - system odbudowy zasilania w sieciach dystrybucyjnych SN...................................................................................................... 10 n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Zmiana sterowania na inteligentny system okablowania zmniejsza przestoje w zakładzie produkcji tworzyw sztucznych............................ 14 Doświadczenia z automatyczną izolacją zwarć w sieciach SN przy zastosowaniu systemu restytucyjnego Self Healing Grid.......... 16 Rozdzielnica średniego napięcia MILE - nowoczesny napęd magnetyczny wyłącznika ......................................................................................... 20

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 Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: Agata Marcinkiewicz tel. kom.: 505 135 181, e-mail: agata.marcinkiewicz@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 Redaktor ds. wydawniczych: Dr hab. inż. Gabriel Borowski Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl Fotoreporter: Zbigniew Biel Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

Wyłączniki RCD z przetwornicami częstotliwości...................................... 26 Mierniki impedancji pętli zwarcia firmy Sonel S.A. .................................. 28 TRAFECO – cewki i dławiki rdzeniowe w aplikacjach przemysłowych............................................................................... 30 Router MSG-705 ............................................................................................................. 33 n EKSPLOATACJA I REMONTY Oferta Hitachi Power Tools Polska ...................................................................... 37 Połączenie, jakiego nie znacie. speedE® - rewolucja w branży narzędzi ręcznych.......................................................................................................... 41 n ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Przepięcia generowane przez wyłączniki SF6 podczas przerywania prądu zwarcia...................................................................................... 41 Doświadczenia z uruchomienia i eksploatacji wyłącznika próżniowego na napięcie 110 kv......................................................................... 49 Doświadczenie ABB Sp. z o.o. w zakresie dostawy i uruchomienia urządzeń o mocy 1075 MW................................................ 56

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.

Współpraca reklamowa: ENERGO-COMPLEX.........................................................................I OKŁADKA ELEKTROBUDOWA SA...................................................................II OKŁADKA MIKRONIKA..................................................................................... III OKŁADKA SCHNEIDER..................................................................................... IV OKŁADKA ENEA OPERATOR.................................................................................................. 3 ZEG-ENERGETYKA............................................................................................... 5 APATOR..................................................................................................................13 ELTAR ENERGY....................................................................................................23 MERSEN.................................................................................................................25 SONEL....................................................................................................................29 ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................36 WIHA.......................................................................................................................40 SIEMENS................................................................................................................45

Możliwości eliminacji SF6 ......................................................................................... 65

ENERGO-COMPLEX...........................................................................................48

Doświadczenia eksploatacyjne z diagnostyki wyłączników WN SF6 .70

OBRE.......................................................................................................................64

Nieinwazyjne testowanie wyłączników mocyna stacji........................... 74

WIKA.......................................................................................................................53 SIBA.........................................................................................................................69

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

CZAZ-SZ ZABEZPIECZENIE SZYN ZBIORCZYCH ASD-1 SYSTEM KONTROLI DOZIEMIEÅ&#x192;

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

WYWIAD

Strategia sukcesu firmy Elektrometal Energetyka SA Szanowny Panie Prezesie, jakby Pan w kilku słowach opisał firmę Elektrometal Energetyka SA? Przede wszystkim jesteśmy dynamiczną spółką ze 100 % kapitałem polskim. Produkujemy aparaturę rozdzielczą, łączeniową i zabezpieczeniową SN, co predysponuje nas do miana kompleksowego dostawcy usług na rynku elektroenergetycznym w sektorze średniego napięcia. Kompleksowego, ponieważ istniejemy w procesie od samego początku – od opracowania koncepcji, przez całościową realizację, aż do dokumentacji powykonawczej, uruchomienia i przekazania obiektu do eksploatacji. Wchodzimy w skład dużej, polskiej grupy Elektrometal S.A., która zatrudnia obecnie około 500 osób przy przychodach na poziomie 200 mln zł i w tym roku obchodzi 70 rocznicę działalności. Tworzymy nową jakość w obszarach krajowej elektroenergetyki, bazując na synergii młodości i doświadczenia. Działając w oparciu o zaawansowane technologie, potrafimy efektywnie sprostać ponadstandardowym wymaganiom biznesowym. Spółka w ostatnich latach swojej działalności na mocno konkurencyjnym rynku zrealizowała wiele kluczowych projektów dla strategicznych odbiorców wszystkich obszarów energetyki: dystrybucyjnej, zawodowej, przemysłowej, kopalnianej i trakcyjnej. Nasza lista referencyjna obejmuje najważniejsze spółki elektroenergetyczne w Polsce, takie jak: PGE Dystrybucja S.A., PGE GiEK S.A., PGE Energia Ciepła, innogy Stoen Operator Sp. z o.o., KGHM Polska Miedź S.A., Energa Operator S.A., Enea Operator S.A., Tauron Dystrybucja S.A., Tauron Wytwarzanie, Tauron Wydobycie, PERN, PKP Energetyka, PGG SA, JSW SA, Grupa AZOTY i wiele innych. Jak widać, trzon naszej działalności, tj. rozdzielnice SN e2ALPHA, aparatura łączeniowa e2BRAVO oraz automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) e2TANGO, zyskały uznanie wiodących i kluczowych odbiorców.

Co przyczyniło się do tego, że w tak krótkim czasie najważniejsi

Zdj. 1 Mariusz Maślany - Prezes Zarządu Elektrometal Energetyka SA

gracze rynku elektroenergetyki obdarzyli Was aż takim zaufaniem? Na pierwszym miejscu każdej profesjonalnej firmy stoi zawsze klient, który w branży elektroenergetycznej wymaga szczególnej uwagi. Kadra Elektrometal Energetyka SA, często z doświadczeniem 20, a nawet 30-letnim, zna i rozumie jego potrzeby. Najważniejszym naszym kryterium jest bezpieczeństwo urządzeń i eksploatujących je ludzi. Urządzenia te muszą być w 100 % sprawne przez dziesiątki lat. Aby to osiągnąć, należy rozpocząć od konstrukcji urządzenia, która już na tym etapie uwzględnia jego potrzeby. Potwierdzeniem uzyskanych parametrów jest współpraca z uczelniami i instytutami, a także jednostkami patentowymi, zakończona nie tylko procesem uzyskania certyfikatów dla produkowanych urządzeń, ale również wdrożeniami w zakresie innowacji technicznych. Pragnę zauważyć, że nie ograniczamy się do niezbędnego minimum – nasze urządzenia przechodzą szereg dodatkowych badań spoza podstawowej listy norm. Gwarantuje to zwiększenie bezpieczeństwa użytkowników i obiektów elektroenerge-

tycznych, zapewnienie ciągłości zasilania. Warto nadmienić, że dotychczasowe instalacje produktu w miejscach najbardziej narażonych na przeciążenia i zwarcia, utwierdzają naszych klientów w przekonaniu, że jest to rozwiązanie na które należy stawiać.

Czy to jest klucz Waszego sukcesu? To dopiero początek. Stawiamy na nawiązanie współpracy, która wymaga od nas bardzo dużego zaangażowania. Sprzedaż pierwszych rozdzielnic, wyłączników czy zabezpieczeń to początek procesu budowania zaufania i wzajemnej współpracy. W tej branży najważniejsza jest stabilność i trwałość. Decyzje klientów mają swoje odzwierciedlenie na następne kilkadziesiąt lat i my to rozumiemy. Dopiero wtedy w pełni widać nasze przewagi konkurencyjne. Staramy się udowadniać, że to my jesteśmy wiarygodnym, trwałym, stabilnym i doświadczonym partnerem na wiele kolejnych lat. Naszą znaczącą przewagą jest bogata i przede wszystkim elastyczna oferta. Dzięki odejściu od schematycznych rozwiązań osiągamy atrakcyjniejsze terminy dostaw oraz kompleksowych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

WYWIAD modernizacji i uruchomień. W przeciwieństwie do graczy globalnych, nasza firma z powodzeniem mierzy się z ponadstandardowymi i nieszablonowymi wymaganiami klientów. W naszym dorobku znajduje się m.in. ekspresowa realizacja polegająca na zaledwie kilkugodzinnej modernizacji i uruchomieniu pól rozdzielnicy SN, a wszystko to w celu ograniczenia do minimum przerwy w zasilaniu obiektu oraz ważnych instalacji. Nasza elastyczność objawia się nie tylko w naszych działaniach, ale przede wszystkim w podejściu do konstruowania urządzeń. Sterownik polowy e²TANGO to urządzenie nowej generacji, które zostało tak stworzone, aby umożliwiało użytkownikowi szybki back-up danych dla danego pola. To kolejny zabieg, który ogranicza do minimum czas powrotu pól i zasilanych odbiorów do regularnej pracy.

Czyli łączycie innowacyjne podejście z wartościami cechującymi rzetelnego partnera? Zdecydowanie tak. Nasza innowacyjność jest doceniana nie tylko przez klientów. Udało nam się pozyskać dotacje w ramach dwóch projektów unijnych, które bezpośrednio dotyczą wdrażania innowacji. To nie tylko potwierdzenie słuszności naszego biznesplanu, ale przede wszystkim środki na realizacje postawionych, innowacyjnych celów. Realizację w oparciu o cechy, które nam towarzyszą od początku istnienia spółki. Nasza rzetelność znajduje odbicie w naszych działaniach, opartych o zintegrowany system zarządzania ISO. Wiemy jak ważne w działalności jest współistnienie tych trzech obszarów – jakości, bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony środowiska. Potwierdzają to posiadane przez nas certyfikaty, które budują w oczach klientów naszą wiarygodność.

Jak to się objawia w codziennej współpracy? Wsparcie, wsparcie klienta „tu i teraz”. Zacznijmy od najprostszych czynności – dzięki dialogom, które nieustannie prowadzimy, dobrze znamy problemy z którymi borykają się nasi klienci w zakresie obsługi i eksploatacji obiektów elektroenergetycznych. Dlatego też możemy na nie bezzwłocznie reagować. Jesteśmy dostępni, ale także stawiamy na bezpośredni, osobisty kontakt. Kadra Elektrometal Energetyka SA jest znana naszym klientom z nazwiska i imienia, dlatego klient doskonale wie, do kogo powinien zadzwonić bez względu na temat rozmowy. Życie zawodowe niesie różne sytuacje i jest nieprzewidywalne, dlatego odpowiednia reakcja jest tutaj kluczowa.

Jak wygląda to reagowanie na problemy? Mimo niewielu przypadków zgłoszeń serwisowych, jeśli już takie się pojawiają, nasza reakcja trwa dosłownie kilka godzin. Jesteśmy na wyciągnięcie ręki. Sprawny serwis to nie wszystko. My patrzymy szerzej. Często zgłoszenie problemów to nie usterka urządzenia, tylko jego ograniczenia w stosunku do wymagań które stawia dana instalacja. Większość produktów i instalacji wymaga ciągłego rozwoju. Szybka faza wdrożeń, wsparcie na miejscu konstruktorów i projektantów, powoduje że nasze doświadczenie jest do wykorzystania natychmiast. To namzależy na ciągłym rozwoju, który jest sty-

mulowany przez odbiorców urządzeń i usług, oraz ich doświadczenie. Prowadzimy czynny dialog z odbiorcami. Często słyszę powtarzane na spotkaniach słowo „otwarte podejście”, co oznacza współpracę nastawioną na słuchanie potrzeb i wymagań. Odpowiednia reakcja z naszej strony, to kolejne wdrożenia i de facto zamówienia. Jeszcze się nie zdarzyło, by to co powstało w wyniku zidentyfikowania danego problemu i znalezienia rozwiązania, nie miało odzwierciedlenia we wdrożeniu i zamówieniu produktu czy usługi która niweluje ten problem. Proszę zwrócić uwagę w tym miejscu na pewną kluczową kwestię – nie pozostawiamy przyszłości przypadkowi. Mamy pełną świadomość, że upływowi czasu zawsze towarzyszą zmiany. Dziś nie możemy z pewnością przewidzieć, jakie one będą; ale na pewno możemy się do nich przygotować. Zrobiliśmy to już na samym początku działalności, decydując się na zaprojektowanie i wdrożenie urządzeń nowej generacji. Komponenty i rozwiązania w nich zastosowane, jak np. podzespoły elektroniczne w sterownikach polowych e²TANGO, dają nam bufor możliwości do wykorzystania. Sprzętowo jesteśmy gotowi na ciągłe wdrażanie nowych wymagań rynku w życie. To zdecydowana przewaga nad konkurencyjnymi rozwiązaniami, które pozostają niezmienne od nawet kilkunastu lat.

Co jeszcze Was wyróżnia? Jesteśmy cierpliwi, wiemy że wielu naszych klientów potrzebuje czasu na podjęcie właściwej dla nich decyzji.

Jakie cechy determinują takiego wiarygodnego partnera? Tak jak w dobrym małżeństwie, najważniejsze cechy to zaufanie i stabilność, czyli grunt do budowania współpracy. Następnie doświadczenie i kompetencje, które w połączeniu z otwartością na potrzeby „drugiej strony” pozwalają wspólnie osiągnąć zamierzony cel. A jako wisienka na torcie – nowoczesne spojrzenie, która nie pozwala na stagnację i nudę, będąc idealnym stymulantem do budowania ciekawej, wspólnej przyszłości.

Zdj. 2 Rozdzielnica dwusystemowa e2ALPHA-2S dla Ministerstwa Finansów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

WYWIAD Skupiamy się na współpracy długofalowej – niejednokrotnie zamówienie poprzedzone jest kilkuletnim okresem przygotowań, na który składa się dialog techniczny oraz analizowanie sugestii technicznych naszych klientów, różnorakiego rodzaju testy i próby, także przy współudziale instytucji naukowych, udoskonalanie urządzeń pod kątem szczegółowych potrzeb obiektu i wymagań klienta oraz współpraca i doradztwo na różnych płaszczyznach. Globalne koncerny nie wychodzą z taką ofertą, i to nas wyróżnia. Nasze plany dotyczą nawiązania stałych relacji, budujących współpracę na wiele lat. Dopiero po kilku latach można stwierdzić, czy decyzja wyboru danej firmy była prawidłowa. Pojawiają się pierwsze aktualizacje, zmiany konfiguracji, serwisy, gdzie należy szybko i sprawnie reagować. Nasza strategia długoterminowa wygrywa, gdyż tak zaprogramowaliśmy właśnie swoje działania. Cele doraźne, typu sprzedaż „tu i teraz” nas nie interesują. Szybko nie znaczy dobrze, nie tylko w relacjach z klientami. Prace badawczo-wdrożeniowe serii aparatury zabezpieczeniowej e²TANGO trwały prawie 2 lata, zanim urządzenia zostały wprowadzone do sprzedaży! Cierpliwość i czas, który zainwestowaliśmy, powracają do nas w postaci zadowolenia odbiorców, a co za tym idzie – rosnącej sprzedaży.

Proszę zatem zdradzić, jaki ma to wpływ na „cyfry”? Może to mało skromne co powiem, ale w tym aspekcie naprawdę mamy

się czym chwalić. Konsekwentnie rok do roku zwiększamy przychody i zyski, i jest to wzrost 40-50%. Kiedy wszyscy nasi konkurenci narzekają na spadek zamówień i sprzedaży, niskie ceny i marże, my po prostu konsekwentnie robimy swoje. Rok 2017 jest tego potwierdzeniem. Przekroczyliśmy liczbę 1000 sztuk sprzedaży automatyki zabezpieczeniowej e²TANGO, co stawia nas prawdopodobnie na pierwszym miejscu wśród polskich firm w tym segmencie. Jeśli chodzi o aparaturę pierwotną, 300 sztuk wyłączników e²BRAVO i ponad 400 pól rozdzielnic e²ALPHA to dla nas również powód do dumy. Zgodnie z założeniami, głównym celem jest uzyskanie pozycji lidera w segmencie automatyki zabezpieczeniowej. Nie dążymy do tego, żeby produkcją rozdzielnic dorównać liderom naszego rynku, raczej wolimy być ich partnerem jako dostawca technologii obwodów wtórnych do ich rozwiązań. I tutaj także mamy swoje sukcesy. Globalne koncerny, które do tej pory były partnerem w zakresie dostaw zabezpieczeń dla krajowych producentów rozdzielnic, zaczynają doceniać naszą pozycję.

Nie mogę nie zapytać o przyszłość? Przede wszystkim, naszym potencjałem jest zespół, dlatego stale inwestujemy w grono specjalistów Elektrometal Energetyka SA. Współpracujemy z szeregiem uczelni w Polsce, prowadzimy program płatnych staży i praktyk, pozyskując z rynku młodych i pełnych zapału

inżynierów, którzy mogą „dorastać” zawodowo pod okiem doświadczonych fachowców. Wierzymy, że to najlepsza droga do rozwoju firmy i naszych usług. Stawiając sobie za cel konsekwentne budowanie silnego i profesjonalnego zespołu, możemy ze spokojem planować chociażby działania sprzedażowe. Rynek jest nieprzewidywalny, wspomnę więc o kilku najbliższych latach, chociaż w tych czasach to bardzo odległy horyzont. Teraz, gdy „dorośliśmy” do pewnych wyzwań, na pewno łatwiej jest kreślić plany. Konsekwentnie zamierzamy rozszerzać współpracę z klientami z całej Polski, bazując na zdobytych referencjach z realizacji dostaw produktów i usług. Planujemy utrzymać dotychczasowy kilkudziesięcioprocentowy wzrost rok do roku. Na pewno pomoże nam w tym znaczący rozwój produktowy. Na najbliższe lata planujemy kolejne wdrożenia zarówno w dziedzinie automatyki zabezpieczeniowej, jak i aparatury łączeniowej, a także rozdzielnic SN. Długofalowo pozycja lidera w zakresie automatyki zabezpieczeniowej to cel numer jeden. Zrealizowanie kolejnych znaczących zamówień w tym roku, na pewno będzie kolejnym krokiem w tym kierunku. Jeśli chodzi o rozdzielnice SN i wyłączniki SN, są one już rozpoznawalne na rynku, więc tutaj selektywnie będziemy starali się pozyskiwać kolejne zamówienia. I jak na innowacyjnego fachowca przystało – zrobimy to ze spokojem i cierpliwością, czyli w oparciu o doświadczenie, ale również z nadzieją i zapałem charakterystycznym dla nowatorskiego, świeżego spojrzenia. n

Zdj. 3 Rozdzielnica jednosystemowa e2ALPHA dla Przedsiębiorstwa Eksploatacji Rurociągów Naftowych S.A.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

WYDARZENIA I INNOWACJE

Firma Hitachi Koki ogłasza zmianę nazwy marki na „HiKOKI”

itachi Koki Co., Ltd. Światowy lider w produkcji elektronarzędzi oraz urządzeń wykorzystywanych w nauce, oświadczył, że spółka zmienia nazwę na Koki Holdings Co., Ltd. i dokonuje ze skutkiem na 1 czerwca 2018 roku całkowitej zmiany linii elektronarzędzi występującej do tej pory pod nazwą HITACHI oraz Hitachi Koki na HiKOKI (wymawiane „hai-koh-key”), która zostanie wprowadzona do sprzedaży 1 października 2018 roku. Zmiana firmy spółki wpisuje się w ambitną strategię międzynarodowego wzrostu, której celem jest zapewnienie trwałego rozwoju w blisko 100 krajach na świecie. Od 70 lat firma Hitachi Koki jest światowym dostawcą zaawansowanych technologii, znaną przede wszystkim z niezawodnych oraz innowacyjnych produktów, co przyczyniło się do utworzenia nowej współpracy partnerskiej z KKR (Kohlberg Kravis Roberts) - jednym z największych funduszy prywatnego kapitału na świecie. Dzięki nowemu partnerstwu Holding Hitachi Koki usprawni swoje działania, a także przyspieszy wzrost organiczny i umocni pozycję rynkową dzięki późniejszym inwestycjom na rynku globalnym jako światowy lider w produkcji. Jednoczesne działania mające na celu zmianę nazwy prowadzone są wraz z powołaniem spółki zależnej o nazwie Koki Holdings Europe GmbH, z siedzibą w Niemczech na przedmieściach Dusseldorfu, której zadaniem jest wdrożenie strategii na rynku Europejskim. Spółka zależna rozpocznie swoją działalność w listopadzie 2017 roku i będą wspomagać działania spółek córek na terenie Europy, których celem jest zbliżenie się do naszych klientów i ułatwienie szybszej reakcji na ich potrzeby.

Prezes Hitachi Koki Osami Maehara powiedział: „Przez 70 lat dostarczaliśmy nagradzane przez swoją innowacyjność i niezawodność produkty w końcu nadszedł czas, aby skoncentrować się na rozwoju prawdziwej globalnej spółki pozostającej w zgodzie z japońską tradycją. Ponadto zaangażowaliśmy się w pełni w przyspieszenie rozwoju jednocześnie z nowym dynamicznym partnerem

KKR podążającym naszym celem, który stanie się globalnym liderem w produkcji elektronarzędzi oraz urządzeń wykorzystywanych w nauce. Przyjęliśmy ekspansywną strategię sprzedaży na poziomie 2,7 biliona dolarów do roku obrotowego 2020. Wierzymy, że możemy przenieść naszą działalność na wyższy poziom rozwoju dzięki wsparciu wszystkich naszych pracowników i partnerów na całym świe-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

cie. Zmiana naszej marki jest pierwszym krokiem, aby osiągnąć zamierzony cel. Liczymy, że w niedalekiej przyszłości zbudujemy naszą markę, która zdecydowanie przekroczy oczekiwania wymagających klientów na całym świecie.” Marka HiKOKI została stworzona w oparciu o trzy podstawowe zasady, którymi kieruje się spółka, takie jak innowacyjność technologiczna zwiększająca wydajność, niezawodność urządzeń produkowanych przez 70 lat działalności spółki oraz nowy potencjał rozwoju na rynku, dzięki współpracy partnerskiej z KKR. Dla ułatwienia wymowy nowej nazwy marki mała litera “i” jest pierwszą sylabą, która zawiera dorozumiany numer 1, który ma wyrażać zobowiązanie dla klientów bycia “Nr 1” wśród produktów dostępnych na rynku z jednoczesnym zachowaniem pozycji globalnego lidera “Nr 1”. Nowa nazwa korporacji Koki Holdings Co. Ltd. została stworzona w oparciu o zasadę ciągłości z obecną nazwą, która jednocześnie odzwierciedla wiele marek występujących na całym świecie mających na celu przyspieszenie naszych inwestycji w rozwój globalnego rynku. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

FDIR - system odbudowy zasilania w sieciach dystrybucyjnych SN Wprowadzenie przez Urząd Regulacji Energetyki nowego modelu regulacji działania - regulacji jakościowej - niesie za sobą konieczność realizacji ściśle sprecyzowanych celów. Jednym z nich - prócz wzrostu efektywności, poprawy jakości obsługi klienta, czy racjonalizacji zużycia energii elektrycznej - jest zapewnienie ciągłości i niezawodności dostaw energii elektrycznej przekładające się na poprawę i uzyskanie najwyższych z możliwych parametrów jakościowych pracy sieci dystrybucyjnej.

I. System odbudowy zasilania SN W realizację poprawy parametrów pracy sieci SN idealnie wpisuje się system odbudowy zasilania FDIR (Fault Detection Isolation and Restoration) stanowiący jeden z elementów kompleksowego systemu automatyzacji pracy sieci i obsługi awarii realizowanego przez Apator Elkomtech. Główną cechą systemu FDIR jest przede wszystkim znaczące skrócenie czasu trwania, a także ograniczenie obszaru występowania przerw w dostawie energii elektrycznej. Dzięki ograniczeniu do minimum obszarów trwale pozbawionych zasilania w automatyczny i skuteczny sposób poprawiane są współczynniki niezawodnościowe sieci SAIDI i SAIFI. Algorytm automatyki FDIR automatycznie lokalizuje i izoluje uszkodzony odcinek linii SN otwierając w stanie beznapięciowym odpowiednie łączniki znajdujące się w głębi sieci (np. rozłączniki, odłączniki), po czym automatycznie przywraca zasilanie nieuszkodzonych fragmentów sieci przez zamknięcie łączników w punktach podziału.

Najważniejsze cechy systemu odbudowy zasilania Apator Elkomtech: A. Elastyczność wdrożenia Architektura modułu pozwala na realizację systemu odbudowy zasilania dla różnych obszarów sieci dystrybucyjnej średniego napięcia pod względem: yy Rodzaju sieci (napowietrzna, kablowa, mieszana) yy Geograficznego obszaru obejmowania - od jednej do kilkudziesięciu linii yy Ilościowego - od kilku stacji do kilkudziesięciu stacji yy Sposobu uziemienia punktu neutralnego sieci (uziemiona, skompensowana, izolowana) System odbudowy zasilania SN Apator Elkomtech może uwzględniać wszelkie zainstalowane już w sieci urządzenia m.in. wskaźniki zwarć, łączniki zdalnie sterowane, wskaźniki obecności napięcia itd. dzięki czemu jego wdrożenie jest prawdopodobnie najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem na rynku. B. Uniezależnienie od producentów urządzeń

Z uwagi na fakt, że rozwiązanie oparte jest na systemie informatycznym, a nie na rozwiązaniu sprzętowym jak u niektórych dostawców, jest ono niezależne od wyboru producenta urządzeń automatyki zastosowanych na sieci. Pozwala to w przyszłości na uniknięcie uzależnienia się klienta od jednego producenta urządzeń. C. Bezpieczeństwo wdrożenia Moduł automatyki FDIR stanowi integralną część systemu dyspozytorskiego WindEx - dzięki czemu wdrożenie nie wymaga niebezpiecznej, a w wielu przypadkach również kosztownej integracji z systemem SCADA. Takie podejście gwarantuje szybkie i pewne wdrożenie automatyki FDIR na dowolnym wytypowanym obszarze sieci SN. D. Przejrzystość i łatwość obsługi + pełna kontrola pracy Działanie modułu automatyki FDIR w systemie dyspozytorskim pozwala na pełną i szybką ocenę (diagnostykę) stanu pracy algorytmu. Działaniu algorytmu towarzyszy pełny zapis zdarzeń w dzienniku dyspozytorskim

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE (z odpowiednim oznaczeniem - dla rozróżnienia zdarzeń wynikających z działania FDIR).

III. Kluczowe elementy wpływające na efektywność pracy systemu automatyki FDIR

E. Bezpieczeństwo pracy

A. Łączność

Algorytm działania FDIR wykorzystuje wszelkie dostępne i ważne sygnały, mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo pracy ludzi (np. prace brygad w sieci, założenie uziemników, zmostkowania itd.), a także bezpieczeństwo pracy sieci (np. sygnały niskiego ciśnienia gazu SF6, rozładowania akumulatorów, braku łączności z obiektami, blokady stanów łączników w systemie itd.). Dodatkowo system dyspozytorski nadzoruje realizację każdego z kolejnych przełączeń w sieci zapewniając bezpieczeństwo i jednoznaczność sterowań, możliwość ciągłego nadzoru oraz weryfikacji, a także ingerencji w pracę algorytmu.

Jest to jeden z najistotniejszych czynników, które mają wpływ na poprawną pracę automatyki. Pewność dostarczenia informacji jest kluczowa dla bezawaryjnej pracy układu. W przypadku zbyt długiego transportowania informacji o przepływie prądu zwarciowego, albo wręcz jej braku można doprowadzić do błędnej oceny stanu sieci. W konsekwencji automatyka się zablokuje albo w najlepszym razie nie wykona pełnego cyklu działania. Należy pamiętać o tym, że automatyka może być pobudzana również w czasie awarii masowych. Zatem jest szczególnie istotnym, by kanały telemechaniki, którymi jest przekazywana informacja o stanie sieci były drożne w tym

czasie. Takie kryterium wydaje się być spełnione dla prywatnej łączności radiowej (np. TETRA, NETMAN itp.), czy też łączności z wykorzystaniem sieci Ethernet. (Rys.2) Łączność GSM jest bardziej podatna na efekty przepełnienia, gdyż w czasie awarii zwiększa się liczba jednocześnie prowadzonych rozmów na danym obszarze, co powoduje trudności w przesłaniu innych rodzajów danych. B. Telemechanika stacji wnętrzowych i punktów rozłącznikowych SN Kolejny z najistotniejszych czynników, które mają wpływ na efektywność pracy automatyki FDIR - i jeden z elementów najbardziej wpływających na realizację założeń regulacji jakościowej. Największe zmniejszenie współczynników niezawodności sieci SAIDI oraz SAIFI jest możliwe do osiągnięcia poprzez wydzielenie możliwie jak najmniejsze-

F. Pełna integracja z systemem nadzoru WindEx Moduł automatyki FDIR jest w pełni zintegrowany z systemem dyspozytorskim WindEx. Dzięki takiemu podejściu uzyskuje się maksymalną szybkość działania, wykorzystanie standardowego interfejsu użytkownika, skalowalność rozwiązania oraz pełną archiwizację podjętych działań, analogicznie jak w systemie WindEx.

II. Wdrożenia automatyki FDIR Apator Elkomtech we współpracy z krajowymi OSD może pochwalić się kilkoma wdrożeniami tego typu algorytmu w systemie dyspozytorskim na szerokim obszarze sieci dystrybucyjnej. Zrealizowane projekty stanowią jeden z kroków realizacji celów regulacji jakościowej. Przykład (patrz Załącznik 1, Rys.1). Obszar wdrożenia automatyki, wybrany przez zamawiającego, obejmuje 2 linie napowietrzno-kablowe średniego napięcia (zasilane z 2 niezależnych punktów zasilania GPZ) zawierające łącznie 15 jedno- lub wielo- rozłącznikowych stacji SN oraz kilkanaście stacji wyposażonych jedynie we wskaźniki przepływu prądu zwarciowego - przygotowanych do dalszej rozbudowy systemu. Do komunikacji sterowników w głębi sieci z systemem dyspozytorskim wykorzystywana jest łączność radiowa w technologii GSM/3G.

Rys. 1. Przykład - Obszar wdrożenia automatyki FDIR

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE go obszaru zwarcia, przywracając zasilanie na pozostałych odcinkach sieci. Aby to uzyskać, konieczne jest nasycenie sieci stelemechanizowanymi łącznikami SN zintegrowanymi ze wskaźnikami przepływu prądu zwarcia. O ile instalacja wskaźników zwarć bez łączników zdalnie sterowanych (np. na liniach napowietrznych) może w pewnym stopniu wpłynąć na obniżenie współczynnika SAIDI (szybsze i łatwiejsze odnalezienie miejsca zwarcia przez brygadę pogotowia energetycznego), o tyle ma niewielki wpływ na obniżenie współczynnika SAIFI (brak możliwości rekonfiguracji sieci <3min). Tylko zastosowanie zestawu: łącznik zdalnie sterowany + wskaźnik zwarcia jest w stanie najbardziej efektywnie wpłynąć na obniżenie obu współczynników niezawodnościowych sieci. C. Wskaźnik zwarcia Niezbędnym elementem poprawnego działania automatyki FDIR jest otrzymanie z głębi sieci pewnej i spójnej informacji o przepłynięciu prądu zwarciowego. W tym celu konieczny jest odpowiedni dobór wskaźników zwarć do typu sieci oraz ich poprawna nastawa. Należy mieć świadomość, że nastawy wskaźników zwarć są obliczane dla układu normalnego pracy sieci - zatem każda zmiana układu (czy to spowodowana działaniem automatyki, czy operacją dyspozytora) wiąże się z konieczną weryfikacją nastaw wskaźników zwarć i w razie konieczności ich zmianą w urządzeniu. Cechy wskaźników zwarć wpływające na efektywność pracy oraz łatwość wdrożenia i eksploatacji automatyki FDIR: yy Pomiar wartości elektrycznych U oraz I - oraz ich przesyłanie do systemu

SCADA (niezbędne dla realizacji dynamicznej automatyki FDIR) yy Wielokryterialność - kryteria wskaźnika zwarć odpowiednio dopasowane do sposobu pracy sieci SN (izolowana, uziemiona przez rezystor, skompensowana) - kryteria nadprądowe, ziemnozwarciowe, admitancyjne, ziemnozwarciowe kierunkowe itd. yy Możliwość zdalnej zmiany nastaw kryteriów wskaźnika zwarć (z dokładnością do 1-go parametru) yy Funkcja rejestratora zakłóceń - dla analizy poprawności nastaw i działania wskaźnika yy Możliwość wykonania zdalnego testu zadziałania + zdalne kasowanie zadziałania wskaźnika Z tego też względu Apator Elkomtech stworzył nową gamę sterowników Ex-microBEL - realizujących funkcje sterowników telemechaniki i wskaźników przepływu prądu zwarciowego - idealnie dostosowaną do współpracy z automatyką FDIR.

(Fault Detection and Isolation) pozostawiając niezasilone zdrowe odcinki danej linii/sieci.

D. Punkty podziału sieci - zasilanie awaryjne

Moduł automatyki FDIR w systemie dyspozytorskim WindEx opracowany przez Apator Elkomtech w pełni wpisuje się w możliwość realizacji przez OSD elementów regulacji jakościowej. Wdrożenia i testy wykonane u kilku OSD potwierdzają zasadność stosowania automatyki FDIR w liniach średniego napięcia (napowietrznych, kablowych, mieszanych). Przejrzystość działania systemu odbudowy zasilania połączona z zapewnieniem niezbędnego bezpieczeństwa pracy ludzi i sieci energetycznej daje możliwość pewnej, autonomicznej pracy, dzięki której w znaczącym stopniu zostają poprawione współczynniki jakościowe SAIDI i SAIFI. Istnieje jednak wiele elementów znacząco wpływających na efektywność oraz poprawność pracy modułu automatyki FDIR: yy Pewna, niezakłócona i szybka łączność yy Stopień stelemechanizowania stacji wnętrzowych punktów rozłącznikowych SN yy Wskaźniki zwarć, ich odpowiedni dobór i nastawy yy Wielowariantowość przywrócenia zasilania poprzez punkty podziału sieci yy Odpowiedni dobór aparatów w sieci

Dla efektywnej i pełnej (Fault Detection, Isolation and Restoration) pracy systemu odbudowy zasilania ważna jest możliwość zasilenia odizolowanych od zwarcia odcinków sieci poprzez punkty podziału sieci. Im więcej jest punktów zasilania awaryjnego, tym bardziej efektywnie (np. pod względem możliwości przejęcia obciążenia) algorytm automatyki FDIR może przywrócić zasilanie na zdrowych odcinkach sieci. W przypadku, gdy punktów podziału sieci jest mało bądź wcale (linia promieniowa) system może realizować jedynie funkcje detekcji i izolacji miejsca zwarcia

Rys. 2. Ideowy schemat powiązań urządzeń w automatyce FDIR

E. Typy łączników Z punktu widzenia działania automatyki nie ma znaczenia typ/rodzaj stosowanego łącznika. Krytyczny jest czas dostarczenia informacji o zmianie stanu po wysłaniu polecenia sterowniczego. Istnieje możliwość dostosowania tego czasu indywidualnie dla każdego rodzaju łącznika (np. odłącznik, rozłącznik, reklozer). Natomiast z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy sieci i aparatury elektroenergetycznej ogromny wpływ ma zastosowanie reklozerów w jednym ciągu liniowym SN. Zwiększanie ilości tych aparatów - przy jednoczesnym zachowaniu selektywności działania - znacząco wpływa na wydłużenie czasu zadziałania zabezpieczeń w GPZ.

IV. Podsumowanie

System jest tak doskonały - jak jego najsłabsze ogniwo. Krzysztof Kalusiński Apator Elkomtech S.A. krzysztof.kalusinski@apator.com n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zmiana sterowania na inteligentny system okablowania zmniejsza przestoje w zakładzie produkcji tworzyw sztucznych Modernizacja zapewnia indywidualny pomiar mocy silnika napędowego i wizualizację w czasie rzeczywistym dla operatora w celu zredukowania przestojów linii produkcyjnych.

ASF Polyurethanes GmbH z siedzibą w Lemförde koło Osnabrück w Niemczech zatrudnia w swoich zakładach ponad 1500 pracowników i generuje sprzedaż przekraczającą dwa miliardy euro. System przenośników beczek jest kluczowym elementem instalacji. Transportuje on 200-litrowe beczki z gotowymi produktami i surowcami z dwóch hal produkcyjnych do magazynu składowania lub odwrotnie. W całym zakładzie nie gromadzi się zapasów materiałów na poszczególnych stanowiskach przerobowych. W przypadku, gdy system transportowy zatrzymuje się z powodu zakleszczonej beczki lub nieprawidłowego działania, może dojść do komplikacji przy produkcji. Firma BASF zdała sobie sprawę, że 25-letni system sterowania transportem był przestarzały i trzeba go było poddać modernizacji w celu spełnienia nowoczesnych wymogów produkcyjnych.

tyki jak i udoskonaleniu technologii bezpieczeństwa. Kolejnym założeniem było to, że podczas modernizacji 50 silników trójfazowych napędzających system transportu beczek musiało pozostać w operacji.

Rozwiązanie

System był kontrolowany przez trzy stare sterowniki programowalne PLC , które nie mogły być już wspierane, gdyż części zapasowe nie były już produkowane. W zakładach BASF poziom bezpieczeństwa nie był najnowocześniejszy, nie dysponowano także wizualizacją instalacji. Nie można było podjąć żadnej manualnej naprawy zanim nastąpi awaria. Podjęto decyzję o usprawnieniu zarówno układów automa-

Centralny sterownik PLC został wykorzystany do autonomicznego sterowania systemem transportu beczek. Uprościło to architekturę automatyki i konsolidację w jednej szafie sterowniczej, co uwydatniło cenną przestrzeń produkcyjną. W krytycznych punktach systemu zainstalowano panele operatorskie ułatwiające wizualizację. Operatorzy mogli zidentyfikować beczki, które nie zostały usunięte z mechanizmu transportowego w czasie rzeczywistym i łatwo zobaczyć, gdzie nastąpiło zatłoczenie. Panele te są również w stanie dostarczyć informacji dotyczących konserwacji prewencyjnej, ponieważ system wyświetla typ występującego błędu. Na przykład zdolność odróżnienia, czy błąd w czasie pracy spowodowany jest przez wyzwolenie wyłącznika nadmiarowoprądowego, czy spowodowany zbyt częstymi rozruchami zapewnia cenne informacje zespołom obsługi technicznej. Teraz można już wykonać aktywne działania, aby przetestować napędy lub przeprowadzić inspekcję mechaniczną. Aby umożliwić wykrywanie błędów, zespół BASF zwrócił

W ramach projektu udoskonalono automatykę systemu transportu beczek wraz jego 50-cioma napędami w firmie BASF.

Dzięki zastosowaniu różnych paneli operatorskich rozproszonych w systemie, do których urządzenia SmartWire-DT przesyłają informacje, pracownicy mogą zobaczyć kiedy i dlaczego wystąpiły usterki lub przestoje.

Oryginalny system kontroli zakładów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE uwagę na pomiar prądu pobieranego przez silniki napędowe. „To był główny powód, dla którego chcieliśmy zastosować w szafie sterowniczej inteligentny system okablowania SmartWire-DT firmy Eaton", wyjaśnia Thomas Büch, członek zespołu technicznego i inżynierii w zakładzie w Lemförde. Rozdzielnica i napędy nie są połączone pojedynczym przewodem punkt-punkt z panelem sterowania; zamiast tego SmartWire-DT korzysta z 8-biegunowego płaskiego kabla. Jeden kabel zasila wszystkie urządzenia, jednocześnie zapewniając komunikację. "Przez użycie narzędzi systemowych i podzespołów, błędy połączeń są praktycznie wyeliminowane", wyjaśnia Thomas Gern, szef działu technologii systemów przemysłowych w firmie Elektro-Anlagen-Technik EAT GmbH. Dostawca usług elektrotechnicznych z siedzibą w Wallenhorst w Niemczech, zbudował szafy sterownicze dla zakładu BASF. „Rutynowe testy szafy sterowniczej można zatem realizować w bardzo krótkim czasie. Po krótkim wprowadzeniu do systemu, nasi monterzy szaf sterowniczych byli w stanie zakończyć okablowanie w czasie o połowie krótszym w porównaniu z konwencjonalnym oprzewodowaniem typu punkt-punkt.”

Wydłużenie czasu pracy i zwiększenie bezpieczeństwa

Zastosowanie elektronicznych wyłączników silnikowych Eaton PKE umożliwiło rozszerzone monitorowanie napędu. Komunikaty diagnostyczne, status i informacje o przeciążeniu pokazują aktualny przepływ prądu i stan urządzenia wyzwalającego. Informacje te są wyświetlane i analizowane za pośrednictwem systemu SmartWire-DT bez konieczności zastosowania dodatkowych elementów. Praca PKE jako przekaźnik zabezpieczający silnik, a nie jako wyłącznik, sprawia że w przypadku zakleszczonej beczki w systemie transportowym przekaźnik będzie otwarty aż do usunięcia przeszkody. Panel sterowania może być następnie użyty do ponownego włączenia silnika, bez oczekiwania na interwencję elektryka. Takie działanie nie tylko zmniejsza przestoje, ale pozwala na montaż urządzeń PKE w trudno dostępnych miejscach. W przeszłości, jeśli został uruchomiony przycisk awaryjny, cały system transportowy ulegał zatrzymaniu. Restart był możliwy tylko z centralnej lokalizacji. Teraz poszczególne strefy bezpieczeństwa zostały utworzone za pomocą modułów zasilających SmartWire-DT. W przypadku zatrzymania awaryjnego wyłączany jest tylko odpowiedni moduł zasilający i stycznik redundantnej grupy na wyższym poziomie konkretnej strefy. Autoryzacja ponownego uruchomienia jest dostępna na panelu sterowania operatora.

Dzięki SmartWire-DT wszystkie zabezpieczenia silnikowe stają się inteligentnymi elementami obsługującymi komunikację; Claus Buhrmester, BASF: „Możemy rozróżnić, czy jest to błąd podczas pracy występujący z powodu nadmiaru prądu czy też zbyt częstego włączania i wyłączania.”

Za pośrednictwem modułów gateway SmartWire-DT może być połączony z wszystkimi standardowymi systemami magistrali, np. z Profinet jak to ma miejsce w firmie BASF

Podsumowanie

Wykorzystując technologię Eaton firma BASF zmniejsza przestoje w ich systemie transportującym beczki. Rozwiązanie SmartWire-DT uprościło modernizację całego systemu, a zastosowanie indywidualnego pomiaru prądu silnika lokalizację i naprawę usterek. Wdrożenie przekaźników zabezpieczających silnik w miejsce wyłączników pozwala na usunięcie stanu przeciążenia z resetowaniem za pośrednictwem panelu sterowania. Eliminuje to zakres prac utrzymania ruchu, a zatem produkcja może zostać znacznie szybciej wznowiona. Umożliwiło to również zniwelowanie potrzeby wzywania elektryków w nocy czy w weekendy.

www.eaton.eu n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

Thomas Büch, BASF: „Gdybyśmy zastosowali standardową technologię pomiaru prądu, rozwiązanie byłoby znacznie droższe.”

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Doświadczenia z automatyczną izolacją zwarć w sieciach SN przy zastosowaniu systemu restytucyjnego Self Healing Grid Słowa kluczowe: obniżanie współczynników SAIDI/SAIFI, system restytucyjny SN

Streszczenie

W artykule opisano doświadczenia z realizacji i eksploatacji innowacyjnego systemu restytucyjnego Self Healing Grid wdrożonego w kilku miejscach w Polsce, który umożliwia obniżenie wskaźników SAIDI/SAIFI.

1. Wstęp

Schneider Electric Polska aktywnie włączył się w problematykę obniżania współczynników SAIDI/SAIFI przez Zakłady Elektroenergetyczne w Polsce. Od kilku lat współczynniki te są wliczane do wskaźników jakościowych dostarczanej przez Zakłady energii elektrycznej do klientów. W swojej ofercie Schneider Electric posiada wiele urządzeń umożliwiających obniżanie tych wskaźników, takie jak wskaźniki przepływu prądów zwarciowych, sterowniki telemechaniki z automatyką sekcjonującą oraz innowacyjny system przywracania zasilania po awarii (restytucji) – Self Healing Grid. System ten jest systemem rozproszonym i pracuje bez udziału systemu nadrzędnego SCADA, dzięki czemu czasy restytucji zasilania po zwarciu są bardzo krótkie w porównaniu do wymaganych przez URE 180 sekund (po tym czasie naliczane są wskaźniki SAIDI/SAIFI).

2. Realizacje SHG w Polsce

W ciągu poprzednich kilku lat firma Schneider Electric zrealizowała kilka projektów automatyzacji sieci dystrybucyjnej średniego napięcia w oparciu o swoją technologię Self Healing Grid. Chronologicznie wyglądało to następująco: 2015 rok TAURON Dystrybucja O/Wrocław 1 pętla SHG obejmująca 15 stacji SN/nN 1 pętla SHG obejmująca 7 stacji SN/nN 2016 rok PGE Dystrybucja O/Białystok 1 pętla w RE Ełk obejmująca 21 stacji SN/nN 1 pętla w RE Łomża obejmująca 27 stacji SN/nN TAURON Dystrybucja O/Wrocław 1 pętla SHG Pilczyce obejmująca 57 stacji SN/nN 2017 rok TAURON Dystrybucja O/Wrocław 1 pętla SHG Walecznych obejmująca 33 stacje SN/nN 1 pętla SHG Wieczystych obejmująca 25 stacji SN/nN Wszystkie pętle SHG wdrożone do pracy na terenie Wrocławia objęły swoim zasięgiem ok. 32 tysiące odbiorców,

co stanowi ok. 10% wszystkich odbiorców we Wrocławiu. We Wrocławiu mieliśmy do czynienia z siecią SN uziemioną przez rezystor, natomiast w RE Ełk i RE Łomża występuje sieć kompensowana, gdzie identyfikacja prądów zwarciowych jest trudniejsza. Dla tej sieci zastosowaliśmy nasze zewnętrzne kierunkowe wskaźniki zwarć typu FLAIR 200C, które sprawdziły się podczas testów, jak również przy rzeczywistych zwarciach. Na poniższych rysunkach przedstawiono schematy zrealizowanych systemów automatyk restytucyjnych.

3. Doświadczenia z realizacji projektów

W trakcie realizacji powyższych tematów spotkaliśmy się z wieloma sytuacjami, które nie zostały uwzględnione w trakcie projektowania. Poniżej przedstawiono kilka z nich.

3.1. Prawidłowy montaż czujników prądowych

Niby jest to sprawa prosta dla każdego elektromontera, założenie na kabel czujnika prądowego z rozpinanym rdzeniem. Ze względu na poprawność działania systemu automatyzacji ma to kluczowe znaczenie – poprawna identyfikacja prądu zwarciowego. Aby wskaźnik zwarcia mógł to wykonać prawidłowo, jego czujniki prądowe muszą być podłączone poprawnie. Podczas realizacji tych kilku tematów mieliśmy z tym różne doświadczenia, zwłaszcza jeżeli prace te wyko-

Rys.1. Obszary Wrocławia objęte działaniem pętli SHG.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys.2. Schemat I pętli SHG dla TAURON Wrocław Rys.6. TAURON Wrocław - schemat pętli SHG zasilanej z GPZ Walecznych

Rys.3. Schemat II pętli SHG dla TAURON Wrocław

Rys.7. TAURON Wrocław - schemat pętli SHG zasilanej z GPZ Wieczysta

Rys.4. Schemat pętli SHG dla RE Ełk

Rys.8. TAURON Wrocław - schemat pętli SHG zasilanej z GPZ Pilczyce

Rys.5. Schemat pętli SHG dla RE Łomża

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

nywały firmy zewnętrzne, które „wiedziały lepiej” jak to się montuje. Najczęstszy problem jaki występował, to co zrobić z żyłami powrotnymi, zwanymi „warkoczami”. Zgodnie z instrukcją do wskaźników zwarć, żyły powrotne powinny być przeplecione przez czujniki prądowe, a następnie uziemione. Na zdjęciach zostały pokazane sytuacje, gdzie to nie zostało

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE dopilnowane, a wynikiem takiego połączenia był widoczny w systemie prąd Io równy prądowi fazowemu. Oczywiście wskaźnik zwarcia przy takim połączeniu nie może pracować poprawnie. Po zaistnieniu takiej sytuacji, przeszkoliliśmy w tym zakresie podwykonawców i ich monterów, dzięki czemu nie mieliśmy więcej problemów tego typu.

3.2. Komunikacja

Podstawą działania systemu SHG (jak i innych systemów typu FDIR) jest komunikacja. W naszym wypadku komunikacja ta odbywa się poprzez modemy GPRS/2G/3G. Ponieważ większość stacji SN/Nn, które były modernizowane pod wymogi automatyzacji sieci, umieszczona była w obszarach miejskich, montowaliśmy standardowe anteny GPRS wewnątrz stacji. Miało to ten plus, że antena nie była narażona na działania osób trzecich. Jednak podczas testów i prób funkcjonalnych zauważyliśmy, że umieszczenie anten wewnątrz stacji osłabia sygnał i powoduje chwilowe zaniki komunikacji. Po tych doświadczeniach zaczęliśmy umieszczać anteny o większej dobroci i mocy sygnały na zewnątrz budynku, jednak w takim miejscu, żeby „pasjonaci cudzej własności” nie mogli ich zniszczyć.

Rys.9. Przykład błędnego montażu czujników prądowych

3.3. Zabudowa sterowników na GPZ/RPZ

Kolejnym miejscem do wykazania się inwencją twórczą były pola SN w GPZ/RPZ, gdzie musieliśmy zamontować nasze sterowniki, które inicjują działanie całego systemu. W zależności od stacji spotykaliśmy się z różnymi sytuacjami – pola były wyposażone w zabezpieczenia analogowe, które nie mogły współpracować z systemem cyfrowym (wymiana zabezpieczeń), w polach nie było możliwości zamontowania sterownika, zabudowane sterowniki nie powinny odbiegać wyglądem od istniejących szaf zabezpieczeniowych. Każdy GPZ/RPZ miał swoje własne wymagania, które musieliśmy spełnić. W RE Ełk i RE Łomża musieliśmy wymienić zabezpieczenia i zmodernizować pole SN (jak na zdjęciu). W GPZ Walecznych sterowniki montowaliśmy w pomieszczeniu po byłej nastawni, na istniejących panelach. Natomiast w GPZ Pilczyce dostosowaliśmy montaż sterowników do istniejących na stacji szaf zabezpieczeń, tak by całość wyglądała estetycznie i była funkcjonalna.

4. Doświadczenia z eksploatacji

Projekty wykonane dla PGE Dystrybucja Oddział Białystok (SHG Ełk i SHG Łomża) zakończyły się testami funkcjonalnymi całego systemu. Testy te nie polegały tylko na symulacji zwarcia na zabezpieczeniach zamontowanych w polach RPZ, ale również na rzeczywistym doziemieniu. Wyniki tych testów zostały przedstawione w poniższej tabeli.

Rys.10. Po lewej standardowa antena GPRS, po prawej antena zewnętrzna o zwiększonej dobroci i mocy

Oprócz tych testów w ciągu ponad rocznej eksploatacji nastąpiły dwa zwarcia mające czynnik naturalny: yy 27 grudnia 2016 roku w Łomży nastąpiło zwarcie w sieci objętej automatyką SHG. Dzięki działaniu automatyki restytucyjnej przywrócono zasilanie dla 1373 odbiorców w ciągu 22 sekund. yy 13 sierpnia 2017 roku w Ełku nastąpiło zwarcie w sieci objętej automatyką SHG. Czas restytucji wyniósł 10 sekund, a po tym czasie przywrócono zasilanie do 2396 odbiorców. Natomiast przy realizacji automatyzacji sieci dla miasta Wrocław (Tauron Dystrybucja) nie było możliwości przeprowadzenia testów funkcjonalnych, musieliśmy czekać na naturalne zdarzenia, dzięki którym działanie automatyki sieci dystrybucyjnej zostanie potwierdzone.

Test

Czas restytucji SHG

Wymagany czas przez URE

Symulacja zwarcia w polu nr 14 w RPZ Ełk 2

3 min

Symulacja zwarcia w polu nr 23 w RPZ Ełk 2

13 s

3 min

Symulacja zwarcia w polu nr 2 RPZ Łomża 2

11 s

3 min

Symulacja zwarcia w polu nr 28 RPZ Łomża 2

13 s

3 min

Symulacja zwarcia w polu nr 12 RPZ Jantar

3 min

Rzeczywiste doziemienie jednej fazy w linii zasilanej z pola nr 28 RPZ Łomża 2

22 s

3 min

Tab. 1. Wyniki testów pętli SHG w Ełku i w Łomży

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys.11. Widok pola w RPZ przed (z lewej) i po modernizacji (z prawej)

Rys.13. Zabudowa w szafie sterowników T200I w GPZ Pilczyce

5. Podsumowanie

Rys.12. Zabudowa sterowników T200I w GPZ Walecznych

Poniżej przedstawiono listę zdarzeń, które były w obszarze działania pętli SHG we Wrocławiu. yy 12 stycznia 2017 roku. Doszło do zwarcia jednofazowego w obszarze pętli SHG Pilczyce. Jednak ze względu na charakter zakłócenia (pojawiła się składowa stała po stronie wtórnej przekładników prądowych, co zakłóciło pracę zabezpieczeń) automatyka SHG nie została pobudzona do działania. yy 23 lipca 2017 roku nastąpiło zwarcie dwufazowe w obrębie SHG Pilczyce, zabezpieczenia zadziałały prawidłowo, automatyka SHG, ze względu na zjawisko hazardu czasowego, zadziałała częściowo poprawnie (błędne otwarcie jednego łącznika na stacji SN/nN w głębi sieci). Mimo tego automatyka przywróciła zasilanie do 15 z 22 stacji SN/nN (czyli 2515 odbiorcom) w ciągu 15 sekund. Pozostali odbiorcy uzyskali zasilanie po 35 minutach yy 21 sierpnia 2017 (godz. 6:54) nastąpiło zwarcie dwufazowe w obrębie działania pętli SHG Pilczyce. Zabezpieczenie zadziałało poprawnie, automatyka SHG również zadziałała poprawnie. W ciągu 9 sekund przywrócono zasilanie do 1520 odbiorców (czyli 10 z 13 stacji SN/nN). 44 minuty zajęło przywrócenie zasilania pozostałym odbiorcom. yy 21 sierpnia 2017 (godz. 23:52) ponownie w pętli SHG Pilczyce nastąpiło zwarcie, tym razem jednofazowe. Układy EAZ zadziałały poprawnie, automatyka SHG w ciągu 10 sekund przywróciła zasilanie do 2485 odbiorców (czyli 13 z 14 stacji SN/nN). Czas przywrócenia zasilania pozostałym odbiorcom wyniósł 37 minut.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

Firma Schneider Electric od kilku lat zajmuje się problematyką obniżania wskaźników SAIDI/SAIFI, jak również rozwiązaniami automatyzacji sieci dystrybucyjnej SN. Swoje rozwiązanie firma oparła o architekturę rozproszoną, dzięki czemu nie ma potrzeby angażowania systemów nadrzędnych. Struktura rozproszona ma też tą zaletę, że czasy izolacji zwarcia są stosunkowo krótkie, znacznie poniżej wymaganych 3 minut, co pokazują przykłady rzeczywistych zwarć opisane w artykule. Ponadto rozbudowa takiego systemu nie wymaga zmiany globalnej topologii, a włączany nowy sterownik prosto adoptuje się do układu SHG. Doświadczenia obiektowe wykazały, że zastosowanie zintegrowanych sterowników oraz gotowych elementów prefabrykowanych (kable i złącza) znacznie usprawniły i skróciły czasy realizacji projektów, co w obecnych czasach staje się bardzo kluczowe w odniesieniu do planowanych i nieplanowanych prac w infrastrukturze sieci zasilania. Zastosowane sterowniki posiadają pełną synoptykę pola oraz kontrolują na bieżąco moduły zasilania oraz inne urządzenia pomiarowo - komunikacyjne, co ułatwia prace ruchowe, diagnostykę oraz szybką identyfikację stanów awaryjnych na stacji. Zapraszamy wszystkich Operatorów sieci dystrybucyjnych do współpracy z naszą firmą i do wykorzystania naszych doświadczeń w dziedzinie automatyzacji sieci i izolacji zwarć.

6. Bibliografia

1. Jacek Floryn, Marek Zenger „Funkcjonowanie układu restytucyjnego Self Healing Grid wrocławskiej sieci dystrybucyjnej średniego napięcia”, XX Ogólnopolska Konferencja 2017 Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej SEP, s. 163 2. Materiały własne Schneider Electric Polska Sp. z o.o. Bogdan GRABARCZYK Schneider Electric Polska Sp. z o.o. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rozdzielnica średniego napięcia MILE - nowoczesny napęd magnetyczny wyłącznika. Zalety napędu magnetycznego w stosunku do tradycyjnych napędów zasobnikowo-sprężynowych Firma Eltar-Energy Sp z o.o. oferuje rozdzielnice typu MILE, w których w wykonaniu standardowym został zaaplikowany wyłącznik z napędem magnetycznym produkowany przez firmę Tavrida Electric. Rozdzielnica została skonstruowana i przebadana z wykorzystaniem tego właśnie napędu. Artykuł jest kompleksowym porównaniem cech stosowanych w tej rozdzielnicy wyłączników średniego napięcia z napędami magnetycznymi w porównaniu do wyłączników z tradycyjnymi napędami zasobnikowo-sprężynowymi. W rozdzielnicy MILE można bez problemu zastosować inne napędy i wyłączniki, lecz konfiguracja z napędem magnetycznym daje unikalne zalety, niespotykane w innych rozdzielnicach dostępnych na rynku.

Wstęp Konstrukcja napędu magnetycznego do wyłącznika SN ma co najmniej 20 lat. Prekursorem i liderem rynku jest firma Tavrida Electric. Produkuje ona ok 40 tys. szt. takich wyłączników rocznie. Jest to obecnie jeden z trzech największych producentów wyłączników SN na świecie, a w kategorii wyłączników z napędem magnetycznym zdecydowany lider. Firma posiada obecnie w eksploatacji ok. 500.000 szt. wyłączników SN z napędem magnetycznym. Prawie wszystkie firmy globalne produkujące wyłączniki SN posiadają w ofercie wyłączniki z takim napędem. W Ameryce Północnej i Australii w rozdzielnicach SN przewagę mają tego typu napędy. W Europie Wschodniej dominują napędy magnetyczne. W krajach EU - w Rumunii 70% sprzedawanych wyłączników ma napęd magnetyczny. W Polsce krajowi operatorzy zainstalowali już ponad 2500 szt. recloserów z napędem magnetycznym. Do-

świadczenia eksploatacyjne są bardzo pozytywne. Poza różnicami w napędzie oba typy wyłączników posiadają identyczne komory próżniowe służące przerywaniu i gaszeniu prądów roboczych i zwarciowych. Funkcjonalnie oba typy wyłączników nie różnią się pomiędzy sobą. Spełniają te same zadania.

o parametrach 15kV, 1250A, 20kA posiada masę ok 50kg, a jego odpowiednik zasobnikowo sprężynowy ok. 75kg. W rozdzielnicach dwuczłonowych wyłączniki zabudowane są na członach wysuwnych. Różnica wagi samego wyłącznika przenosi się na taką samą różnicę wagi członu wysuwnego.

Masy i gabaryty zewnętrzne

Hałas i drgania

Wyłączniki z napędem magnetycznym są zdecydowanie lżejsze i mają mniejsze wymiary zewnętrzne w porównaniu do wyłączników z napędem zasobnikowo sprężynowym o identycznych parametrach. Nie ma to wpływu bezpośrednio na ich eksploatację, lecz przemieszczanie lżejszego i mniejszego wyłącznika na wózku serwisowym w rozdzielni jest zdecydowanie łatwiejsze. Łatwiejszy jest też transport i wszelkie operacje wymagające podnoszenia, zdejmowania i ustawiania wyłącznika na wózku lub w wyznaczonym miejscu. Przykładowy wyłącznik z napędem magnetycznym

Wyłączniki o napędzie magnetycznym podczas operacji łączenia powodują hałas około 85dB. Ich odpowiedniki o napędzie zasobnikowo-sprężynowym ponad 100dB. W sytuacjach, gdy obsługa rozdzielni lub nastawni jest bezpośrednio narażona na jego oddziaływanie, cicha praca napędu wyłącznika jest niewątpliwie zaletą. Niskie drgania wyłącznika podczas operacji łączenia nie oddziaływują negatywnie na konstrukcję mechaniczną pola rozdzielczego lub konstrukcję wsporczą w przypadku instalacji w rozwiązaniu retrofitowym.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Temperatura pracy Temperatura pracy wyłącznika o napędzie magnetycznym -40oC do +55oC, w porównaniu do zakresu -5oC do +40oC dla tradycyjnego, pozwala na stosowanie napędów magnetycznych w warunkach napowietrznych jako napędy recloserów. W rozwiązaniach wnętrzowych nie stanowi to istotnej przewagi.

i podnosi bezpieczeństwo personelu. Metodą obliczeniową w/g metodologii IEEE ( patrz: artykuł „ wyłączanie w jednym okresie” strona www.eltar-energy.pl ) oszacowano, że wyłączanie w czasie jednego okresu napięcia o częstotliwości sieciowej w czasie t ≤ 20 ms powoduje wydzielenie tak niewielkiej porcji energii jednostkowej, że nawet dla prądów zwarcia 50kA pod-

stawowa ochrona łukowa w postaci łukochronnej konstrukcji pól rozdzielczych nie byłaby elementem niezbędnym. Pomimo tego nie należy jednak rezygnować z łukochronnej konstrukcji rozdzielnicy. Bezpieczeństwo personelu obsługi i samych urządzeń jest elementem priorytetowym. Połączenie tych dwóch sposobów ochrony tj. szybkiego wyłączenia zwarcia łukowe-

Awaryjność i trwałość mechaniczna: Układ napędowy wyłącznika magnetycznego oparty jest na ruchu rdzenia w cewce. Posiada on tylko kilka elementów ruchomych. Tak prosta konstrukcja determinuje, że są to wyłączniki o ekstremalnie niskiej awaryjności. Trwałość mechaniczna w wykonaniu standardowym wynosi 30.000 cykli, w wersji specjalnej 100.000 cykli. Wyłącznik o napędzie tradycyjnym zasobnikowo-sprężynowym posiada skomplikowany mechaniczny układ napędowy, zawierający kilkadziesiąt elementów ruchomych. Powoduje to zauważalny stopień awaryjności wynikający z zawodności szybko poruszających się i przeciążonych elementów i układów mechanicznych. Trwałość mechaniczna w wersji standard wynosi 10.000 cykli, w wersji specjalnej 30.000 cykli (chociaż producenci nie ujawniają raportów badań). Poza zastosowaniami specjalnymi z dużą częstotliwością łączeń ( piece łukowe, baterie kondensatorów, maszyny kopalni odkrywkowych itp.) taka ekstremalna trwałość mechaniczna nie jest bezwzględnie wymagana. Idzie ona jednak w parze z wysoką niezawodnością napędu, a to z kolei jest kluczowe wymaganie stawiane wyłącznikom niezależnie od ilości łączeń, które wykona w trakcie całego okresu życia.

Fot nr 1: Rozdzielnica typu MILE z wyłącznikami z napędem magnetycznym. Porównania obu typów napędów dokonano biorąc pod uwagę różne cechy.

Czasy załączania i wyłączania Wyłączniki o takiej konstrukcji napędu są także bezkonkurencyjne, jeśli porównamy czasy ich standardowych operacji załączania i wyłączania. O ile podczas normalnej eksploatacji i operacji łączenia prądów roboczych nie ma to większego znaczenia, to w przypadku wyłączania zwarć łukowych jest już istotną zaletą. Energia wydzielona podczas zwarcia łukowego jest wprost proporcjonalna do czasu trwania takiego zwarcia. Szybsze wyłączanie zwarć łukowych minimalizuje zniszczenia aparatów w przedziale

Fot nr 2: Człony wysuwne rozdzielnicy MILE z napędem magnetycznym przygotowane do montażu w polach rozdzielczych. Widok od frontu i od tyłu.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE go i odpowiedniej łukochronnej konstrukcji pola zdecydowanie podnosi poziom bezpieczeństwa personelu i samej rozdzielnicy. Dodatkowym atutem szybkiego wyłączania jest znacząco mniejsza degradacja powierzchni styku w komorze próżniowej. Rozdzielnica oferowana przez firmę Eltar Energy łączy te dwie metody ochrony przed działaniem łuku elektrycznego. W tabeli poniżej zestawiono typowe czasy dla wyłączników o różnej konstrukcji napędu: Wyłącznik z napędem magnetycznym

napięcia pomocniczego nie wpływa na działanie wyłącznika, gdyż moduł sterujący wyłącznika akceptuje dowolne napięcie zasilania, a wyzwolenie wymaga jedynie zamknięcia styku.

Niewrażliwość na zanik napięcia pomocniczego W przypadku wyłącznika o napędzie zasobnikowo-sprężynowym zanik napięcia pomocniczego powoduje, że silnik zbrojenia napędu i cewki wyzwalające zasilane tym napięciem poWyłącznik z napędem zasobnikowo-sprężynowym

Czas zamykania ≤ 20 ms

Czas zamykania 60÷80 ms

Czas własny otwierania ≤ 8 ms

Czas własny otwierania 33÷60 ms

Całkowity czas wyłączania ≤ 18 ms

Całkowity czas wyłączania 43÷75 ms

Na uwagę zasługuje również znamionowy cykl łączeniowy. Zdecydowanie krótszy znamionowy cykl łączeniowy wyłącznika o napędzie magnetycznym O – 0,1s – CO – 10s – CO, w porównaniu do wyłącznika o napędzie klasycznym O – 0,3s – CO – 15s – CO, umożliwia zrealizowanie alternatywnych układów automatyki zabezpieczeniowej.

Łatwość projektowania Klasyczne napędy zasobnikowo-sprężynowe posiadają cewki wyzwalające o mocy chwilowej np.: DC 200W, AC 200 VA. Wymagają one do zainicjowania wyzwolenia dostarczenia w krótkim czasie odpowiedniej energii. Powoduje to niekiedy konieczność stosowania kosztownych szybkich przekaźników pośredniczących. Wydłużeniu ulegają czasy wyłączania. Każda cewka wyzwalająca posiada ponadto przypisane napięcie znamionowe. Trwały zanik jednego z napięć pomocniczych powoduje unieruchomienie tego obwodu wyzwalania. W standardowym napędzie zasobnikowo-sprężynowym oferuje się maksymalnie 2 cewki wyzwalające i jedną zamykającą. Wyłącznik o napędzie magnetycznym posiada beznapięciowe wejścia wyzwalające „załącz” i „wyłącz” ( nap wew. 30V, 5mA). Wyzwolenie może być zrealizowane dowolnym stykiem niskoprądowym dowolnego urządzenia. Nie ma żadnych ograniczeń w ilości urządzeń inicjujących, których styki mogą być łączone równolegle do wejścia wyzwalającego wyłącznika. Zanik

zostają nieaktywne. W sprężynie napędu zgromadzona jest wciąż porcja energii niezbędna do wykonania pojedynczego cyklu O-C-O. Jednokrotne wykonanie tej operacji jest jednak możliwe jedynie z wykorzystaniem pozostałych aktywnych cewek wyzwalających. Nie można przełączyć zasilania silnika napędu i cewek wyzwalających na inne napięcie zasilania. Sprawność automatyki zabezpieczeniowej ,w zależności od schematu zasilania napięciem pomocniczym zabezpieczeń i wyłącznika, pozostaje w pewnym stopniu naruszona. W przypadku napędu magnetycznego moduł sterujący wyłącznika jest jedynym elementem wymagającym zasilania, lecz jego konstrukcja umożliwia bezproblemowe automatyczne przełączenie się na inne napięcie pomocnicze lub na napięcie gwarantowane. Moduł akceptuje zasilanie zarówno napięciem stałym jak i przemiennym o dowolnej wartości. Moduł CM16_1 może być zasilany napięciem 110-230V DC lub AC, a w innym wykonaniu napięciem w przedziale 24-60 DC lub AC. Unikać należy jedynie podania dwóch napięć zasilających jednocześnie. W przypadku całkowitego „blackoutu” wyłącznik można uruchomić, zasilając go z dodatkowej kilkunastowoltowej baterii lub używając dostarczonego generatora ręcznego.

Fot nr 3: Człon wysuwny rozdzielnicy MILE z napędem magnetycznym na wózku serwisowym.

o napędzie zasobnikowo-sprężynowym przycisk powoduje zwolnienie zapadki zamka, a w przypadku wyłącznika magnetycznego- mechaniczny obrót wału wyłącznika.

Samokontrola napędu, modułu sterującego i obwodów wyzwalania Wyłącznik z napędem magnetycznym posiada mikroprocesorowy moduł sterujący, który w sposób ciągły, sygnałem wysokiej częstotliwości kontroluje sprawność cewek napędu i poprzez wewnętrzną autokontrolę monitoruje sprawność samego modułu sterującego. Jakakolwiek niesprawność w układzie jest natychmiastowo sygnalizowana i przekazywana do systemu nadrzędnego SCADA. Wyłącznik z napędem zasobnikowo-sprężynowym do kontroli obwodów wyzwalania wymaga dodatkowo zaprojektowania takiego układu. Sprawność samego napędu, sprężyn, zapadek i wyzwalaczy nie jest w żaden sposób monitorowana. Niesprawność napędu wyłącznika ujawni się dopiero przy próbie jego wyzwolenia.

Awaryjne wyłączanie

Praca autonomiczna

Oba typy wyłączników posiadają mechaniczny przycisk awaryjnego wyłączenia. W przypadku wyłącznika

Tylko wyłączniki z napędem magnetycznym posiadają możliwość pracy autonomicznej tj. bez zasilania napięciem

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Fot nr 3: Moduł sterujący CM16 wyłącznika z napędem magnetycznym zastosowany w rozdzielnicy MILE .

pomocniczym. Energia niezbędna do działania wyłącznika pobierana jest wtedy z uzwojeń wtórnych przekładników prądowych.

Zachowanie się wyłącznika przy trwałym zaniku napięcia pomocniczego W przypadku zaniku napięcia pomocniczego wyłącznik pozostaje w pozycji jak przed jego zanikiem. Styki w pozycji zamkniętej utrzymywane są przez strumień magnetyczny wytwarzany przez pierścieniowy magnes trwały, w pozycji otwartej przez sprężynę. W przypadku zaniku napięcia pomocniczego możliwe jest zawsze wyłączenie przyciskiem mechanicznym

W przypadku nieobecności napięcia pomocniczego wyłącznik można załączyć po naładowaniu kondensatora załączającego. Ładowanie kondensatora jest analogiczną czynnością do ręcznego napinania sprężyny napędu zasobnikowo-sprężynowego. Wystarczy użyć znajdującego się w każdym polu generatora ręcznego. Ładowanie trwa ok 15-30 s.

Podsumowanie Większość unikalnych cech napędów magnetycznych stanowi ich istotne przewagi. Można wyróżnić cztery główne obszary: yy Bezpieczeństwo personelu i samej instalacji jest z pewnością priory-

Fot nr 4: Przycisk awaryjnego mechanicznego wyłączenia rozdzielnicy umieszczony na drzwiach przedziału wyłącznikowego w rozdzielnicy MILE oraz na członie wysuwnym.

Pierwsze załączenie wyłącznika przy braku napięcia pomocniczego

tetem. Krótkie czasy operacji wyłączania poniżej pojedynczego okresu napięcia o częstotliwości sieciowej

minimalizują ilość wydzielonej energii, a tym samym potencjalne zagrożenie szczególnie w sytuacji zwarć łukowych. Prosta i lekka konstrukcja rdzenia poruszającego się w cewce jest tu elementem podstawowym. Personel obsługi i aparaty elektryczne w przedziale są niezagrożone. yy Na szczególną uwagę zasługuje wynikająca z prostoty konstrukcji, a nieosiągalna dla klasycznych napędów trwałość i niezawodność. Gwarantuje to długą bezawaryjną i bezobsługową eksploatację. yy Kolejnym obszarem jest komunikacja z systemem nadrzędnym. Inteligentny moduł sterujący z procedurą autokontroli i kontroli modułu wyłączającego dostarcza unikalnych możliwości do wykorzystaniu w projektowaniu inteligentnych systemów. Sprawność całego pola i rozdzielnicy jest na bieżąco monitorowana. yy Ostatnim obszarem jest niewrażliwość na zanik napięcia pomocniczego i łatwość projektowania. Dowolna wartość napięcia zasilania w przedziale 24-230V AC lub DC i możliwość swobodnego przełączania się pomiędzy różnymi napięciami pomocniczymi, beznapięciowe wejścia „ załącz” i „wyłącz”, brak przekaźników pośredniczących, brak układów kontroli ciągłości cewek wyzwalających z pewnością spotkają się z uznaniem wszystkich związanych z projektowaniem. Opracowanie własne Eltar Energy Sp z o.o. Opracowano na podstawie dostępnych powszechnie katalogów wyłączników. Wykorzystano materiały Tavrida Electric. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

OFERTA DLA ROZDZIAŁU ENERGII NISKIEGO NAPIĘCIA

ZAKRES : • Bezpieczniki cylindryczne, Modulostar® • Bezpieczniki NH, D0 • Multivert®, Multibloc® • Rozłączniki bezpiecznikowe Linocur® • Ograniczniki przepięć • Rozłączniki izolacyjne • Bloki rozdzielcze FSPDB

E P. M E R S E N .CO M

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Wyłączniki RCD z przetwornicami częstotliwości Jak wybrać odpowiedni wyłącznik RCD do współpracy z przetwornicami częstotliwości, tak by uniknąć uciążliwego błędnego załączania wyłącznika i zmaksymalizować czas sprawności maszyny Wprowadzenie

Konstruktorzy nieustannie zmagają się z naciskami, by budować nowocześniejsze maszyny o lepszej wydajności produkcyjnej. Coraz częściej stosowanym rozwiązaniem jest wykorzystanie sterowanych częstotliwościowo napędów o zmiennej prędkości obrotowej. Choć niewątpliwie zdaje to egzamin, takie podejście może spowodować, że wyłącznik będzie załączał się bez potrzeby, lub doprowadzić nawet do całkowitej utraty funkcji ochronnych, chyba że układ zostanie wyposażony w wyłącznik różnicowoprądowy (RCD) właściwego typu. Sprawność takiego rozwiązania zależy od dokładnego zrozumienia budowy napędu i wyłącznika RCD oraz zasady ich współdziałania. Wybór odpowiedniego wyłącznika RCD jest uzależniony od miejsca, w którym pojawia się prąd upływu generowany przez napęd, a także od jego wartości, kształtu fali i składowych częstotliwości.

Napęd elektryczny i przetwornica częstotliwości – podstawy

Zmienna prędkość obrotowa znacznie rozszerza funkcjonalność napędu. Wykorzystanie modulacji częstotliwości umożliwia osiągnięcie dużej dokładności pozycjonowania za pomocą konsekwentnej regulacji prędkości

obrotowej silnika. Takie rozwiązanie może jednak powodować powstawanie nadmiaru prąd upływu, nie tylko w przypadku zwarcia, ale też podczas normalnej pracy. W przypadku dysproporcji faz zasilania prądem zmiennym lub gdy podłączona zostanie znaczna liczba napędów, prąd upływowy zmienny i stały może pojawić się przy częstotliwościach w zakresie MHz. Wartość takiego prądu może przekraczać 100 mA, co wystarczy do błędnego załączenia wyłącznika RCD. Przetwornice częstotliwości prostują napięcie sieci zasilającej za pomocą mostków diodowych. Napięcie prądu stałego jest wygładzane przed przetworzeniem do postaci napięcia wyjściowego, które może różnić się wartością i częstotliwością. Ogólnie rzecz biorąc, wraz ze wzrostem wartości prądu upływowego maleje emitowana interferencja pojemnościowa i przewodzone napięcie zakłóceniowe o wysokiej częstotliwości. Oznacza to, że konstruktorzy pozwalają czasem na wzrost prądu upływowego w celu ograniczenia częstotliwości radiowej zakłóceń.

Wyłączniki RCD współpracujące z napędami o zmiennej prędkości obrotowej

Nie da się obliczyć, ile napędów można podłączyć za wyłącznikiem RCD bez jego niepotrzebnego załączania, ponieważ

Rys. 1: Działanie przemiennika częstotliwości i generowanie prądu upływowego

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE jakość wykonania instalacji ma ogromny wpływ na poziom prądu upływowego. Można jednak przyjąć ogólną zasadę, że za wyłącznikiem mogą być podłączone maksymalnie trzy napędy, o ile instalacja została wykonana prawidłowo. Wyłączniki RCD typu F zostały opracowane z myślą o jednofazowych falownikach, zapewniając wystarczającą ochronę na wypadek zwarcia doziemnego spowodowanego generowaną przez falownik zawartością harmoniczną, a także ograniczając liczbę niepotrzebnych załączeń wyłącznika. Ten rodzaj wyłączników oferuje taki sam zakres ochrony i funkcjonalności jak wyłączniki typu A i wykrywa zarówno sinusoidalne prądy zmienne, jak i pulsujące prądy stałe. Dzięki rozbudowanej funkcjonalności, w przypadku współpracy z jednofazowymi falownikami wyłączniki typu F zapewniają większe bezpieczeństwo i wyższą stabilność systemu w porównaniu z wyłącznikami typu A. Wyłączniki RCD typu B wykrywają sinusoidalny prąd zmienny, pulsujący prąd stały oraz zakłóceniowy prąd stały o gładkim przebiegu, dzięki czemu mają szerokie zastosowanie. Przystosowane są do pracy w układach trójfazowych o częstotliwości 50/60 Hz. Ponadto wyłączniki różnicowoprądowe typu B wyzwalane są przez prądy zakłóceniowe o częstotliwości do 1 kHz. Wyłączniki RCD typu Bfq są zgodne z wymogami typu B (norma IEC/EN 62423), choć przewidziane są do użytku w obwodach z przetwornicami częstotliwości dla napędów o zmiennej prędkości obrotowej. Charakteryzują się odpowiednio poprowadzoną krzywą wyłączania obejmującą zakres częstotliwości do 50 kHz, co pozwala uniknąć uciążliwego, błędnego załączania wyłącznika. Przebieg krzywych zdradza obniżoną czułość na prąd upływowy o wyższej częstotliwości. Wyłączniki RCD typu B+ spełniają wymogi normy VDE 0664400, a ich skuteczność reagowania na częstotliwość obejmuje zakres do 20 kHz. Maksymalny prąd wyłączeniowy przy wyższych częstotliwościach jest w ich przypadku ograniczony do 420 mA. To zapewnia doskonałą ochronę przed pożarami wywoływanymi przez prąd ziemnozwarciowy w układach wyposażonych w napędy elektroniczne. Warto zwrócić uwagę, że przy złożonym kształcie fali prądowej do załączenia wyłącznika RCD wystarczy, że prąd skuteczny na jednej częstotliwości osiągnie krzywą załączania, ponieważ często prąd załączenia wyłącznika określany jest na poziomie zaledwie 50/60 Hz. Wyłączniki RCD typu B, Bfq i B+ (do 63 A) są standardowo wyposażone w funkcje cyfrowych wyłączników różnicowoprądowych, co daje dwie kluczowe korzyści przy zastosowaniu ich z falownikami częstotliwości. Po pierwsze cyfrowe wyłączniki RCD posiadają diodę LED sygnalizującą upływ prądu. To ułatwia użytkownikowi obserwowanie, czy prąd upływowy nie przekracza wartości granicznej. Po drugie działają z dużą dokładnością, dzięki czemu wartość załączenia może być bliższa 100% IΔn. W rezultacie można uniknąć przedwczesnego załączenia wyłącznika. Zasadniczo wyłączniki RCD typu F, B, Bfq oraz B+ pozwalają zwiększyć bezawaryjność systemu, ponieważ są w znacznym stopniu odporne na niepotrzebne załączenia (obojętność na prąd udarowy ≤ 3 kA i opóźnione załączenie).

Konfigurator PowerXL™ to nieskomplikowany program dostępny online, dzięki któremu inżynierowie mogą szybko wybrać odpowiedni do danego zastosowania napęd oraz dopasowaną do niego aparaturę rozdzielczą, zabezpieczenia, dławiki i filtry, wraz z numerami katalogowymi poszczególnych artykułów. Narzędzie pomaga też inżynierom w doborze właściwego wyłącznika RCD. Na podstawie wybranego napędu program wskaże zalecany rodzaj i wielkość wyłącznika (RCD albo MCCB z wbudowanym RCD). Inżynier musi jedynie określić wymagania w zakresie ochrony, w zależności od których zastosowany zostanie wyłącznik 30 mA jako ochrona uzupełniająca albo 300 mA jako ochrona przed dotykiem pośrednim Więcej informacji o narzędziu PowerXL można znaleźć pod adresem: www.eaton.eu/config/powerxl

Podsumowanie

Aby nadążyć za oczekiwaniami użytkowników, konstruktorzy maszyn muszą być w stanie zaprojektować zharmonizowany układ złożony z wyłączników RCD i napędów, który zagwarantuje jednocześnie najwyższy możliwy poziom ochrony i wydajne sterowanie silnikiem. Cykl życia produktów jest coraz krótszy, w związku z czym od inżynierów i przedsiębiorstw oczekuje się coraz intensywniejszego poprawiania wydajności i zdolności produkcyjnych. Aby zachować konkurencyjność i sprostać tym wyzwaniom, przedsiębiorstwa muszą nieustannie dopracowywać procesy, skracając czas i ograniczając koszt etapów projektowania, rozwoju, eksploatacji i optymalizacji wykorzystywanych przez siebie systemów automatyki przemysłowej. Zharmonizowany układ obejmujący wyłącznik RCD i falownik częstotliwości zapewni konstruktorom maszyn dodatkową przewagę nad konkurencją, umożliwiając skrócenie przestojów i obniżenie kosztów eksploatacji ponoszonych przez zakłady produkcyjne będące odbiorcami konstrukcji. Odpowiednio dobrane urządzenia tylko usprawnią stosowane przez nich rozwiązania konstrukcyjne. Biuletyn, w którym szerzej opisano ten temat, można pobrać bezpłatnie ze strony www.eaton.pl/rcd-drives. n

Narzędzia pomocnicze

Jako kompleksowy dostawca Eaton oferuje kompletne rozwiązania, od zasilania, po silnik, w tym zabezpieczenia zwarciowe i przeciążeniowe, dławiki silnikowe, filtry sinusoidalne i wszelkie niezbędne elementy wydajnego i bezpiecznego sterowania silnikiem. Ponadto Eaton ułatwia konstruktorom maszyn dobieranie osprzętu pod kątem różnych zastosowań.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

Zdj. 1: Panel

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Mierniki impedancji pętli zwarcia firmy Sonel S.A. Eksploatacja instalacji i urządzeń elektrycznych może powodować zagrożenie związane z porażeniem prądem, zwłaszcza przy wystąpieniu uszkodzenia w obwodzie zasilającym lub zasilanym z niego sprzęcie. Zapewnienie ochrony osobom znajdującym się w bezpośredniej bliskości urządzeń elektrycznych, w chwili zwarcia, polega na samoczynnym wyłączeniu zasilania.

posób weryfikacji, czy ten rodzaj ochrony jest zapewniony, polega na sprawdzeniu czy prąd, który pojawi się na skutek uszkodzenia, będzie większy od prądu powodującego zadziałanie zabezpieczenia zastosowanego w sprawdzanym obwodzie. Norma PN-HD 60364-4-41 określa, iż wyłączenie w przypadku zwarcia po-

.winno nastąpić w czasie 0,4 s (układ sieci TN, 230 V – 400 V AC). Wielkość prądu powodującego samoczynne wyłączenie zasilania w takim czasie wynika z charakterystyki pasmowej zastosowanych wkładek topikowych lub bezpieczników innego rodzaju. Dla powszechnie używanych zabezpieczeń automatycznych jest to pro-

Fot. 1. Pomiar wykonywany miernikiem impedancji pętli zwarcia MZC-330S

ste do ustalenia i odpowiednio dla charakterystyk B,C i D wynosi 5, 10 i 20 krotności prądu nominalnego zabezpieczenia, niezależnie od producenta urządzenia. Faktyczny prąd uszkodzeniowy obliczany jest na podstawie zmierzonej impedancji pętli zwarcia. Dla obwodów odbiorczych wykonanie takiego badania jest stosunkowo proste i można do tego celu wykorzystać każdy dostępny na rynku miernik pętli zwarcia. Prąd uszkodzeniowy będzie ilorazem napięcia nominalnego i zmierzonej impedancji. Porównanie opisanych prądów pozwala na stwierdzanie, czy ten rodzaj ochrony jest zachowany, czy też nie. Ten sam rodzaj ochrony nie jest jednak już tak prosty do sprawdzenia w instalacjach rozdzielczych, gdzie występują dużo wyższe prądy zwarciowe i tym samym zdecydowanie mniejsze impedancje pętli zwarcia przy napięciach wyższych niż 400 V (np. 690 V). Powszechnie stosowane mierniki do tego rodzaju pomiarów mają zakres pomiarowy ok. 0,13 Ω w górę przy rozdzielczości 0,01 Ω, co jest zupełnie niewystarczające do badań w przemysłowych sieciach rozdzielczych ze względu na maksymalne dopuszczalne niepewności pomiarowe (PN-EN 61557). Dlatego, do tego rodzaju badań firma SONEL S.A wprowadziła na rynek dwa unikalne mierniki impedancji pętli zwarcia MZC-320S i MZC-330S. W celu zwiększenia rozdzielczości pomiaru, a tym samym zakresu pomiarowego, zastosowano w tych urządzeniach obwody zwarciowe, pozwalające na wymuszenie prądu zwarciowego ok. 130 A dla napięcia sieciowego 230 V

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

(pomiar obwodu jednofazowego) i maksymalnie ok. 300 A dla napięcia do 750 V (pomiar pętli faza-faza, rezystor zwarciowy 2,5 Ω ). Takie podejście pozwoliło na uzyskanie zakresu pomiarowego od 7,2mΩ przy rozdzielczości 0,1mΩ. Badanie wykonywane jest metodą czteroprzewodową, co pozwala na wyeliminowanie wpływu rezystancji przewodów pomiarowych na wynik pomiaru. W niektórych przypadkach nawet tak wysokie parametry metrologiczne mogą być niewystarczające. Dotyczy to obwodów o bardzo wysokich prądach zwarciowych przy zabezpieczeniach bardzo dużej mocy. W takich sytuacjach może się okazać, że nie będziemy potrafili określić właściwego prądu uszkodzeniowego lub warunek samoczynnego wyłączenia zasilania nie będzie spełniony. Obydwa wspomniane mierniki przy pomiarze impedancji pętli zwarcia potrafią zmierzyć również napięcie rażeniowe i dotykowe (w zależności od ustawień dokonanych przez operatora), co pozwala na dopuszczenie badanego obiektu do eksploatacji na podstawie kryterium napięć. Obecnie, MZC-320S i MZC-330S, jako jedyne na świecie mogą być wykorzystywane w sieciach o napięciu znamionowym (międzyfazowym) 500 V i 690 V. Duże prądy zwarciowe, wymu-

szane podczas pomiaru (nawet 300 A), powodują wydzielanie się ogromnych ilość energii, co z kolei wymusiło opracowanie nowatorskiego, wydajnego systemu chłodzenia gwarantującego wykonanie nawet dziesięciu pomiarów na minutę. Kategoria pomiarowa tych urządzeń to IV 600 V według normy PN-EN 61010-1. Mierniki standardowo wyposażone są w pamięć i możliwość transmisji danych do komputera za pomocą USB lub bezprzewodowo (MZC-330S). Ze względu na przeznaczenie mierniki umieszczone w solidnej walizkowej obudowie IP-67. Duży podświetlany wyświetlacz pozwala na wygodną i intuicyjną obsługę. Wymienione wyżej unikalne cechy mierników MZC-320S i MZC-330S powodują, iż jako jedyne obecnie na świecie mogą być stosowane do pomiarów małych pętli zwarcia (poniżej 0,13 Ω) w sieciach przemysłowych o napięciach międzyfazowych 500 V i 690 V. Oczywiście właściwości metrologiczne i użytkowe gwarantują przydatność tych mierników przy pomiarach impedancji pętli zwarcia dla każdego rodzaju instalacji elektrycznej, zarówno o charakterze odbiorczym i rozdzielczym, niezależnie od rodzaju zastosowanych zabezpieczeń.

NOWOŚĆ

Roman Domański n

Sonel

MZC-320S/330S Silnoprądowy miernik impedancji pętli zwarcia

Fot. 2. Miernik SONEL MZC-320S

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

sonel.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

TRAFECO – cewki i dławiki rdzeniowe w aplikacjach przemysłowych TRAFECO Sp. J. jest producentem cewek indukcyjnych i dławików rdzeniowych. Firma prowadzi liczne prace rozwojowe nad technologią i konstrukcją wytwarzanych elementów przeznaczonych do pracy w trudnych aplikacjach przemysłowych. W artykule omówiono rozwiązania konstrukcyjne i technologiczne stosowane przy produkcji cewek i dławików na przykładzie wybranych zastosowań.

Dławiki w układach napędowych Zasilanie układów napędowych za pomocą przekształtników z modulacją impulsów wyjściowych PWM (Pulse Width Modulation) przy dużych stromościach impulsów napięcia du/dt jest przyc zyną występowania zjawisk pasożytniczych w kablach zasilających i silnikach. Prądy łożyskowe, doziemne i ekranowe, przepięcia na zaciskach silnika, wzrost strat i hałasu są zjawiskami, które wpływają na obniżenie trwałości oraz efektywności pracy silnika [1]. W celu ograniczenia niebezpiecznego oddziaływania odkształconego napięcia na silnik i linię kablową stosuje się na wyjściu przekształtnika dławiki silnikowe lub dławiki du/dt.

Najskuteczniejszym jednak sposobem zabezpieczenia silnika jest zastosowanie na wyjściu falownika filtru sinusoidalnego typu SinECO . Filtr wyjściowy ogranicza wartości prądów pojemnościowych płynących przez pojemności kabla, skutecznie łagodzi stromość narastania impulsów napięcia du/dt co zabezpiecza układ izolacyjny silnika i kabla oraz eliminuje destrukcyjne napięcia refleksyjne na silniku [2]. Ograniczenie oddziaływania przekształtnika na sieć zasilającą można uzyskać stosując dławik sieciowy w torze zasilania przemiennika. Dławiki sieciowe ograniczają amplitudy prądów harmonicznych pobieranych z sieci przez prostowniki. Przy zastosowaniu dławika możemy ograniczyć wartość współczynnika zawartości harmonicznych

Rys. 1. Trójfazowy dławik du/dt typ 3RTU

Rys. 2. Trójfazowy filtr sinusoidalny typ SinECOTM

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE prądu THDi do wartości około 35%. Dalsze ograniczanie zawartości harmonicznych w prądzie pobieranym z sieci jest możliwe przy zastosowaniu filtrów wyższych harmonicznych na przykład typu ThdECOTM [3]. W układach tyrystorowych dławiki sieciowe, komutacyjne o dużej indukcyjności ograniczają występowanie zapadów komutacyjnych i występujące wtórnie przepięcia komutacyjne. Dławik magazynuje energię w polu magnetycznym by oddać ją w czasie komutacji nie dopuszczając do wystąpienia zapadu napięcia.

Dławiki w układach kompensacyjnych Kompensacja mocy biernej w sieciach przemysłowych przebiega w obecności wyższych harmonicznych prądu i napięcia. Odkształcone napięcie w punkcie przyłączenia kompensatora wywołuje dodatkowe obciążenie kondensatorów prądami harmonicznymi i często prowadzi do zniszczenia kondensatorów. Pierwotną przyczyną uszkodzenia jest nadmierna temperatura degradująca izolację zwijki kondensatora. Sposobem na zabezpieczenie kondensatorów jest zastosowanie dławików rezonansowych. Dławiki typu 3RTR o odpowiednich parametrach po połączeniu z kondensatorami tworzą odstrojony układ rezonansowy o wysokiej impedancji dla prądów o częstotliwościach harmonicznych. Dławiki kompensacyjne stosuje się w sieciach, w których występuje przekompensowanie najczęściej powodowane pracą długich linii kablowych, oświetlenia typu LED lub innych odbiorników o charakterze pojemnościowym. W przypadku dławików łączonych równolegle z siecią zasilającą odkształcenie wywołujące wzrost wartości szczytowej napięcia prowadzi do przeciążenia dławika i zwiększenia pola akustycznego wokół. CorECOTM to nisko-stratna technologia montażu i pakietowania wieloszczelinowych rdzeni dławikowych, która pozawala na ograniczenie strat mocy w rdzeniu i jednocześnie zmniejsza intensywność pola akustycznego wokół dławika.

Rys. 3. Trójfazowy dławik sieciowy typ 3RTN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

Ograniczenie strat uzyskuje się dzięki zmniejszeniu szerokości szczelin w rdzeniu i optymalizację ich rozmieszczenia . Dodatkową korzyścią stosowania rdzeni wieloszczelinowych jest zwiększenie liniowości magnetycznej dławika. Indukcyjność dławika wykazuje stabilną wartość w szerszym zakresie przeciążenia. [4].

Dławiki w obwodach prądu stałego Na wyjściu układu prostowniczego otrzymuje się pulsujące napięcie będące sumą składowej stałej i zmiennej. W miarę zwiększania ilości faz układu prostowniczego pulsacje napięcia wyprostowanego zmniejszają się. Dławik o dużej indukcyjności umieszczony na wyjściu prostownika stanowi dodatkowy element wygładzający tętnienia napięcia. Dławiki wygładzające pracują w obwodach pośredniczących przekształtników.

Elementy indukcyjne bezrdzeniowe Cewki bezrdzeniowe znajdują cały szereg zastosowań przemysłowych. Stanowią alternatywę dla dławików rdzeniowych. Cechą charakterystyczną cewek jest pełna liniowość indukcyjności. Cewki bezrdzeniowe znajdują najczęściej zastosowanie w obwodach prądu zmiennego jako elementy filtrów oraz w obwodach prądu stałego jako indukcyjne elementy wygłądzające. W celu ograniczenia masy cewek lub wymiarów gabarytowych stosuje się uzwojenia wykonane z aluminium lub miedzi. W wielu aplikacjach występuje możliwość zastosowania wymuszonego chłodzenia powietrznego co znacznie ogranicza masę i wymiary cewki. Układ izolacyjny cewki bezrdzeniowej może zostać zaprojektowany do pracy przy napięciach wysokich lub poprzez dobór odpowiednich materiałów izolacyjnych może pracować w obwodach o dużych stromościach impulsów

Rys. 4. Trójfazowy dławik rezonansowy typ 3RTR

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 5. Trójfazowy dławik kompensacyjny typ 3RTC

Rys. 6. Cewka bezrdzeniowa typ AirECOTM

du/dt. Elementy konstrukcyjne cewek wykonane są z materiałów kompozytowych lub paramagnetycznych w celu ograniczenia strat dodatkowych. Cewki występują w wykonaniu jednofazowym lub jako zestawy trójfazowe trzech elementów w konfiguracji pionowej lub poziomej. Firma TRAFECO Sp. J. dostarcza oprócz cewek i dławików katalogowych również nietypowe elementy indukcyjne zaprojektowane według indywidualnych specyfikacji, dedykowane do pracy w trudnych warunkach eksploatacji.

Mirosław Łukiewski n

Rys. 7. Jednofazowy dławik wygładzający typ 2RTS

Literatura

• [1]. P. Zientek, „Wpływ parametrów wyjściowych falowników PWM i kabla zasilającego na zjawiska pasożytnicze w silnikach indukcyjnych”, ME-ZP, nr 71, str. 119 -124, 2005. • [2]. A. Pozowski, H. Krawiec, „Wpływ filtrów wyjściowych napięciowych falowników częstotliwości na pracę silników indukcyjnych klatkowych”, ME-ZP, nr 85, str. 111 -115, 2010 • [3]. J. Czornik, M. Łukiewski, “Filtry harmonicznych gwarancją kompatybilności elektromagnetycznej oraz wysokiej sprawności przekształtnikowych układów napędowych”, ME-ZP, nr 2 str. 106-114, 2015 • [4]. M. Łukiewski, A. Łukiewska, L. Pawlaczyk „Wieloszczelinowe rdzenie w dławikach filtrów sinusoidalnych”, ME- ZP, nr 114, s.185 -188, 2017

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Router MSG-705 Router MSG-705-xx to urządzenie komunikacyjne GPRS/UMTS/LTE, które może pełnić jednocześnie funkcję modemu, koncentratora danych i konwertera protokołów w odpowiedzialnych aplikacjach w energetyce i innych dziedzinach przemysłu. Urządzenie może być stosowane w systemach SMART GRID i SMART METERING, do komunikacji z urządzeniami nieobsługującymi autonomicznie standardów GPRS/UMTS/LTE

rządzenie MSG-705-xx to specjalizowany router do zestawiania połączeń w sieciach GSM 2G/3G/4G, mający zastosowanie z dowolnymi urządzeniami, nieobsługującymi autonomicznie standardów GPRS/UMTS/LTE. Standardowo router współpracuje z: yy elektronicznymi licznikami energii elektrycznej, yy zabezpieczeniami cyfrowymi, reklozerami, yy sterownikami biogazowni, farm wiatrowych lub fotowoltaicznych. Łączność z routerem MSG-705-xx od strony sieci GSM realizowana jest w protokołach sieciowych TCP/IP lub UDP. Od strony obiektowej, lokalnie MSG705-xx udostępnia dwa interfejsy sieci Ethernet oraz interfejsy szeregowe RS232, RS422 lub RS485. Router MSG-705-xx produkowany jest w dwóch wariantach. yy Model MSG-705-08 posiada 8 separowanych galwanicznie kanałów transmisji szeregowych. yy Model MSG-705-16 posiada 16 separowanych galwanicznie kanałów transmisji szeregowych. Każdy z interfejsów komunikacyjnych może być niezależnie zaprogramowany jako RS-232, RS-422 lub RS-485. Transmisja danych za pośrednictwem interfejsów szeregowych od strony sieci GSM odbywa się w trybie TCP-Server. Konfiguracja urządzenia jest możliwa przy pomocy specjalistycznego programu konfiguracyjno-diagnostycznego pConfig. Zasilanie routera jest separowane galwanicznie od interfejsów komunikacyjnych i układów logicznych. Wielostronna separacja galwaniczna gwarantuje dużą pewność działania,

odporność na uszkodzenia wywoływane przepięciami, niewrażliwość transmisji na zakłócenia. Router MSG-705-xx posiada trwałą obudowę, odporną na warunki atmosferyczne. Jest ona wykonana z metalu pokrytego wysokoodpornym lakierem proszkowym. Urządzenie przeznaczone jest do pracy w trudnych warunkach środowiskowych. Router MSG-705-xx jest przeznaczony do montażu na szynie DIN 35 mm. Wszystkie interfejsy urządzenia są dostępne od frontu. Router jest chłodzony obiegiem naturalnym bez wymuszania obiegu powietrza i nie zawiera wewnątrz żadnych wentylatorów ani innych części ruchomych. Podstawowym komponentem routera MSG-705-xx jest wysokowydajna jednostka centralna, zawierająca pro-

cesor jednordzeniowy. Router posiada wymagane zasoby pamięci DDRAM, SRAM, FLASH, niezbędne dla realizacji wszystkich funkcji. Rdzeń ARM procesora obsługuje protokoły transmisji i wszystkie operacje logiczne wykonywane w wewnętrznej bazie danych routera. Router MSG-705-xx wyposażony jest w zintegrowany modem komunikacyjny, przeznaczony do zestawiania połączeń w sieciach komórkowych w technologiach GSM/GPRS/EDGE UMTS/ HSPA+ oraz LTE. Modem pracuje używając FDD LTE w pasmach B1(2100), B3(1800), B7(2600), B8(900), B20(800). W UMTS używane są pasma B1 i B8, a w GSM częstotliwości 900/1800. Zintegrowany modem komunikacyjny wyposażony jest w dwa gniazda na karty SIM, dzięki czemu możliwa jest praca routera w sieciach dwóch

Rys. 1. Wygląd routera i oznaczenia interfejsów - widok z przodu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE różnych operatorów. Łączność w sieci GSM 2G/3G/4G realizowana jest w protokołach sieciowych TCP/IP lub UDP. Modem posiada możliwość wyboru preferowanej technologii radiowej. Użytkownik ma do wyboru opcje: 2G, 3G, 4G i auto. Router MSG-705-xx wykonuje złożone funkcje komunikacyjne, takie jak równoległa obsługa wielu protokołów transmisji w kilku kanałach komunikacyjnych i opcjonalnie konwersja protokołów. Standardowo MSG-705-xx wyposażony jest w dwa łącza sieci Ethernet w standardzie 100Base-TX. Ponadto router posiada jeden kanał RS-232 dedykowany do lokalnej diagnostyki. Router MSG-705-xx posiada specjalizowane oprogramowanie umieszczone w pamięci nieulotnej urządzenia. Oprogramowanie to realizuje komunikację z urządzeniami zewnętrznymi, obsługę połączeń radiowych w sieci GSM 2G/3G/4G, obsługę przesyłania danych przez porty szeregowe, sygnalizację stanu pracy przy pomocy diod umieszczonych na elewacji routera, diagnostykę wewnętrznych układów. Stan pracy routera, diagnostyka oraz stan połączeń rejestrowane są w wewnętrznej, nieulotnej pamięci, w postaci bufora zdarzeń. Na podstawie bufora zdarzeń można ocenić poprawność pracy urządzenia. pConfig, dostarczany razem z routerem, jest to dedykowany program, pracujący w środowisku Windows, służący do konfiguracji i diagnostyki routera. Program umożliwia konfiguracje parametrów pracy routera m.in.: yy ustawienie adresu urządzenia w protokole komunikacyjnym yy ustawienie adresów innych urządzeń, z którymi router łączy się w protokołach komunikacyjnych yy numerów portów TCP/IP yy kanałów komunikacyjnych do połączeń z innymi urządzeniami yy protokołów transmisji W celach diagnostycznych program pozwala na zdalny lub lokalny podgląd stanu pracy routera i odczyt dziennika zdarzeń. Programem konfiguracyjno-diagnostycznym pConfig można podłączyć się do routera lokalnie za pomocą portu Ethernet. Zdalnie podłączenie jest możliwe przez sieć GPRS/UMTS-APN lub Ethernet używając protokołu TCP/UDP. Konfiguracja urządzenia zawarta jest w jego wewnętrznej nieulotnej pamięci. Router MSG-705-xx pracujący w lokalnych lub rozległych sieciach GPRS/ UMTS/LTE i/lub Ethernet może standardowo komunikować się w protokołach PN-EN 60870-5-101, PN-EN 60870-

5-104, DNP 3.0, Modbus-RTU, Modbus TCP/IP, PN-EN 62056-21 oraz DLMS. Obydwa kanały komunikacyjne, sieć GSM i Ethernet, mogą być traktowane jako kanały rezerwujące się. Łączność z centrum dyspozycyjnym może się zatem odbywać jednym lub drugim kanałem. Router dodatkowo może także pracować jako konwerter tych protokołów, to znaczy otrzymywać dane w jednym z wymienionych protokołów i dokonywać ich konwersji na inny protokół, wymagany na przykład do komunikacji z systemem nadrzędnym. Adresy IP routera od strony połączenia radiowego w sieci GSM 2G/3G/4G określają instalowane w nim karty SIM, natomiast adres IP w sieci Ethernet ustawia się w konfiguracji. Usługi uruchamiane są automatycznie, zgodnie z konfiguracją, po każdym restarcie routera. Po restarcie, urządzenie sprawdza karty SIM, poziom sygnału i dostępność sieci GSM. Następnie loguje się do wskazanego w konfiguracji APN. Zainstalowany wewnętrzny moduł posiada funkcje kontroli przepływu danych. W przypadku braku ruchu, router automatycznie reinicjuje połączenie w sieci GSM 2G/3G/4G i łączy się z APN. We wszystkich zaimplementowanych w routerze MSG-705-xx protokołach komunikacyjnych, dostępne są parametry niezbędne do zdalnej diagnostyki routera. Dzięki temu możliwy jest odczyt danych zgromadzonych w urządzeniu, statusów sieci radiowej GSM 2G/3G/4G, statusów modułu radiowego.

Router MSG-705-xxx realizuje funkcje uwierzytelniania realizowanych poleceń sterujących, zgodnie z normą IEC 62351-1:2007, wraz z rozszerzeniem PN-EN 62351-3. Klucze szyfrujące mogą być przesyłane z serwera centralnego. Parametryzacja uwierzytelniania realizowana jest za pomocą oprogramowania konfiguracyjnego pConfig. Zastosowane rozwiązania „cyber security” oparte zostały na rekomendacjach ENISA, NIST, BDEW, BlueCrypt. Implementacja mechanizmów bezpieczeństwa jest zgodna z PN-EN 62351, IEEE P1686, PN-ISO/IEC 27001, BDEW White Paper „Requirement for Secure Control and Telecommunication Systems”. Mechanizmy te obejmują: yy Ochronę komunikacji yy Kontrolę dostępu yy Ochronę danych wrażliwych yy Logowanie/monitorowanie aktywności użytkowników Poszczególne funkcjonalności są konfigurowane za pomocą oprogramowania konfiguracyjno-diagnostycznego pConfig. Ochrona komunikacji realizowana jest przez zastosowanie następujących mechanizmów: yy Hardening - usunięcie kont, usług, interfejsów, modułów programowych, które w danej konfiguracji nie są wykorzystywane. yy Szyfrowanie - w protokole TLS ver. 1,2 zgodnie z PN-EN 62351-3. Użytkownik może zmieniać klucz i certyfikaty za pomocą oprogramowania konfiguracyjnego pConfig.

Rys. 2. Struktura bezpieczeństwa „cyber security”

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy Uwierzytelnianie krytycznych operacji - np. komend sterowniczych, zgodnie z PN-EN 62351-5. yy Wielowarstwowa struktura zabezpieczeń - tzw. „Defence in Depth”. Lokalny firewall routera oparto na usłudze Linux iptables. Możliwe jest użycie protokołu 802.1X dla scentralizowanego uwierzytelnienia w sieci. Router umożliwia zestawienie do czterech tuneli IPsec VPN w interfejsach sieciowych, wykorzystujących protokół IKEv2 do negocjacji sesji. yy Metody uwierzytelniania - Pre-shared key, X.509 certificate, EAP-TLS, EAP-TTLS yy Walidacja certyfikatów - za pomocą protokołu OCSP yy „Low-level incoming traffic limiter” - w portach Ethernet jest blokowany przychodzący ruch, gdy przekroczony zostanie limit liczby pakietów w jednostce czasu. Dostęp zdalny i lokalny do routera MSG705-xx możliwy jest tylko po poprawnym uwierzytelnieniu użytkownika. Baza kont oparta została na mechanizmie kontroli dostępu RBAC (ang. Role Based Access Control) zgodnie z PN-EN 623518. Zdefiniowane role mają przydzielone stosowne uprawnienia. Komunikacja między routerem a programem konfiguracyjnym pConfig jest szyfrowana za pomocą protokołu TLS 1.2. Dostęp do routera może być również zrealizowany z wykorzystaniem centralnego uwierzytelniania RADIUS / TACACS+. Dane wrażliwe to informacje, do których dostęp musi być bezpieczny i ograniczony do minimum. Na rysunku « Rys. 6 » jest to centralny obszar, prezentujący tego typu dane: klucze prywatne TLS, IPsec, HTTPS, baza użytkowników i haseł, klucze używane do uwierzytelniania komunikacji w DNP3.0, PN-EN 60870-5-104, niektóre pliki konfiguracyjne. Do składowania tych danych router wykorzystuje tzw. „sejf” - czyli dedykowaną, szyfrowaną przestrzeń w pamięci routera. Ważne zdarzenia związane z zarządzaniem i bezpieczeństwem rejestrowane są w logach systemowych. Każde poniższe zdarzenie zawiera w swoim logu czas wystąpienia, źródło oraz opis: yy Poprawne lub błędne logowanie użytkownika yy Wylogowanie ręczne/po czasie yy Wymuszanie wartości pomiarowych lub stanów yy Pobranie/zmiana konfiguracji yy Wymiana firmware yy Dodanie, usunięcie, zmiana ról i kont

Rys. 3. System bilansowania mediów energetycznych Syndis-Energia

yy Przeglądanie logów yy Zmiana daty i czasu yy Możliwość wysyłania logów na zdalny serwer w protokole Syslog Każde urządzenie serii MSG-7xx, przygotowane przez producenta, jest wyposażone w oprogramowanie aplikacyjne zgodne ze specyfikacją Zamawiającego. Na życzenie klienta możliwe jest rozszerzenie funkcjonalności urządzenia, co wiąże się z potrzebą aktualizacji oprogramowania aplikacyjnego. Aktualizacja oprogramowania aplikacyjnego powinna być wykonywana przez wyszkolony i upoważniony personel.

Zastosowanie routera serii MSG-7xx Router MSG-705-xx może pełnić jednocześnie funkcję modemu, koncentratora danych i konwertera protokołów w odpowiedzialnych aplikacjach w energetyce i automatyce przemysłowej. Urządzenie znajduje zastosowanie w systemach SMART GRID i SMART METERING oraz w realizacji usług Demand Response (interwencyjne zarządzanie zużyciem energii po stronie jej odbiorców) i Wirtualnych Elektrowni. Router stanowi element oferowanego przez firmę Mikronika systemu monitoringu i bilansowania mediów energetycznych Syndis-Energia. Zapewnia zdalny i bezpieczny odczyt danych pomiarowych z liczników energii elektrycznej lub innych me-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

diów energetycznych. System bilansowania mediów energetycznych Syndis-Energia to kompleksowe oprogramowanie typu EMS, ukierunkowane na akwizycję danych pomiarowych oraz analizy i rozliczania mediów energetycznych: energii elektrycznej i cieplnej, gazu, wody oraz innych nośników energii. System oferuje efektywne narzędzia dla gospodarki energią i działalności komercyjnej na rynku energii. System w czasie rzeczywistym odczytuje dane z liczników i różnorodnych urządzeń pomiarowych wyposażonych w cyfrowe interfejsy komunikacyjne lub z rejestratorów i sumatorów energii. Syndis-Energia posiada odpowiednie oprogramowanie edycyjne, umożliwiające dodawanie kolejnych urządzeń i kierunków transmisji oraz dostosowanie modułów analitycznych do wymagań. System współpracuje z oprogramowaniem do obsługi rynku energii, systemami SCADA i systemami finansowo-księgowymi. Syndis-Energia może pracować niezależnie lub stanowić element Systemu Nadzoru, Doradztwa i Sterowania SYNDIS, tworząc z nim spójne narzędzie NMS/EMS do monitorowania, sterowania, bilansowania i raportowania produkcji lub poboru mediów energetycznych.

Podstawowe cechy systemu Syndis-Energia:

yy Sprawna akwizycja danych pomiarowych yy Rozproszona lub centralna akwizycję danych pomiarowych.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy Realizacja różnorodnych dróg transmisji z układów pomiarowo-rozliczeniowych (zdalny odczyt poprzez łącza stałe, komutowane, bezprzewodowe: RS-485, pętla prądowa, światłowód, radio, GSM/GPRS, sieć LAN, łącza telefoniczne) yy Możliwość budowy systemów o rozproszonej strukturze bazodanowej i aplikacyjnej. yy Import danych pomiarowych z systemu SCADA Syndis-RV yy Automatyczna archiwizacja odczytanych wielkości w bazie danych systemu yy Bieżący monitoring poboru lub produkcji energii za pomocą konfigurowanych przez użytkowników okien z wielkościami chwilowymi prezentowanymi na mapach, schematach, wskaźnikach analogowych oraz wykresach yy Strażnikowanie mocy i tangensa yy Monitoring mocy na zasilaniu oraz odpływach wewnątrz przedsiębiorstwa yy Prezentacja wyników obliczeń w postaci wykresów graficznych i tabel yy Bilanse energii za wybrane przedziały czasowe i możliwość tworzenia

yy yy

yy yy yy yy yy yy yy

przez użytkownika raportów opartych o formuły arytmetyczne z zestawów pomiarowych Raporty energii godzinowej w poszczególnych dniach miesiąca i profile energii za wybrane przedziały czasowe Analizy mocy maksymalnych w miesiącu Moduł raportów użytkownika umożliwiający użytkownikowi definiowanie własnych szablonów raportów Rozliczanie kosztów energii dla wydziałów lub w ramach przedsiębiorstwa Fakturowanie i rozliczanie energii Nadawanie użytkownikom uprawnień dotyczących funkcji systemu oraz zakresu dostępnych pomiarów Moduł rozdzielników kosztów energii Rozliczanie kosztów energii w przedsiębiorstwie - monitorowanie energochłonności Wymiana danych pomiarowych z systemami innych producentów, np. SAP, eSPiM, SPIN, INNSOFT, WIRE Wymiana danych pomiarowych w różnorodnych formatach (np.

PTPiREE, XLS, XML, txt lub inne). yy Dostęp do systemu wielu użytkowników poprzez internetową platformę wymiany informacji w obrębie systemu - dostęp do systemu Syndis-Energia poprzez serwer WWW. yy Zdalny nadzór administracyjny i serwisowy Realizacja systemu Syndis-Energia możliwa jest jako dedykowana instalacja oprogramowania u klienta na serwerze dostarczonym przez firmę Mikronika lub udostępnionym przez zamawiającego (również na serwerze wirtualnym). Oferujemy również usługę systemu bilansowania mediów energetycznych Syndis-Energia „w chmurze”. W rozwiązaniu tym oprogramowanie nie jest instalowane u klienta a korzysta on z aplikacji Syndis-Energia w chmurze. Dane z układów pomiarowych pozyskiwane są poprzez właśnie za pośrednictwem routera MSG-7xx wyposażonego w kartę SIM działającą w prywatnym APNie firmy Mikronika. Użytkownik wnosi comiesięczną opłatę za korzystanie z oprogramowania i transmisję danych z układów pomiarowych. n

DRUKOWANY BIULETYN BRANŻOWY WORTAL

eminaria techniczne 22.02.2018 Lublin edycja 59 Utrzymanie Ruchu 13.03.2018 Toruń edycja 60 Utrzymanie Ruchu 17.04.2018 Koszalin edycja 61 Utrzymanie Ruchu 17.05.2018 Mrągowo edycja 62 Utrzymanie Ruchu 20.09.2018 Mielec edycja 63 Utrzymanie Ruchu 18.10.2018 Opole edycja 64 Utrzymanie Ruchu 15.11.2018 Kalisz edycja 65 Utrzymanie Ruchu

Darmo wy wpis p o d s t aw ow y

6-7.06.2018 Bielsko-Biała (2-dni) edycja IX Ex ATEX 13.12.2018 Łódź edycja X Ex ATEX

- nowości z branży - porady specjalistów - przegląd prasy branżowej - katalogi irm 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

Energoelektronika.pl tel. (+48) 22 70 35 290/291, fax (+48) 22 70 35 101 URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018 marketing@energoelektronika.pl, www.energoelektronika.pl

EKSPLOATACJA I REMONTY

Oferta Hitachi Power Tools Polska Oferta Hitachi Power Tools Polska wzbogaciła się o nowe urządzenie bezszczotkowe, jest nim wkrętarka o symbolu DS18DBSL. Jest to odpowiednik modelu DS18DBEL, ale o dużo wyższych parametrach pracy.

rządzenie to zostało wyposażone w zmodyfikowany silnik bezszczotkowy oraz w zoptymalizowaną przekładnię planetarną. Dzięki takiemu połączeniu udało się zmniejszyć długość urządzenia o 27mm i wynosi ona obecnie 175mm. Zmniejszenie długości maszyny ma bardzo pozytywny wpływ na jej wyważenie i co za tym idzie komfort pracy. Nowa konstrukcja „skrzyni biegów” wpłynęła pozytywnie na moment obrotowy, który osiąga maksymalną wartość 70 Nm. Dzięki wysokim parametrom takim jak moment obrotowy oraz zastosowaniu wysokowydajnych silników bezszczotkowych w połączeniu z nowoczesnymi akumulatorami maszyna osiąga dużą wydajność pracy. Dla przykładu na jednym naładowaniu akumulatora 5Ah można wkręcić w belkę drewnianą około 138 wkrętów o średnicy 8mm i długości 100mm. Specjalne zaprojektowane przetłoczenia obudowy, grube okładziny typu soft touch oraz powiększony pierścień regulujący sprzęgło poprawiają chwyt maszyny i ułatwiają zmianę parametrów pracy nawet w przypadku bardzo

dużego ich zużycia (wytarcia spowodowanego ciężkimi warunkami pracy). Zredukowanie wahań momentu obrotowego przy niskim obciążeniu i niskiej prędkości obrotowej zapewnia wysoką stabilność pracy. Praca maszyną w niskim zakresie prędkości obrotowej silnika może spowodować wzrost temperatury podzespołów elektronicznych i napędowych. W takim przypadku zadziała jeden z systemów zabezpieczających wkrętarkę przed przeciążeniem. Uniemożliwi

Dane techniczne Max moment obrotowy (Nm) Max średnica wiercenia stal (mm) Max średnica wiercenia drewno (mm) Max. wymiar wkrętów do drewna (mm) Wkręt maszynowy (mm) Prędkość obrotowa bez obciążenia (niska/wysoka) Dane fizyczne Napięcie akumulatora (V) Długość całkowita (mm) Waga (kg) Uchwyt roboczy (mm/cale) Wyposażenie Walizka HITSYSTEM Hak Światło led Obroty prawo/lewo Obudowa soft grip

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

on dalszą pracę aż do momentu osiągniecia optymalnej temperatury co sygnalizowanie jest szybkimi impulsami świetlnymi diody LED. Urządzenie występuje w trzech specyfikacjach. Specyfikacja WP oznacza, że wkrętaka wyposażona jest w dwa akumulatory 5Ah, WQ to akumulatory 3Ah nowej generacji o zmniejszonych gabarytach. Specyfikacja W4 natomiast to samo urządzenie bez akumulatorów i ładowarki. Hitachi n

70 13 50 8x100 6 0-400/0-1800 18 175 1,6 13 (1/2") tak tak tak tak tak

EKSPLOATACJA I REMONTY

Połączenie, jakiego nie znacie. speedE® - rewolucja w branży narzędzi ręcznych W pracy każdego profesjonalnego wykonawcy liczą się doświadczenie, precyzja, szybkość, dbałość – zarówno o własne zdrowie, jak i o powierzony materiał, a także funkcjonalność używanego narzędzia. Kluczem do eliminowania poszczególnych problemów wykonawczych, a co za tym idzie gwarancją bardziej wydajnej i optymalnej pracy jest więc ścisła współpraca na linii wykonawca – producent narzędzi oraz nieustanne prowadzenie badań nad kolejnymi innowacjami produktowymi.

ylko takie działania dają bowiem możliwość sprostania coraz większym wymaganiom doświadczonych zawodowców, którzy od narzędzia oczekują całego szeregu wartości dodanych. Łącząc więc potrzeby płynące z rynku oraz ciągłą potrzebę poszerzania swojego portfolio, Wiha dokonuje przełomu w dziedzinie narzędzi ręcznych i wprowadza do oferty pierwszy na świecie wkrętak Wiha z napędem elektrycznym. - Myśląc o stworzeniu tego rewolucyjnego rozwiązania, zapytaliśmy fachowców o najczęstsze problemy i niedogodności, na które napotykają podczas wykonywania precyzyjnych i wymagających połączeń śrubowych – podkreśla Dražen Markešić, Prezes firmy Wiha Polska. - Wśród utrudnień związanych z użyciem tradycyjnych wkrętaków najczęściej pojawiały się niezadowalające tempo pracy oraz bolesne kontuzje zawodowe. Z drugiej strony „wzięliśmy na warsztat” wkrętarki udarowe, które choć są znacznie szybsze, nie gwarantują pełnej kontroli wykonawczej, a co za tym idzie stwarzają ryzyko uszkodzenia powierzonego materiału. Większość z nich uniemożliwia również prace pod napięciem. Nasza decyzja była wiec oczywista – należy zaprojektować narzędzie, które połączy zalety obu rozwiązań. Tak do portfolio Wiha trafił pierwszy wkrętak z napędem elektrycznym - speedE® - dodaje Dražen Markešić.

Rewolucja w dziedzinie narzędzi ręcznych Nowy wkrętak firmy Wiha, wyposażony w napęd elektryczny, w znacznym stopniu skraca czas wkręcania śrub oraz zmniejsza siłę, jakiej należy użyć podczas wykonywania wymagających połączeń śrubowych. Specjalnie opracowany, elektryczny mechanizm precyzyjnej regulacji przenoszenia siły, w połączeniu z kontrolą momentu obrotowego, gwarantuje pełną ochronę materiału przy momencie obrotowym maks. 0,4 Nm,

dając tym samym możliwość ręcznego regulowania wkręcania z pełnym wyczuciem w zakresie do 8 Nm lub dokręcania do oporu. Dodatkowo, zastosowana tu grzechotka elektryczna eliminuje konieczność ciągłego przytrzymywania, mając niebagatelny wpływ na wydajność i komfort pracy, zaś zintegrowane światło LED precyzyjnie oświetla stanowisko robocze. – Największe obawy wykonawców budziła wytrzymałość akumulatora, jednak i w tym przypadku speedE® staje na wysokości zadania – mówi Wojciech Gradowski, ekspert firmy Wiha.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

EKSPLOATACJA I REMONTY Jednokrotne naładowanie akumulatora wkrętaka speedE® umożliwia wykonanie do 800 połączeń śrubowych bez konieczności ponownego ładowania.

Wszechstronny wielozadaniowiec - Różnorodność wykonywanych przez fachowców prac wymaga kompleksowego wyposażenia torby narzędziowej, dlatego projektując wkrętak speedE® położyliśmy ogromny nacisk na jego funkcjonalność, która sprawdzi w każdej branży – podkreśla Wojciech Gradowski. Narzędzie znajdzie swoje miejsce w warsztatach samochodowych czy punktach serwisowo - wykonawczych, zajmujących się montażem i konserwacją ogrzewania, klimatyzacji oraz instalacji sanitarnej, gdzie specjaliści muszą poradzić sobie z niełatwymi zadaniami – pracą z drobnymi elementami poszczególnych podzespołów, działaniem w trudnodostępnych miejscach, a także bardzo dużą ilością drobnych śrub. Oprócz wspomnianych funkcjonalności, użytkownicy wkrętaka speedE® zyskują maksymalną elastyczność – narzędzie jest kompatybilne z odbiornikami napędu serii Wiha slimBit, a w połączeniu z nimi może być również używane jako pełnowartościowy, bezpieczny wkrętak do pracy z częściami pod napięciem. W trosce o jeszcze większe bezpieczeństwo prac przy elementach pod napięciem, bity podlegają precyzyjnej kontroli jakości. Elementy zanurza się w wodzie, a następnie części izolowane podawane są działaniu napięcia 10.000 V AC. Dziesięciokrotna rezerwa bezpieczeństwa gwarantuje pewność, że narzędzie może być dopuszczone do pracy pod napięciem 1000 V prądu zmiennego. Wraz z projektem wkrętaka napędzanego elektrycznie, który zapewnia ogromną przewagę dzięki jedynemu na świecie 3-stopniowemu procesowi dla licznych operacji wkręcania, Wiha wskoczyła na zupełnie nowy poziom w sektorze narzędzi ręcznych. Precyzyjnie wyregulowane przeniesienie siły w trybie automatycznym, funkcja ochrony materiału od 0,4 Nm i możliwość ręcznej regulacji w połączeniu z ergonomicznym designem i niespotykaną wielofunkcyjnością stanowią podstawę zaawansowanej technologii speedE®. -Branża, jaką znamy już nigdy nie będzie taka sama – podsumowuje Dražen Markešić, Prezes Wiha Polska. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Przepięcia generowane przez wyłączniki SF6 podczas przerywania prądu zwarcia Streszczenie Referat przedstawia zagrożenie izolacji uzwojeń transformatorów WN i przepustów przez stromo narastające przepięcia podczas załączania i wyłączania łącznikiem SF6. Takie przepięcia są spowodowane wielką zdolnością sprężonego SF6 do gaszenia łuku pomiędzy otwierającymi się stykami łącznika. Omówiono mechanizm gaszenia łuku w wyłączniku SF6 i spowodowane tym przepięcia. Konstrukcja łącznika zwiększa skuteczność gaszenia łuku wraz z wydzieloną w nim energią, co umożliwia przerywanie wielkiego prądu zwarcia. Jednakże przerwanie przebiegu prądu o wielkim natężeniu wcześniej przed przejściem przez zero skutkuje stromo narastającym przepięciem Przykład awarii autotransformatora 160MVA 235/110 kV, w którym izolacja uzwojenia regulacyjnego uległa przebiciu do kadzi przez przepięcie o wielkiej stromości wywołane przerwaniem prądu zwarcia potwierdza praktyczne znaczenie tego problemu.

Zastosowanie gazu SF6 w urządzeniach wysokiego napięcia

Sześciofluorek siarki SF6 jest gazem elektroujemnym i posiada zdolność absorbowania elektronów czemu za-

wdzięcza znakomitą wytrzymałość dielektryczną. Przy zderzeniu z molekułą gazu swobodny elektron zostaje zaabsorbowany i tworzy jon ujemny o znacznie większej masie ale o małej ruchliwości. W ten sposób zmniejsza się przewodnictwo elektryczne gazu i uzyskuje wysoką wytrzymałość dielektryczną. Ta cecha SF6 została wykorzystana przy budowie stacji rozdzielczych a także linii i aparatów wysokiego napięcia. Zastosowanie SF6 do wyłączników WN spowodowane jest m.in. wysoką gęstością oraz niską lepkością, co skutkuje znakomitym przewodnictwem cieplnym. Skuteczność chłodzenia, a tym samym gaszenia łuku przez konwekcję jest niemal 100-krotnie większa w odniesieniu do innych gazów. Dodatkową zaletą jest zdolność rekombinacji nośników ładunku o dodatnim i ujemnym znaku w plazmie pozostałej w kanale wyładowania łukowego po przerwaniu prądu przy przejściu przez zero. Natomiast ograniczenie stosowania SF6 w aparatach WN do krajów o umiarkowanym klimacie wynika ze jego skraplania się w niskich temperaturach. Ponadto jako gaz cieplarniany nie powinien być uwalniany do atmosfery przy naprawach i przeglądach wyłączników.

Wyłączniki wysokiego napięcia w izolacji SF6

Zasada działania napędu oraz komory gaszeniowej wyłącznika SF6 Wyłączniki wysokiego napięcia w izolacji gazowej o różnych konstrukcjach i odmiennych zasadach działania zaczęto wprowadzać w latach 50. ubiegłego wieku. Pierwsze patenty na zastosowanie SF6 do gaszenia łuku zgłosiło AEG już w 1938 roku, a następnie Westinghouse opatentował w 1951 roku i wkrótce rozpoczął produkcję rozłączników do 600 A na napięcie do 161 kV. Pierwsze wyłączniki produkowane przez Westinghouse w 1953 roku złożone były z sześciu szeregowo połączonych komór z SF6 i mogły przerywać prąd 5 kA przy napięciu 115 kV. Kilka lat później zastosowano wtrysk sprężonego SF6 do gaszenia łuku między stykami wyłącznika. Do sprężania gazu zastosowano sprężynowy napęd przesuwający komorę wyłącznika względem stacjonarnego tłoka. Ten system zwany „Puffer” umożliwił budowę wyłączników z SF6 zdolnych do przerwania prądu zwarcia 41,8 kA przy napięciu 138 kV (moc wyłączalna 10.000 MVA) oraz 37,6 kA przy 230 kV (moc wyłączalna 15.000 MVA). Wymagało to szeregowego połączenia trzech komór wyłącznika w każ-

Rys. 1. Wyłączniki SF6 3AP1FG oraz 3AP1F prod. Siemens ze wspólnym napędem (a) oraz z napędem indywidualnym do trójfazowych i jednofazowych operacji łączeniowych (b) [2], 1-wyłącznik, 2-izolator wsporczy, 3-kolumna, 4-układ sterowania, 5-napęd

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI dej z trzech faz i wysokiego sprężenia gazu (1,35 MPa) podczas wtryskiwania przez dyszę skierowaną na gaszony łuk. Dzięki badaniom laboratoryjnym i modelowaniu mechanizmu gaszenia łuku chłodzonego przez konwekcję do opływającej go strugi wtryskiwanego pod ciśnieniem gazu w latach 1980 opracowano wyłącznik o pojedynczej komorze na napięcie 245 kV, co umożliwiło budowę wyłączników na 420 kV, 550 kV i 800 kV z 2, 3, oraz 4 komorami. Obecnie wyłączniki SF6 zdominowały cały zakres wysokich napięć zawdzięczając to prostej konstrukcji komory, autonomii zasobnikowego napędu sprężynowego, możliwości przerywania prądu do 63 kA w jednej komorze, krótkiemu czasowi przerywania prądu zwarciowego, który trwa od 2 do 2,5 okresów częstotliwości sieciowej [1]. Przykładowe konstrukcje wyłączników z komorami SF6 pokazana na rysunku 1. Różnią się one przede wszystkim konstrukcją napędu. W przypadku zwarcia doziemnego na jednej fazie linii wyłącznik 3AP1FG przerywa prąd zwarcia i obciążenia we wszystkich trzech fazach. Natomiast wyłącznik 3APF1 wyłącza prąd zwarcia tylko w uszkodzonej fazie. Na rysunku 2 pokazano schemat funkcjonalny zasobnikowego napędu sprężynowego, który stosowany jest wyłącznikach SF6 na napięcie od 72 kV do 550 kV. Po lewej stronie rysunku pokazano zespół sprężyn zamykającej (7) oraz otwierającej (17). Natomiast po prawej, układ wyzwalania i przeniesienia napędu. Zaletą zasobnikowego napędu sprężynowego w stosunku do

innych rodzajów (np. magnetyczny lub pneumatyczny) jest wysoka niezawodność, która wynika z małej energii gromadzonej w obu sprężynach oraz prostej mechanicznej konstrukcji zawierającej niewielką ilość ruchomych części i wykorzystującej łożyska kulkowe. Czas życia napędu sprężynowego osiąga wiele dziesiątek lat pracy, a obudowa chroni mechanizm od czynników zewnętrznych i tłumi drgania. Proces wyłączania i otwierania się styków w wyłączniku SF6 z wtryskiem sprężonego gazu przedstawiono na rysunku 3. W pozycji A styki główne (1) są zamknięte i przenoszą prąd obciążenia. W pozycji B styki główne są otwarte, a prąd obciążenie płynie poprzez styki opaleniowe (2). W pozycji C styki opaleniowe są otwarte, a pomiędzy nimi pali się łuk (3) oraz wzrasta ciśnienie w komorze SF6 (4). Czerwone strzałki na wskazują kierunek strugi gorącego gazu. W pozycji D wyłącznik jest otwarty, otwarta dysza (5) kieruje gaz na łuk podczas gdy tłok sprężający (6) znajduje się w krańcowym położeniu. Rozchodzenie się styków opaleniowych (łukowych) wyłącznika nie jest zsynchronizowane z chwilą przejścia prądu przez zero. Gaz SF6 wtryśnięty do przerwy pomiędzy otwierającymi się stykami może zgasić łuk i przerwać niewielki prąd (kilka lub kilkanaście amperów) jeszcze przed przejściem prądu przez zero. W rezultacie przy przerywaniu niewielkiego prądu obciążenia wydłuża się czas kiedy w przerwie między stykami prąd nie płynie oraz nie wydziela się energia łuku. W konsekwencji schładzanie gorącego gazu trwa dłu-

żej. Wówczas przerwa między stykami może odzyskać wysoką wytrzymałość dielektryczną i zapobiec ponownemu zapaleniu łuku pod działaniem napięcia powrotnego. Natomiast duże natężenie przerywanego prądu (np., zwarciowego) powoduje wzrost temperatury łuku i gęstości nośników ładunku w kanale wyładowania. Gorący zjonizowany gaz stanowi przewodzącą plazmę, której chłodzenie oraz dejonizacja w przerwie międzystykowej wymaga odpowiedniego czasu po przerwaniu prądu przy przejściu przez zero. Czas ten jest tym dłuższy im większy jest przerywany prąd. Stąd łączny czas procesu przerywania strugi prądowej może trwać nawet do 50 ms. Zwiększenie skuteczności przerywania prądów o dużym natężeniu uzyskuje się stosując zwiększone ciśnienie gazu oraz większą prędkość rozchodzenia styków. Ciśnienie gazu sprężanego przez tłok przesuwający się w komorze wypełnionej SF6 jest zwielokrotnione poprzez wzrost jego temperatury w wyniku działania łuku palącego się w komorze. Rozszerzalność cieplna gazu powoduje gwałtowne podniesienie ciśnienia w komorze bez potrzeby stosowania napędu sprężynowego. Strumień gazu wypychanego pod ciśnieniem przez dyszę powoduje bardzo intensywne gaszenie łuku i umożliwia przerwanie prądu zwarcia. Po zgaszeniu łuku w przerwie między stykami pozostają nośniki ładunku elektrycznego, głównie elektrony i jeśli napięcie powrotne przekroczy wytrzymałość dielektryczną tej przerwy to następuje powtórny jego zapłon, który

Rys. 2. Zasobnikowy napęd sprężynowy stosowany w wyłącznikach SF6 [3]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI nazywany jest zapłonem dielektrycznym. W miarę rozchodzenia się styków wzrasta wytrzymałość przerwy międzystykowej, ale jednocześnie maleje wytrzymałość gazu na skutek wzrostu temperatury, która jest tym wyższa im dłużej płynął prądu łuku o dużym natężęniu. Jeśli szybkość chłodzenia łuku przez strumień gazu jest niewystarczająca to następuje ponowny zapalenie się łuku nazywane zapłonem cieplnym. W rezultacie o zgaszeniu łuku decyduje zarówno temperatura gazu w przerwie międzystykowej jak i przebieg napięcia powrotnego, a zwłaszcza prędkość narastania jego czoła. Zwiększenie skuteczności przerywania bardzo dużych prądów uzyskuje się poprzez wprowadzeniu zaworu między obszarem rozprężania (ekspansji) i sprężania gazu, który dodatkowo zwiększa ciśnienie w komorze. Przy przerywaniu małych prądów zawór ten otwiera się pod działaniem nadciśnienia w obszarze sprężania, a wydmuch łuku jest taki sam jak pod działaniem napędu sprężynowego. Aby uniknąć nadmiernego

zużycia energii na sprężanie gazu, zawór jest zainstalowany na tłoku celem ograniczenia nadciśnienia w obszarze sprężania do poziomu niezbędnego do przerywania małych prądów zwarcia. Takie rozwiązanie nazwane Self Blast [11] ogranicza z reguły napięcie powrotne i jego stromość narastania występujące przy przerywaniu prądu o mniejszym natężeniu. Napięcie powrotne (Transient Recovery Voltage -TRV) Po przerwaniu łuku pomiędzy stykami pojawia się napięcie na skutek oscylacji pomiędzy częściami obwodu przyległymi do wyłącznika. Jest to napięcie powrotne US-UL, które osiąga dwukrotną wartość szczytową napięcia zasilania, a czoło nazwano przejściowym napięciem powrotnym (Transient Recovery Voltage - TRV) (rys.4). Może ona przyspieszyć pozostałe w przerwie między stykami nośniki ładunku (głównie elektrony) i spowodować lawinowe zwiększenie ich ilości przez jonizację zderzeniową z cząsteczkami gazu. W rezulta-

cie proces ten może doprowadzić do przebicia przerwy i powtórnego zapłonu łuku. Wartość i kształt napięcia TRV stanowi są jednym z głównych czynników determinujących proces przerywania prądu przez wyłącznik. W szczególności szybkość narastania TRV (Rate of Rise of the Recovery Voltage RRRV) ma krytyczny wpływ na gaszenie łuku i przerwanie prądu. Zarówno natężenie prądu zwarcia jak i przebieg TRV są zależne od wartości impedancji obwodu, w którym zainstalowano wyłącznik i mogą się znacznie różnić w zależności od rodzaju wyłączanych urządzeń. Stromość prądu di/dt wokół przejścia prądu przez zero, oprócz jego natężenia, ma zasadniczy wpływ na powtórny zapłon łuku w przerwie między stykami. Gaszenie łuku przez wtrysk gazu SF6 powoduje przerwanie prądu o niewielkim natężeniu jeszcze przed przejściem przez zero. Natomiast w przypadku prądu zwarcia skutkuje to bardzo bardzo wysoką stromością di/dt, która skraca czas δt do przejścia prądu przez zero t=0 (rys.5). Tak krótki czas może nie wy-

Rys.3. Komora wyłącznika SF6 z wtryskiem sprężonego gazu [1]

Rys. 4. Uproszczony schemat obwodu wyłącznika SF6 obciążonego impedancją indukcyjną[4]. US, UL - napięcie po stronie źródła oraz obciążenia, i – prąd łuku, TRV napięcie powrotne pomiędzy stykami wyłącznika

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

starczyć na schłodzenie i dejonizację plazmy w przerwie pomiędzy otwierającymi się stykami. Wówczas przerwa nie może odzyskać wysokiej wytrzymałości dielektrycznej kiedy pojawi się tam wysokie napięcie powrotne. Dlatego aby zapobiec powtórnemu zapłonowi łuku zwiększa się ciśnienie pod którym gaz jest wtryskiwany pomiędzy stykami. Stromość napięcia powrotnego pojawiającego się po przerwaniu prądu zależy także od konstrukcji wyłącznika.

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Producenci wyłączników SF6 na ogół nie podają danych dotyczących parametrów napięcia TRV zapewne wychodząc z założenia, że przebieg TRV zależy od obwodu na wyjściowych zaciskach wyłącznika, w którym przepływał przerwany prąd. Nie mniej jednak istotną informację o TRV i jego stromości podano w danych technicznych wyłącznika SF6 prod. Alstom na napięcię Un=123 kV (In=3.15 kA, Izw=40 kA) [5]. Wynika z nich, że przy skrajnie niekorzystnym zwarciu międzyfazowym na zaciskach wyjściowych wyłącznika TRV osiąga wartość szczytową 211 kV oraz maksymalną stromość 2 kV/ps = 2000MV/µs. Taką samą stromość osiąga TRV przy zwarciu krótkiego odcinka linii napowietrznej. Dla porównania można podać, że w znormalizowanej próbie dławika lub transformatora o napięciu znamionowym Un=800 kV udarem uciętym 2 MV najwyższa stromość czoła udaru wynosi około 2 MV/µs, a stromość ucięcia udaru może osiągnąć 20 MV/µs. Zatem przepięcie TRV wywołane przerwaniem prądu zwarcia na zaciskach wyłącznika 123 kV może osiągnąć stromość stukrotnie wyższą od tej, na którą konstruktor oblicza izolację uzwojenia 800 kV transformatora lub dławika poddanego próbie odbiorczej udarem uciętym. Oczywiście w rzeczywistym obwodzie indukcyjność oraz pojemność połączeń transformatora z wyłącznikiem znacznie zmniejszy stromość przepięcia pojawiającego się na uzwojeniu transformatora. Ponadto dłuższy odcinek linii napowietrznej lub kabla pomiędzy wyłącznikiem SF6 a transformatorem spowoduje obniżenie częstotliwości oscylacji wzbudzonej pomiędzy indukcyjnością i pojemnością obwodu odłączanego w chwili przerwania prądu. Natomiast w rozdzielni GIS, gdzie wyłącznik jest zazwyczaj zainstalowany możliwe blisko transformatora lub dławika oscylacje pomiędzy indukcyjnością i pojemnością przepustu oraz wejściowej sekcji uzwojenia mogą osiągnąć częstotliwość rzędu dziesiątek MHz. W takim przypadku rozkład naprężeń dielektrycznych na izolacji uzwojenia transformatora jest bardziej nierównomierny w porównaniu do obliczonego przez konstruktora ze względu na próbę udarową i w silnie naprężanych częściach uzwojeń zostaną wzbudzone oscylacje na częstotliwości rezonansów własnych [6].

Strome przepięcia (VFTO) przy wyłączaniu transformatorów i dławików WN

Rys. 5. Charakterystyka przerywania prądu zwarcia i obciążenia w komorze wyłącznika SF6

Rys. 6. Powstawanie krótkotrwałych stromych przepięć podczas otwierania się tyków wyłącznika SF6 [7]

W praktyce eksploatacyjnej wyłączanie prądu zwarcia przez wyłącznik SF6 zdarza się stosunkowo rzadko, a przeważnie załączane i wyłączane są stosunkowo małe prądy robocze dławików do kompensacji pojemności sieci oraz transformatorów. Ich impedancja powoduje, że prąd opóźnia się w fazie względem napięcia, którego mak-

symalna wartość występuje przy przejściu prądu przez zero (rys.4). Znakomita zdolność wyłączników SF6 do przerywania prądu zwarcia powoduje, że przy wyłączaniu względnie małego prądu indukcyjnego wyłącznik ucina przepływ prądu jeszcze przed przejściem przez zero (rys.5). Gwałtowne przerwanie prądu i powoduje że ener-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

3AV1 145 kV Próżniowy wyłącznik wysokiego napięcia - ekologiczne rozwiązanie dla elektroenergetyki. siemens.pl/hv

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI gia pola magnetycznego Em=L∙i2/2 zgromadzona w indukcyjności L uzwojeń zostaje natychmiast zamieniona na energię pola elektrycznego EC=C∙u2/2 w postaci przepięcia pojawiającego się na pojemności C pomiędzy otwierającymi się stykami wyłącznika. To strome i krótkotrwałe przepięcie nakłada się na szczytową wartość wolnozmiennego napięcia sieci i łącznie może osiągnąć jego dwukrotną amplitudę. Jeśli przekracza ono wytrzymałość dielektryczną przerwy otwierającej się pomiędzy stykami wyłącznika to następuje ponowne zapalenie łuku w którym wydziela się energia EC. Efekt ten pokazano na rysunku 6. Podczas otwierania się styków, przy kolejnym przeskoku między stykami, napięcie UL na pojemności uzwojenia C wyrównuje się z chwilowym napięciem sieci US po doładowaniu tej pojemności. W miarę oddalania się styków zwiększa się napięcie przeskoku UB maleje ilość zapłonów łuku, natomiast wzrasta amplituda stromych krótkotrwałych przepięć. W ten sposób powstaje seria przepięć następujących po sobie w odstępach czasu krótszych niż zwłoka wymagana dla odzyskania wytrzymałości dielektrycznej przerwy między stykami. Rozkład naprężeń dielektrycznych w uzwojeniach transformatorów i dławików podczas stromych przepięć Gdy udar normalny 1.2/50 µs jest doprowadzony do zacisku wejściowego uzwojenia wysokiego napięcia transformatora to powoduje zwiększenie naprężeń na izolacji dwucewek przylegających do tego zacisku (rys.7). Bardziej równomierny rozkład napięcia udarowego można uzyskać zwiększając pojemność szeregową Cn pomiędzy sąsiadującymi cewkami, przy stałej pojemności doziemnej Cg. W tym celu opracowano uzwojenia wywrotkowe, uzwojenia z pierścieniami ekranującymi oraz uzwojenia przeplatane, dla których rozkład napięć udarowych jest najbardziej korzystny (rys.7). Jednakże stromo narastające przepięcie wywołane gwałtownym ucięciem prądu zwarciowego przez wyłącznik SF6 powoduje, że czas narastania czoła tego przepięcia jest krótszy od czasu propagacji fali napięcia wzdłuż przewodu nawojowego dwucewki. Wówczas, dla takiego przepięcia, dwucewka stanowi linię długą o parametrach rozłożonych i impedancji falowej Z, podczas gdy dla udaru normalnego zachowuje się jak obwód o stałych skupionych (rys.8). Dla przebiegu falowego różnica napię-

cia U1, U2… Un pomiędzy końcami kolejnych dwucewek powoduje powstanie dwóch przeciwbieżnych fal, które nakładają się na siebie przy wewnętrznym połączeniu cewek Z1 i Z2. W rezultacie następuje odbicie fal oraz podwojenie ich amplitudy w miejscu ich czołowego spotkania (rys.9), a miejscowe spiętrzenie naprężeń izolacji przewodu nawojowego w środkowej części dwucewki uzwojenia wywrotkowego może spowodować przebicie izolacji międzyzwojowej. Natomiast w przypadku uzwojenia z pierścieniami ekranującymi (Shield Wire SW) podwojenie amplitudy fali występuje przy końcu przewodu ekranującego, który jest najbardziej narażony na przebicie izolacji zwojowej (rys. 8).

Uszkodzenia izolacji uzwojeń dławików i transformatorów WN przez strome przepięcia łączeniowe

Dane statystyczne niezawodności dławików wysokiego napięcia opublikowane przez CIGRE wykazały, że poważne uszkodzenia uzwojeń spowodowanych przez wyłącznik SF6 występują 2,5 raza na 100 lat eksploatacji, co stanowi dziesięciokrotnie wyższą częstość uszkodzeń w porównaniu do uszkodzeń spowodowanych przez wyłączniki linii napowietrznych. Jako przyczynę tak częstych awarii podano zużycie izolacji na skutek wysokiej częstości załączeń lub też wysokie naprężenia elektryczne na skutek stromych przepięć [8]. Amerykańskie przedsiębiorstwa energetyczne opublikowały dane dotyczące uszkodzeń uzwojeń transformatorów wysokiego napięcia przez wyłączniki SF6 [9]. Natomiast brazylijska energetyka FURNAS stwierdziła szereg uszkodzeń uzwojeń transformatorów w sieci 500 kV na skutek szybkich przepięć generowanych podczas

Rys. 7. Rozkład napięcia udarowego na dwucewkach uzwojeń wywrotkowego (1), z pierścieniami ekranującymi (2)oraz przeplatanego (3)

Rys. 8. Fala stromego przepięcia w uzwojeniu wywrotkowym o impedancji falowej Z

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Rys. 9. Nakładanie się dwóch fal przeciwbieżnych w cewce Z1 i cewce Z2

działania wyłączników SF6 i wspólnie z producentem transformatorów opracowała specyfikację techniczną dla nowych jednostek, która ma zapobiec dalszym uszkodzeniom [10]. Między innymi analiza przypadku przebicia izolacji uzwojenia regulacyjnego autotransformatora sieciowego na skutek uderzenia pioruna w linię kilka kilometrów od stacji wskazała, że piorun spowodował doziemne zwarcie przewodu linii i zadziałanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Przepięcie spowodowane uderzeniem pioruna nie zawierało składowych widmowych o dostatecznie wysokiej częstotliwości aby pobudzić rezonans własny tego uzwojenia. Natomiast wyłączenie prądu zwarcia w fazie trafionej przez piorun spowodowało strome przepięcie generowane przez wyłącznik SF6, co wzbudziło oscylację uzwojenia regulacyjnego na częstotliwości rezonansu własnego i przebicie izolacji zwojowej oraz doziemnej. Ponadto przerwanie stosunkowo małego prądu obciążenia w pozostałych fazach wywołało przepięcie, które zostało zarejestrowane przez analizator zdarzeń. Było ono jednak o mniejszej stromości i amplitudzie w porównaniu do przepięcia w fazie, gdzie wyłącznik przerwał duży prąd zwarcia doziemnego.

Standaryzacja przebiegu napięcia powrotnego

Norma Międzynarodowej Komisji Elektrotechnicznej (IEC) [12] określa dopuszczalne parametry kształtu przebiegu napięcia powrotnego TRV zarejestrowanego podczas próby odbiorczej wyłącznika. W przypadku wyłączania dławika do kompensacji sieci norma dopuszcza występowanie powtarzających się zapłonów pomiędzy stykami wyłącznika ale tylko podczas jednorazowej próby wyłączania. W praktyce podczas wyłączania dławika lub transformatora występują

powtórne zapłony łuku między stykami wyłącznika w zależności od impedancji obwodu w którym zainstalowano wyłącznik. Niewielkie zmiany w tym obwodzie mogą spowodować istotne zmiany w zarejestrowanym przebiegu TRV. Na przykład w zależności od impedancji elementów obwodu nie określonych przez normę IEC wyłącznik może przerwać lub nie oscylacje o wysokiej częstotliwości powstające podczas powtarzających się zapłonów łuku przy wyłączaniu dławika lub transformatora. Oznacza to, że wyłącznik poddany próbom odbiorczym może spełnić lub nie spełnić wymagania normy w zależności od niesprecyzowanych elementów obwodu probierczego. Dlatego oczekiwana nowelizacja normy powinna obejmować również parametry obwodu probierczego, podobnie jak to

ma miejsca w normie na dotyczącej maszyn wirujących.

Podsumowanie

Stosowanie wyłączników SF6 w polskim systemie przesyłu energii elektrycznej liniami 220 kV i 400 kV wymaga zwrócenia uwagi na impedancję obwodu pomiędzy wyłącznikiem a transformatorem lub wysokonapięciowym dławikiem kompensacyjnym. Wraz z rozwojem stosowania rozdzielni GIS narastać będzie problem stromych przepięć generowanych przez wyłączniki SF6 umieszczone w bezpośrednim sąsiedztwie transformatora. Doświadczenia eksploatacyjne wskazują, że strome przepięcia generowane przez wyłączniki SF6 w istotny sposób mogą zwiększać awaryjność systemu elektroenergetycznego. prof. dr hab. inż. Ryszard Malewski n

Literatura

• www. Wikipedia,”Arc interruption theory” • www.energy.siemens.com/nl/pool/hq/power-transmission/high-voltageproducts/circuit-breaker. • www.180400552 “SF6 Circuit Breaker working principle”. • K. Niayesh and M. Runde, “Arc interruption in SF6 breaker”, Springer International Publishing AG 2017 Power Switching Components, Power Systems, • Katalog ALSTOM SF 6 Circuit breaker GL311F1 4031 p 123 kV • S.Fujita, N. Hosokawa, Y. Shibuya, “Experimental Investigation of High Frequency Oscillation in Transformer Windings”, IEEE Trans., Vol-PWRD-13, 1998, Nr. 4, • 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. • R. Smeet, KEMA “Shunt Reactor Switching Ambiguity” Word of Testing, July 22, 1913. • Eaton Electrical Group, “Transformer Failure Due to Circuit Breaker Induced Switching Transients”, IEEE Central Tennessee Section, May 1, 2012 • A.Vita, J. Montanha, E. Oliveira “Evaluation Method of VFT Stresses for Power Transformer Winding design, Interaction. Experience between Manufacturer and Utility” Brazil, CIGRE A2-201 2016 • Siemens publication, “Selfblast arc quenching”. • Cary, Eaton Pittsburgh, PA. “High Voltage Circuit Breaker Standard Comparison”, WP 0120001.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

POMIARY I BADANIA APARATURY WYSOKIEGO NAPI¢CIA

WYŁÑCZNIKI NN i WN PRZEKŁADNIKI NN i WN TRANSFORMATORY MOCY NAPI¢CIA RA˚ENIA

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Doświadczenia z uruchomienia i eksploatacji wyłącznika próżniowego na napięcie 110 kv Streszczenie: Populację wyłączników NN i WN zainstalowaną w sieci przesyłowej zdominowały wyłączniki w izolacji gazem SF6. Ze względu na zaostrzanie przepisów związanych z użytkowaniem tego gazu oraz wycofania się producentów z technologii powietrznej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podjęły starania związane z testową instalacją wyłącznika próżniowego WN. Technologia ta jest z sukcesem wdrażana głównie w Azji. W artykule prezentuje się doświadczenia związane z uruchomieniem i eksploatacją jedno-przerwowego wyłącznika z komorami próżniowymi w izolacji 145 kV zainstalowanego na jednej z rozdzielni 110 kV.

Wstęp Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. eksploatują ponad 1300 wyłączników na napięcie ≥ 110 kV. Ze względu na medium izolacyjne rozróżnia się wyłączniki: yy pneumatyczne (powietrzne), gdzie medium izolacyjne stanowi sprężone powietrze, yy gazowe, izolowane gazem SF 6 (GCB); yy małoolejowe, gdzie medium izolacyjnym jest olej elektroizolacyjny; yy próżniowe (VCB), gdzie medium izolacyjne stanowi próżnia. Udział poszczególnych grup w populacji wyłączników przedstawiono na wykresie 1. Niemal ¾ populacji stanowią wyłączniki izolowane gazem SF6 (w wykonaniu napowietrznym, w rozdzielnicach GIS, czy polach kompaktowych MTS). Mając na uwadze problemy w eksploatacji wyłączników małoolejowych czy powietrznych oraz rozwój sieci elektroenergetycznej skutkujący wzrostem mocy zwarciowych w jej poszczególnych węzłach, tym samym niedostosowania podstawowych parametrów wyłącznika do miejsca za-

instalowania, niezawodność pracy, dostępność części zamiennych, czy konieczność utrzymania infrastruktury sprężonego powietrza, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podjęły decyzję o stopniowym wycofywaniu tych wyłączników z eksploatacji. Od lat 90 –tych, w nowobudowanych, czy modernizowanych stacjach stosowano wyłączniki zawierające gaz SF6. Przez lata było to jedyne sprawdzone rozwiązanie. Ze względu na duże oddziaływanie na środowisko naturalne gazu SF6, uznanego za gaz cieplarniany, oraz bardzo szkodliwych produktów jego rozpadu, trwają poszukiwania alternatywnych rozwiązań. Naturalnym kierunkiem badań jest sprawdzona w rozdzielnicach SN technologia próżniowa. Ponadto argumentem do poszukiwania rozwiązań alternatywnych jest tworzenie restrykcyjnych przepisów dotyczących prowadzenia gospodarki gazem SF6, który traktowany jest jako fluorowany gaz cieplarniany. Wprowadzanie kolejnych przepisów prawnych dotyczących m.in. obowiązkowego posiadania certyfikatów przez osoby wykonujące wszelkie czynności na urządzeniach z ww.

gazem, wymogów prowadzenia kontroli szczelności urządzeń, będących rozdzielnicami elektrycznymi, zawierającymi fluorowane gazy cieplarniane w ilości co najmniej 5 Mg ekwiwalentu CO2, jeśli nie są one wyposażone w przyrządy do pomiaru gęstości i ciśnienia lub jeśli poziom ulotu w ciągu roku podany w specyfikacji technicznej producenta jest mniejszy niż 0,1%. Wiąże się to także z prowadzeniem Kart Urządzeń w Centralnym Rejestrze Operatorów, czy prowadzenia Bazy Danych Sprawozdań, jako podmiot stosujący FGC w instalacji, serwisowaniu lub konserwacji urządzeń. Skutkuje to wzrostem kosztów zakupu i eksploatacji tych urządzeń. Dodatkowo, w wyniku emisji gazu do powietrza właściciel urządzeń zawierający gaz SF6 staje się podmiotem korzystającym ze środowiska zgodnie z ustawą Prawo ochrony środowiska i na tej podstawie jest zobowiązany do sporządzania sprawozdań dotyczących informacji o zakresie korzystania ze środowiska, a w niektórych przypadkach, do ponoszenia opłat za korzystanie ze środowiska. Należy jednak zwrócić uwagę, że ilość gazu SF6 w wyłącznikach WN

Wykres 1. Udział poszczególnych grup w populacji wyłączników z podziałem na medium izolacyjne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI (NN) jest wielokrotnie mniejsza, niż np. w rozdzielnicach WN (NN) typu GIS czy polach kompaktowych MTS. W związku z powyższym, kilka lat temu, PSE S.A. zwróciło się do wiodących producentów wyłączników WN z zapytaniem o rozwijane technologie, będące alternatywą dla gazu SF6. Jeden z nich potwierdził wdrożoną technologię wyłącznika próżniowego z komorą jedno-przerwową oraz wyraził chęć współpracy w zakresie instalacji i próbnej eksploatacji wyłącznika w sieci PSE S.A. Celem wykonania testowej instalacji wyłącznika próżniowego WN była weryfikacja możliwości technicznych aparatów tego typu oraz ocena możliwości szerszego stosowania tej technologii na bieżącym etapie rozwoju w sieci przesyłowej. Do postępowania prowadzonego w trybie zamówienia z wolnej ręki zaproszono trzech dostawców wyłączników z komorami w technologii próżniowej. Ze względu na brak doświadczeń stosowania próżni w sieciach WN, przed podjęciem próbnej instalacji nie można było wykonać szczegółowej analizy kosztów eksploatacji wyłącznika próżniowego 110 kV i porównania jej do kosztów eksploatacji wyłączników w technologiach powszechnie stosowanych (np. SF6).

Porównanie technologii Wyłączniki z komorami próżniowymi nie wymagają medium izolacyjnego i gaszącego oraz nie posiadają materiału podlegającego jonizacji. Rozłączanie styków następuje w obecności łuku wytworzonego z par stopionego materiału stykowego. Pary metalu istnieją tylko podczas palenia się łuku pod działaniem energii zewnętrznej i zanikają w okolicy zera prądu po zgaśnięciu łuku. W tym momencie następuje spadek obciążenia i gwałtowna kondensacja par metalu na ekranie kondensacyjnym. Wyłącznikowa komora próżniowa odnawia swoje własności izolacyjne tak szybko, że wytrzymuje przejściowe napięcie powrotne o bardzo dużej stromości narastania. Dzięki wysokiej próżni (ok. 10-11 mbar), nawet przy małych odległościach styków osiąga się wysoką wytrzymałość elektryczną. Specjalna konstrukcja i dobór materiału styków, jak też ograniczony czas oddziaływania na nie łuku elektrycznego zapewnia minimalne zużywanie się styków i tym samym ich długą żywotność. Dodatkowo próżnia za-

Zdjęcie. 1. Wyłącznik próżniowy w izolacji 145 kV w eksploatacji od 2012 r., zainstalowany na jednej ze stacji rozdzielczej 110 kV. Liczba operacji łączeniowych ok. 450.

pobiega utlenianiu i zanieczyszczeniom powierzchni styków głównych. W porównaniu do technologii SF6 zwraca się uwagę na następujące zalety technologii próżniowej: yy Liczba możliwych łączeń wyłącznika próżniowego jest większa niż wyłącznika SF6 ze względu na większą wytrzymałość styków na działanie łuku. To powoduje, że próżnia jest atrakcyjnym rozwiązaniem, tam gdzie wymagane jest wykonywanie częstych operacji łączeniowych, na przykład operacji dziennych. yy Napięcie łuku w wyłączniku próżniowym (VCB) jest o wiele niższe niż w wyłączniku SF6 (GCB) – kilkadziesiąt woltów do kilkuset woltów. Również czas trwania łuku w trakcie wyłączenia zwarcia jest krótszy w przypadku wyłącznika próżniowego – minimalny czas trwania łuku typowy dla wyłącznika próżniowego wynosi 5 ÷ 7 ms, a dla wyłącznika SF6 10 ÷ 15 ms. Konsekwencją tego, jest istotnie większa liczba możliwych operacji łączeniowych, jakie może wykonać wyłącznik próżniowy w porównaniu do wyłącznika SF6 w czasie cyklu życia aparatu. yy Wyłączanie prądu zwarciowego i związane z tym bardzo szybkie tempo wzrostu zdolności wytrzymywania przepięć jest większe dla wyłącznika próżniowego niż SF6, ze względu na jego bardzo szybkie możliwości odtwarzania zdolności dielektrycznych.

yy Przerwy w próżni charakteryzują się występowaniem przeskoku stosunkowo późno, nawet do kilkuset ms po przerwaniu prądu. Mimo to, konsekwencje tego są ograniczone ponieważ przerwa w próżni natychmiast odzyskuje swoje właściwości izolacyjne. Skutki tego są wciąż dyskutowane i nie do końca poznane. W przypadku wystąpienia późnego przeskoku w przerwie izolowanej SF6, co jest niezmiernie rzadkim zjawiskiem, przerwa ta zazwyczaj nie jest w stanie odbudować swoich właściwości. Porównując obie technologie pod kątem charakteru przyłączonego odbioru można wyróżnić: a) Łączenie prądów roboczych: Literatura nie stwierdza istotnych różnic pomiędzy GCB i VCB w tym względzie. b) Łączenie prądów o charakterze pojemnościowym Nie stwierdza się występowania istotnych problemów z wyłącznikami, w przypadku łączenia prądów o charakterze pojemnościowym. Szczególnie w węzłach o wysokich poziomach mocy zwarciowej mogą występować niewielkie napięcie powrotne TRV (ang. Transient Recovery Voltage), wynikające z różnicy pomiędzy napięciem kondensatora a napięciem strony zasilającej. Konstrukcja wyłączników SF6 umożliwia łączenie prądów pojemnościowych występujących na najwyższych poziomach napięć, ale nie jest

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI ona wolna od występowania zjawisk, które mogą w szczególnych przypadkach być dla niej groźne, np. napięcia powrotne, będące wynikiem stworzenia przerwy później niż ćwierć okresu po przerwaniu prądu. Konstrukcja wyłączników VCB umożliwia wprowadzenie niższego prawdopodobieństwa występowania wyładowań powrotnych, jednak ich występowanie jest nieprzewidywalne, co do wartości oraz czasu wystąpienia w całym zakresie napięcia. Konstrukcja wyłącznika VCB dwu-przerwowego wpływa pozytywnie na powstrzymanie (spowolnienie) występowania napięć powrotnych lecz poprzez wytwarzanie przepięć łączeniowych (wynikającymi z konstrukcji wyłącznika dwu-przerwowego), może doprowadzać do podbicia napięcia (ang. voltage escalation). W czasie tworzenia się coraz większej przerwy, napięcie powrotne i w rezultacie napięcie całkowite są coraz większe. Odrębnym przypadkiem jest łączenie baterii kondensatorów, jako szczególny (bardziej wymagający) rodzaj łączenia prądów pojemnościowych. W przypadku VCB może to wymagać zastosowania kontaktów o innej konstrukcji, niż dla wymagań standardowych. c) Łączenie prądów o charakterze indukcyjnym Obwody indukcyjne wprowadzają maksymalne przesunięcie fazy pomiędzy prądem i napięciem. Dla prądu o wartości bliskiej zeru, napięcie osiąga wartość maksymalną, co stwarza warunki do powstawania zapłonów (zerwanie przerwy łączeniowej bardzo krótko po przerwaniu prądu). Pojawiają się oscylacje napięcia spowodowane wpływem pojemności doziemnych na układ. Rozróżnia się trzy kategorie łączeń obwodów o charakterze indukcyjnym (ze względu na wartość prądu): yy Małe prądy indukcyjne (do kilku amperów), jak w przypadku łączenia nieobciążonych transformatorów; yy Prądy o wartościach dziesiątek do setek amperów, jak w przypadku łączenia dławików kompensacyjnych; yy Prądy o wartościach kilku do dziesiątek kiloamperów, jak w przypadku pieców łukowych lub rozruchu silników indukcyjnych. Istotną kwestią z punktu widzenia konstrukcji wyłącznika, jest zjawisko ucięcia prądu (ang. „current chopping”). Obecnie prądy te, zarówno dla

wyłączników SF6, jak i VCB, notuje się na poziomie < 5 A. Są one porównywalne dla obydwu rodzajów konstrukcji. Zjawisko ucięcia prądu powoduje przepięcia w systemie WN i w wyłącznikach VCB zależy przede wszystkim od rodzaju materiału, z jakiego wykonane są styki oraz rodzaju konstrukcji samego wyłącznika, a tylko w niewielkim stopniu od równoległej pojemności systemu. Można przyjąć, że wyłączniki VCB i GCB są w równym stopniu czułe na zjawisko ucięcia prądu i generują przepięcia. Wartości prądów ucięcia dla wyłączników

VCB nie różnią się pomiędzy rozwiązaniami jedno i dwu-przerwowymi. Kolejnym zjawiskiem ściśle związanym z łączeniem prądów o charakterze indukcyjnym, są wielokrotne ponowne zapłony związane z łączeniem małych prądów indukcyjnych. Porównanie technologii VCB i GCB w tym względzie pokazuje, że obydwie konstrukcje mają tendencje do tworzenia ponownych zapłonów w trakcie operacji łączeniowych, a ich ilość jest większa dla VCB. Nie można więc wykluczyć, że przy wyłączaniu małych prądów indukcyjnych przepię-

Rys. 1. Typowe zjawisko pojawienia się prądu uciętego zachodzące w wyłączniku VCB 84 kV mierzone podczas operacji łączenia prądów indukcyjnych (200 A). [1]

Rys. 2. Łączenie wysoko częstotliwościowe oraz ponowny zapłon obserwowane na wyłączniku 84 kV VCB i 84 kV SF6 w trakcie testu łączenia małych prądów indukcyjnych. [1]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI cia mogą uzyskiwać wyższe wartości. Wyłączniki próżniowe (VCB) mają doskonałą charakterystykę przerywania prądu oraz charakterystyki odtwarzania zdolności dielektrycznych, a także mogą przerywać prądy wysokiej częstotliwości, które wynikają z niestabilności łuku. Przerwanie prądów wysokiej częstotliwości prowadzi do wielokrotnych ponownych zapłonów podczas otwierania wyłączników. W pewnych warunkach sieciowych mogą wystąpić poważne podbicia napięcia, szczególnie w przypadku wyłącznika próżniowego używanego do wyłączania transformatorów, ze względu na ich prądy indukcyjne. Powstałe napięcia powrotne i przepięcia wysokiej częstotliwości powstają gdy VCB przejawia wielokrotne ponowne wzbudzenie prądów uciętych (wielkość prądu uciętego zależy od momentu rozłączenia kontaktów wyłącznika – im bliżej przejścia przez zero otwierają się styki, tym wyższy prąd ucięty). Wielokrotne wzbudzanie prądów uciętych to szybkie przepięcia, które przebiegają wzdłuż linii (kabla) i docierają do urządzeń (np. zacisków transformatora). Z powodu różnej impedancji udaru na zaciskach ma miejsce odbijanie i pochłanianie fal. W związku z tym przebiegi napięciowe w określonym przedziale czasowym mogą mieć bardzo różną amplitudę i tempo wzrostu. Ich oscylacje zawie-

rają szeroki zakres częstotliwości, tj. od kilku kHz do kilku MHz. Jest to zjawisko niepożądane, ponieważ może spowodować pogorszenie i uszkodzenie izolacji urządzeń elektrycznych. Przepięcia generowane na stykach VCB podczas przerywania prądu w obwodzie mają inny charakter niż wytworzone w tych samych warunkach przez inne rodzaje wyłączników (powietrze, SF6, olej, itp.). Gdy styki wyłącznika otwierają się tuż przed przejściem przez zero, w określonych warunkach sieciowych wystąpią stany przejściowe o wysokiej częstotliwości. Po otwarciu styków VCB, wytrzymałość dielektryczna szczeliny próżniowej zwiększa się wraz z upływem czasu. Jeśli wzrost chwilowego napięcia powrotnego (TRV) jest szybszy niż wzrost wytrzymałości dielektrycznej, nastąpi ponowny zapłon. Dalsze zapłony będą się powtarzały do momentu, gdy wytrzymałość dielektryczna będzie większa niż wartość TRV.

Instalacja i uruchomienie wyłącznika próżniowego (145 kV) Jako miejsce instalacji przedmiotowego wyłącznika wskazano pole liniowe, w którym odnotowano największą liczbę zadziałań automatyki samoczynnego ponownego załączania (SPZ). Taka lokalizacja umożliwiała

Zdjęcie 2. Widok uszkodzeń aparatury w polu rozdzielni 110 kV.

lepsze przetestowanie wyłącznika ze względu na ilość spodziewanych cykli łączeniowych. Realizując założenia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., przy współpracy z producentem podjęły prace polegające na próbnej instalacji wyłącznika próżniowego 145 kV wraz z niezbędnymi pracami dostosowawczymi w sierpniu 2015 r. Wykonane zostały z wynikiem pozytywnym wszystkie próby pomontażowe, podczas których wykonywano szereg czynności łączeniowych. W dniu 31.08.2015 r. z wynikiem pozytywnym dokonano komisyjnego odbioru prac związanych z instalacją wyłącznika próżniowego w polu rozdzielni 110 kV, umożliwiając tym samym rozpoczęcie programu pierwszego uruchomienia pola po modernizacji. Dnia 01.09.2015 r. o godz. 03:03 podczas prób obciążeniowych wyłącznika VCB, doszło do eksplozji przekładnika prądowo-napięciowego w izolacji 123 kV na fazie L2, poprzedzonego samoczynnym zamknięciem bieguna fazy L3 wyłącznika VCB. Analiza przeprowadzona później pozwala na sformułowanie następujących przyczyn awarii. Podczas prowadzonej próby napięciowej (podanie napięcia na pole do otwartego odłącznika liniowego) obciążenie wyłącznika miało charakter indukcyjny o bardzo małych wartościach prądu. Na podstawie analizy zjawisk zachodzących

Zdjęcie 3. Widok uszkodzonej części napięciowe przekładnika.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

W TROSCE O ŚRODOWISKO SF6 - INNOWACYJNE ROZWIĄZANIA

WIKA - Twój odpowiedzialny Partner w zakresie SF6

WIKA od ponad 40 lat rozwija produkty do monitoringu, analizy oraz obsługi gazu SF6. Obecnie ponad 1,5 milionów naszych produktów dba o bezpieczeństwo urządzeń przesyłowych i dystrybuujących energię elektryczną na całym świecie. Dostarczane przez nas urządzenia wpisują się w koncepcję „cyklu życia” gazu SF6, jaka została przyjęta przez WIKA. Rysunek: Cykl życia gazu SF6

Qua lity a

Co mm iss

s is aly an

Start

e/s

sin

f SF

er vi

Gas

ion at er

End

SF 6 ith

Evacuation of SF6

P ro

Evacuation

Fill ing w

is lys na

ition monitoring ond d uri sc ng ou op inu nt

g nin io

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

Kompletne portfolio można znaleźć na naszej stronie internetowej: www.wikapolska.pl � info@wikapolska.pl

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI w komorze próżniowej, można założyć, że w momencie wyłączenia, kiedy prąd osiąga wartość prądu uciętego, łuk w VCB staje się niestabilny i gasnący. W tym momencie prąd gwałtownie spada do zera, styki wyłącznika zostają otwarte (wraz z powstaniem przejściowego przepięcia). Ze względu na liczne pobudzenia liczydeł licznika zadziałań ogranicznika przepięć fazy L2 (ok. 230 pobudzeń), można wnioskować, że największe przepięcia zostały wygenerowane w tej fazie. W pozostałych fazach najprawdopodobniej rozwinęły się również prądy wysokiej częstotliwości, które poprzez sprzężenie pojemnościowe pomiędzy fazami nałożone na prąd częstotliwościowy fazy L2 dodatkowo wpłynęły na wartość prądu wysokiej częstotliwości tej fazy. Indukowane przepięcie na stykach wyłącznika prowadziły do przepływu przez izolację dużych prądów (poprzez ekrany sterujące). Po wielu cyklach skutkowało to zainicjowaniem uszkodzenia izolacji w części napięciowej przekładnika (np. wskutek utraty połączenia cewki uzwojenia pierwotnego z wyprowadzonym ekranem sterującym rozkładem pola). Zainstalowany ogranicznik przepięć skutecznie chronił aparaturę przed uszkodzeniem od przepięć przy częstotliwości sieciowej, lecz nie ochronił urządzeń przed przepięciami częstotliwości rzędu kHz ÷ MHz. W następstwie eksplozji przekładnika, górna część uszkodzonego przekład-

nika przemieściła się w kierunku oszynowania tego pola, co spowodowało wystąpienie zwarcia 2-fazowego z ziemią w obrębie systemu I A i powstania pożaru. Po zadziałaniu zabezpieczeń oraz wyłączeniu spod napięcia systemu I A szyn zbiorczych, doszło do przeskoku napięcia na system I A z pozostającego pod napięciem sąsiedniego pola, przyłączonego do systemu II szyn zbiorczych R 110 kV. Doprowadziło to do powstania zwarcia 2-fazowego w obrębie II systemu szyn zbiorczych 110 kV, które następnie przekształciło się w zwarcie 2-fazowe z udziałem ziemi. Podczas szczegółowej rewizji bieguna w fabryce ustalono, że bezpośrednią przyczyną samoczynnego zamknięcia bieguna fazy L3 podczas przeprowadzanych prób, było urwanie cięgna izolacyjnego w okolicy śrubunku. Przeprowadzone testy RTG nie potwierdziły wady materiałowej. Najbardziej prawdopodobną przyczyną uszkodzenia mechanicznego drążka izolacyjnego był wadliwy montaż (dokręcanie siłą niezgodną ze wskazaną w dokumentacji technicznej, bez użycia klucza dynamometrycznego), co spowodowało mikropęknięcia w strukturze materiału. Po przeprowadzeniu kilkunastu operacji łączeniowych podczas testów wyłącznika przed załączeniem, powyższe uszkodzenie rozwinęło się do trwałego uszkodzenia mechanicznego. Przeprowadzone szczegółowe obli-

Zdjęcie 4. Wyłącznik VCB przed rewizją bieguna w fabryce.

Zdjęcie 5. Widok uszkodzonego cięgna napędowego wyłącznika VCB.

czenia techniczne przy udziale producentów wyłącznika i przekładnika oraz instytucji naukowych, na podstawie dostępnych danych, wykluczyły możliwość powstania zjawiska ferrorezonansu. Uszkodzony wyłącznik został wymieniony przez producenta, na nowy tego samego typu. Zainstalowano komplet przekładników prądowo-napięciowych innej konstrukcji. Odbudowano pozostałe uszkodzone elementy pola. Wykonano pełen zakres prób i sprawdzeń pomontażowych. Z wynikiem pozytywnym, w dniu 24.11.2015 r. dokonano komisyjnego odbioru prac, przed rozpoczęciem programu uruchomienia. W trakcie realizacji programu załączenia, po zakończeniu próby napięciowej, a w trakcie realizacji próby obciążeniowej, stwierdzono niepoprawne wyłączenie wyłącznika na fazie L1. Pomiary diagnostyczne wykonane 25.11.2015 r. wykazały niedopuszczalnie wysoką wartość rezystancji zamkniętych styków głównych bieguna A (wart. max. 1462 µΩ). Podjęto decyzję o wymianie uszkodzonej kolumny fazy L1. Została ona wymieniona w dn. 14.12.2015 r. i przeszła pozytywnie pomiary diagnostyczne. Próby napięciowe i obciążeniowe przeprowadzono z wynikiem pozytywnym w dn. 11.01.2016 r. Przyczyną uszkodzenia bieguna wyłącznika w dniu 25.11.2015 r. było uszkodzenie mieszka styku rucho-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI mego komory próżniowej (utrata próżni) wskutek nieprawidłowo przeprowadzonego w fabryce procesu zalewania komory silikonem. Niezastosowanie się do opisanej w procesie technologicznym technologii zalewania komory próżniowej silikonem oraz okresowej wymiany uszczelnień w formie, spowodował przedostanie się silikonu do mieszka, co doprowadziło do jego niesymetrycznej pracy, pęknięcia i utraty próżni. Ponadto, operator procesu zalewania zatuszował powstałą nieprawidłowość. Od momentu uruchomieniu wyłącznika w dniu 11.01.2016 r. miało miejsce pięć operacji SPZ w cyklach WZW. Nie odnotowano żadnych problemów z wyłącznikiem. Ponadto w dn. 22.02.2017 r. wykonana została diagnostyka kontrolna wyłącznika w pełnym zakresie (jak dla prób pomontażowych). Stan techniczny badanego wyłącznika nie budził zastrzeżeń.

Wnioski końcowe

yy Stwierdzone przypadki uszkodzeń bieguna podczas realizacji programu uruchomienia wynikały bezpośrednio z nienależytej jakości montażu w fabryce i nie stosowania się do zapisów dokumentacji technicznej oraz technologii wykonywania poszczególnych prac. yy Zgodnie z informacjami przekazany-

mi przez producenta wyłącznika do końca 2015 r. wyprodukowane zostało ponad dwadzieścia wyłączników na napięcie 145 kV z komorami próżniowymi jedno-przerwowymi, a samych komór tej konstrukcji zainstalowano ponad 200, głównie na rynku azjatyckim. yy Nie potwierdzono bezpośredniego związku uszkodzenia cięgna izolacyjnego bieguna z uszkodzeniem przekładnika. Zgodnie z założoną teorią, zakłócenie mogło być spowodowane przepięciami wysokiej częstotliwości spowodowane ponownymi zapłonami podczas procesu wyłączania bardzo małych prądów. yy Zastosowanie technologii próżniowej jest ciekawą alternatywą dla wyłączników z izolacją gazową. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. są zainteresowanie rozwojem tej technologii i kontunuowaniem pracy badawczo – rozwojowej w tym zakresie, uwzględniając wnioski wyciągnięte po instalacji pierwszego wyłącznika z komorami próżniowymi. yy Wyzwanie wciąż stanowi budowa wyłączników WN z komorami próżniowymi o prądach znamionowych powyżej 2500 A. Wynika to przede wszystkim z problemem generacji i odprowadzanie ciepła przez

strukturę styków oraz ograniczonej możliwości jego przewodzenia przez mechanizm rozłączający. yy Nie opracowano dotychczas praktycznych rozwiązań umożliwiających kontrolę stopnia próżni w warunkach normalnej eksploatacji. yy Wyłącznik próżniowy wysokonapięciowy powyżej 145 kV może potrzebować więcej niż jednej przerwy łączeniowej połączonej w szereg; w technologii SF6 od 1994 stosowane są wyłączniki jedno-przerwowe na napięcia do 550 kV. Są one w powszechnym użyciu w wielu krajach (w PSE S.A. dominują wyłączniki dwu-przerwowe). yy Emisja promieniowania rentgenowskiego (ang. „X-Ray emmision”) z wyłącznika próżniowego na napięcie do 145 kV mieści się w normie i wynosi 5 μSv/h. yy Nie do końca zostały poznane możliwości wyłączników próżniowych zastosowanych do łączenia obwodów indukcyjnych (dławiki) i pojemnościowych (baterie kondensatorów). Charakterystyka działania tego wyłącznika wprowadza dodatkowe zjawiska, nieznane dla wyłączników stosowanych dotychczas, które wymagają dodatkowych badań. Maciej Lechman Piotr Mański Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. n

Zdjęcie 7. Komora próżniowa wyłącznika.

Literatura:

Zdjęcie 6. Wyłącznik VCB – uszkodzony mieszek styku ruchomego

• The Impact of the Application of Vacuum Switchgear at Transmission Voltages; CIGRE Working Group A3.27, July 2014; • Piotr Mański, Wyłącznik próżniowy – stadium wykonalności i możliwości zastosowania w sieciach NN iWN. Raport z realizacji pracy badawczo rozwojowej, 2018 r. • Protokół Komisji Badania Zakłócenia związany z awarią wyłącznika próżniowego 145 kV, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., luty 2016 r. • M.S. El-Bages, M.A. Abd-Allah, T. Elyan, Sh. Hussein, Overvoltage Transient Analysis of Vacuum Circuit Breaker Switched Arc Furnace Installation; Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering at Ahoubra Benha University, September 2015 r.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Doświadczenie ABB Sp. z o.o. w zakresie dostawy i uruchomienia urządzeń dla wyprowadzenia energii z bloku elektrowni o mocy 1075 MW (Experience of ABB Sp. z o.o. in the scope of delivery and commissioning of devices for energy transfer from the power plant block with the power value 1075 MW) Słowa kluczowe: wyprowadzenie mocy z bloku elektrowni; transformatory blokowe jednofazowe w technologii TrafoStar™; wyłącznik generatorowy trzeciej generacji.

1. Streszczenie (Abstract) W referacie przedstawiono doświadczenie ABB Sp. z o.o. związane z dostawą oraz uruchomieniem jednofazowych transformatorów o mocy 450 MVA każdy, zaprojektowanych w Fabryce Transformatorów Mocy w Łodzi dla wyprowadzenia mocy z bloku energetycznego wielkiej mocy w Elektrowni Kozienice, gdzie zainstalowano generator o mocy 1075 MW! Poruszono wybrane aspekty związane ze sposobem monitoringu transformatorów wielkiej mocy, włączając komponenty tego systemu stosowane w grupie ABB. Innym krytycznie ważnym elementem wyprowadzenia mocy z bloku energetycznego jest wyłącznik genera-

torowy, i w referacie przedstawiono aparat najnowszej - trzeciej generacji, zbadany laboratoryjnie w oparciu o zunifikowaną Normę IEC/IEEE 6227137-01, określającą zakres i parametry próby typu w przypadku wyłącznika generatorowego. The paper presents the experience of ABB Sp. z o.o. related to the supply and commissioning of single-phase transformers each with 450 MVA with power value, designed at the Power Transformers Factory in Łódź for power transfer from the high power block unit in Kozienice Power Station, where a 1075 MW generator was installed! Paper present selected aspects related to the monitoring of high power transformers, inclu-

ding components of this system used in the ABB Group. Another critically important element of power output from the power unit is the generator circuit breaker, and the paper presents the latest – third generation of generator breaker, i.e. device tested according the latest requirements, confirmed in Standard IEC/IEEE 62271-37-01, recommended the procedures and parameters of the type tests in the case of a generator circuit breakers.

2. Transformatory jednofazowe – optymalne rozwiązanie dla elektrowni z wielkimi mocami bloków energetycznych budowanych w Polsce

Rys. 1. Transformatory jednofazowe - optymalne rozwiązanie dla wyprowadzenia mocy z bloków energetycznych wielkiej mocy ze względu na koszt oraz ograniczenia transportowe.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Masa transportowa oraz ograniczenia skrajni transportowej dla transportu kolejowego czy po drogach publicznych w Polsce czynią niemożliwym transport transformatorów blokowych trójfazowych w przedziale mocy 1000 –1200 MVA (patrz Rys. 1). W przypadku bloków energetycznych wielkich mocy, tzn. 1000 MW i większej, regułą są aplikacje pozwalające na względnie szybką zamianę uszkodzonego transformatora na zapasowy. W takim przypadku w obwodzie wyprowadzenia mocy z bloku 1075 MW, czyli takim jak w Elektrowni Kozienice należałoby zastosować: 2 transformatory trójfazowe o mocy 1200 MVA - jeden pra-

cuje - drugi w rezerwie ( patrz Rys. 1); 3 transformatory trójfazowe o mocy 600 MVA - dwa pracują równolegle jeden w rezerwie; cztery transformatory jednofazowe o mocy 450 MVA każdy - trzy pracują - jeden w rezerwie. W takim przypadku relacja kosztu zakupu byłaby następująca: 200% / 227% /188% (patrz Rys. 1), gdzie 100% to koszt zakupu transformatora trójfazowego o mocy 1200 MVA, i z powyższego jasno wynika, że zastosowanie 4 jenostek jednofazowych (patrz Rys. 2) jest nie tylko celowe ze względu na ograniczenia transportowe, ale jest również optymalnym rozwiązaniem ze względu na koszty, gdyż jest

to wariant najtańszy. W lipcu 2015 roku w Fabryce Transformatorów Mocy ABB Sp. z o.o. w Łodzi zakończono próby fabryczne transformatorów blokowych jednofazowych podwyższających 27kV/425 kV o mocy 450 MVA typu TN1SRE, przeznaczonych dla bloku energetyznego o mocy 1075 MW w Elektrowni Kozienice (patrz Rys. 3; Rys. 4), które zostały zaprojektowane i wyprodukowane w w.w fabryce w oparciu o wspólną technologię TrafoStar™, doskonaloną w ciągu dziesięcioleci w fabrykach ABB w Europie oraz USA, dzięki której we wszystkich fabrykach koncernu ABB transformatory mocy są projektowane i produ-

Elektrownia KOZIENICE, blok 1075 MW

w eksploatacji: 3 x Tr, 1-faz, łączna moc 1350 MVA

Tr. 1-faz 450 MVA transformator dla szybkiej wymiany, (składowany na terytorium elektrowni Kozienice)

łączna moc czterech transormatorów 1-fazowych: 1800 MVA!

Rys. 2. Schemat z transformatorami jednofalowymi o mocy 450 MVA, zainstalowanymi w bloku o mocy 1075 MW, Elektrownia Kozienice.

1-fazowy transformator typu TN1SRE 450000/400 PN o mocy 450 MVA dostarczony i uruchomiony w Elektrowni Kozienice podczas prób fabrycznych (FAT) w Laboratorium Fabryki Transformatorów Mocy w Łodzi Świadectwo prób fabrycznych transormatora typu TN1SRE 450000/400 PN Rys. 3. Jednofazowy transformator blokowy podwyższający 27 kV/425 kV o mocy 450 MVA typu TN1SRE podczas prób w Fabryce Transformatorów Mocy, ABB Sp. z o.o. w Łodzi, lipiec 2015.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI kowane w oparciu o tę samą technologię, włączając materiały używane do wytwarzania tych urządzeń. W konstrukcji jednofazowych transformatorów zastosowano rozwiązania korzystne dla długiej żywotności transformatorów typu TN1SRE, m.in. w odniesieniu do konstrukcji rdzenia oraz uzwojeń (patrz Rys. 5; Rys. 6). ABB Sp. z o.o. posiada wysokie kompetencje zarówno w zakresie implementacji kompleksowego monitoringu transformatorów mocy, z komponentami skonstruowanymi i produkowanymi w ABB dla pomiaru i archiwizacji danych pomiarowych, potwierdzających aktualny stan transformatora mo-

cy (patrz Rys. 7), jak i w wykorzystaniu tych danych do określenia przez zespół specjalistów pracujących w Fabryce transformatorów mocy w Łodzi, w celu określenia rekomendowanych działań zaradczych (patrz Rys. 8), właczając określenie dopuszczlnego czasu eksploatacji transformatora do jego odstawienia w celu dokonania remontu. W przypadku wcześniej dostarczonych transformatorów mocy, zwłaszcza produkcji ABB Sp z o.o., możliwe jest doposażenie eksploatowanej jednostki w np. w urządzenie typu CoreSense produkcji ABB (patrz Rys. 7), pozwalające wykryć zawartość

dziewięciu gazów oraz wody w oleju (szczególnie ważne wczesne wykrycie wzrostu zawartości wodoru).

3. Wybrane aspekty prawidłowego doboru wyłącznika generatorowego w przypadku bloków energetycznych wielkiej mocy, nowoczesny wyłącznik generatorowy trzeciej generacji typu HEC 10 Koncern ABB jest niekwestionowanym liderem w zakresie technologii oraz konstrukcji wyłączników generatorowych (patrz Rys. 10) dla bloków energetycznych wielkiej mocy. Te aparaty są instalowane między genera-

Jeden z trzech 1-fazowych transformatorów typu TN1SRE 450000/400 PN o mocy 450 MVA w Elektrowni Kozienice, zainstalowany i uruchomiony dla wyprowadzenia mocy z bloku energetycznego o mocy 1075 MW.

Rys. 4. Jednofazowy transformator blokowy podwyższający 450 MVA/27kV/425 kV typu TN1SRE podczas montażu w pobliżu budynku bloku energetycznego o mocy 1075 MW, Elektrownia Kozienice.

Konstrukcja rdzenia 1-fazowego transformatora blokowego o mocy 450 MVA, dostarczonego i uruchomionego w Elektrowni Kozienice

Rys. 5. Konstrukcja rdzenia jednofazowego transformatora 450 MVA/27 kV/425 kV typu TN1SRE dla Elektrowni Kozienice.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI torem a transformatorem blokowym podwyższającym (patrz Rys. 9), w celu zabezpiecznia zarówno generatora jak i transformatora blokowego przed skutkami zwarć wielko-prądowych. Dla przykładu, wyłącznik generatorowy typu HEC 9 na prąd znamionowy 50.000 A pozwala na transfer mocy na poziomie 2000 MW, posiadając zdolność wyłączania prądu zwarciowego o wartości 300 kA! Aby prawidłowo dobrać wyłącznik generatorowy do warunków pracy w elektrowni, należy wykonać możliwie dokładne obliczenia przebiegu prądu zwarciowego w najbardziej niekorzyst-

nych warunkach. Na Rys. 11 przedstawiono przebieg prądu zwarciowego obliczony z uwzględnieniem danych generatora, udostępnionych przez producenta, oraz precyzyjnych danych (R; L) połączeń wielkoprądowych. Jeśli na przebiegu asymetrycznego prądu zwarciowego odznaczyć czasy własne: zabezpieczenia (założono 20 ms); wyłącznika generatorowego (HEC 9 zmierzono 34 ms), to możliwe będzie określenie zarówno wartości amplitudy jak i współczynnika asymetrii spodziewanego prądu zwarciowego, tak w momencie rozejścia się styków jak i w trakcie palenia się łuku w komorach

gaszeniowych. Te wartości należy porównać ze współczynnikiem asymetrii prądu zwarciowego, z jakim badano wyłącznik generatorowy podczas prób zwarciowych w laboratorium, (patrz Rys. 12) a zwłaszcza z wartością współczynnika asymetrii w przypadku wyłączania skrajnie asymetrycznego prądu zwarciowego (współczynnik asymetrii znacznie przekraczający wartość 100%), co jest potwierdzane w próbie z opóźnionym wystąpieniem zera prądu zwarciowego, i co skutkuje wystąpieniem bardzo długch czasów łukowych w komorach gaszeniowych wyłącznika. Poruszone zagadnienie ma

Konstrukcja uzwojenia transformatora blokowego 1-fazowego mocy 450 MVA

Rys. 6 . Konstrukcja uzwojeń jednofazowego transformatora blokowego podwyższającego 27 kV/425 kV o mocy 450 MVA typu TN1SRE, z zastosowaniem przewodów z ciągłą transpozycją żył.

System CoreTech monitorowanie kluczowych funkcji; prognoza zużycia izolacji; inteligentne sterowanie systemem chłodzenia

Przykładowy ekran zdalnego odczytu stanu pracy transformatora mocy przez klienta, po zastosowaniu: CoreSense; CoreTec oraz sensorów pomiarowych

Rys. 7 . Przykładowy ekran zdalnego odczytu stanu transformatora mocy, elementy dla monitoringu transformatora produkcji ABB.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI szczególne znaczenie w przypadku szybkiego odwzbudzania generatora (patrz Rys. 11), nieuchronnie prowadzącego do dalszego wzrostu współczynnika asymetrii wyłączanego prądu oraz znaczącego wydłużenia czasu łukowego w komorach gaszeniowych wyłącznika. To jeden z zasadniczych powodów wykonania prób zwarciowych, jakim był poddany wyłącznik generatorowy najnowszej – trzeciej genera-

cji typu HEC 10, dla którego potwierdzono współczynnik asymetrii 130%! – dla prądu o wartości skutecznej 160 kA rms. Budowę wyłącznika generatorowego SF6 trzeciej generacji typu HEC 10, z napędem hydrauliczno‑sprężynowym typu HMB 8 oraz innowacyjnym, niezawodym systemem chłodzenia torów prądowych, przedstawiono na Rys. 13. Aby spełnić wymagania elektrowni

z blokami energetycznymi wielkiej mocy, w tym jądrowych, w zakresie: bezpieczeństwa eksploatacji; ochrony generatora przed przepięciami łączeniowymi; pomiarem parametrów niezbędnych dla łączeń z kontrolą synchronizmu; sygnałów niezbędnych dla pracy cyfrowych zabezpieczeń tak generatora jak i transformatora blokowego, wewnątrz obudowy wyłącznika typu HEC 10 rozmieszczono grupę aparatów SN

Rys. 8. Zarządzanie danymi z monitoringu transformatora mocy z wykorzystaniem eksperckiej wiedzy specjalistów z ABB Sp. z o.o. – producenta transformatorów mocy.

A - sumaryczny czas wyłączenia prądu zwarciowego przez wyłącznik generatorowy - do ... 100 ms! B - zanik prądu zwarciowego w miejscu zwarcia, zasilanego z generatora przy standardowej metodzie od - wzbudzania generatora, pełny prąd zwarcia od 0,5 do 1,5 sekundy, 10% prądu zwarciowego - dziesiątki kA, po czasie 6-12 sekund! (bardzo duże zniszczenia w miejscu zwarcia)

Rys. 9 . Miejsce i zasadność instalowania wyłącznika generatorowego, dla ochrony generatora i tranasformatora blokowego przed skutkami zwarć.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI (patrz schemat funkcjonalny pokazany na Rys. 14). Innym ważnym elementem budowy wyłącznika generatorowego typu HEC 10 jest niezawodny napęd hydrauliczno-sprężynowy typu HMB 8, z wysoką energią zgromadzoną z pakiecie sprężyn talerzowych (patrz Rys. 15), dzięki czemu jest zagwarantowana wystarczająca energia dla funkcjonowania trzech komór gaszeniowych. O niezawodności napędu typu HMB 8 świadczy jego współczynnik awaryjności MTBF – Main Time Between Failures (patrz Rys. 16), a jest to czas liczony od awarii do awarii, który w przy-

padku napędu HMB 8 wynosi: 294 lat, a w przypadku innej konstrukcji napędów, takich jak hydrauliczne lub sprężynowe z prównywalną energią, MTBF jest na poziomie 25-31 lat, co świadczy o dziesięciokrotnie większej awaryjności tego rodzaju napędów.

4. PODSUMOWANIE W polskich elektrowniach opalanych węglem widoczna jest tendencja budowy bloków energetycznych wielkiej mocy, tzn. 800 - 1000 MW dawniej charakterystycznych dla elek-

trowni jądrowych. Fabryki produkujące urządzenia dla elektrowni oraz stacji rozdzielczych, wchodzące w skład ABB Sp. z o.o., wraz z innymi fabrykami z koncernu ABB, są przygotowane aby: zaprojektować, wyprodukować, dostarczyć i uruchomić komplet urządzeń niezbędnych dla wyprowadzenia mocy z generatorów wielkiej mocy w krajową sieć energetyczną, co zostało potwierdzone w przypadku bloku o mocy 1075 MW zainstalowanego w elektrowni Kozienice. Innym ważnym elementem oferty adresowanej do elektrowni w Polsce są urządzenia do monitoringu

Wyłączniki generatorowe – niezbędny element wyprowadzenia mocy z bloku elektrowni jądrowej. Fakty: ABB jest światowym liderem w projektowaniu oraz produkcji wyłączników generatorowych, od 1954 roku począwszy dostarczono do klientów, ponad 8 000 aparatów (eksploatacja w ponad 100 krajach świata). yy Posiadamy najnowocześniejszą technologię i najszerszą ofertę tych urządzeń z wykorzystaniem gazu SF6, które są w stanie sprostać wymaganiom wszystkich typów bloków energetycznych na świecie (prądy robocze od 3.000 do 50.000 A; prądy zwarciowe od 50 kA do 300 kA). yy Wyłączniki generatorowe produkcji ABB pracują w polskich elektrowniach od wielu lat i nasze referencje w Polsce to ponad 100 wyłączników generatorowych w technologii gazu SF6. yy Nasze urządzenia pracują obecnie w układach wyprowadzenia najnnowszych bloków energetycznych w Polsce, m.in. w bloku 858 MW w Elektrowni Bełchatów. yy ABB dostarczyło wyłączniki generatorowe dla nowo budowanego bloku w Elektrowni Kozienice o mocy 1075 MW oraz rozbudowywanej Elektrowni Opole (bloki 5 i 6) oraz planuje odegrać kluczową rolę w dalszym procesie modernizacji polskiej energetyki.

Rys. 10. Referancje dla rodziny wyłączników generatorowych produkcji ABB na rynku globalnym. szybkie odwzbudzania generatora: opóźnienie przejścia prądu przez zero, mniejsza amplituda składowej AC.

UWAGA: zastosowanie systemu szybkiego odwzbudzania generatora radykalnie opóźnia przejście prądu zwarciowego przez zero. Amplituda oscylacji prądu maleje, ale wzrasta czas łukowy. Dlatego należy rozważyć czy ten sposób obniżenia wartości składowej okresowej, będzie stosowany w danej elektrowni. Wyłączniki generatorowe muszą być badane na prąd zwarciowy z opóźnionym przejściem prądu przez zero. Wyłącznik HEC 9 badano w laboratorium KEMA z parametrami: 250 kA rms współczynnik asymetrii 77% (343 kA rms - prąd asymetryczny); 203 kA rms współczynnik asymetrii 122% (potwierdzono długi czas łukowy). Wyłącznik generatorowy HEC 9 prawidłowo dobrany dla bloku o mocu 1075 MW.

Przed doborem wyłącznika generatorowego dla elektrowni (tym bardziej jądrowej) należy precyzyjnie obliczyć wartość maksymalnego prądu zwarciowego bloku energetycznego!

Rys. 11. Przykład przebiegu prądu zwarciowego przy zwarciu trójfazowym w pobliżu generatora: powolny zanik składowej nieokresowej prądu; współczynnik asymetrii prądu powyżej 100% w momencie rozejścia się styków w komorach gaszeniowych wyłącznika!

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Zestawienia prób typu wyłącznika HEC 10-170 XL prąd zwarciowy wyłączalny asymetryczny 170 kA oraz 160 kA ze współczynnikiem asymetrii 130% ! W Laboratorium KEMA zakończono próby typu wyłącznika HEC 10-210 XL prąd wyłączalny 210 kA, w przygotowaniu raportu z prób typu.

Rys. 12. Wykaz prób wymaganych w ramach próby typu wyłącznika generatorowego na przykładzie aparatu trzeciej generacji typu HEC 10, próby zgodne z wymaganiami zunifikowanej Normy IEC/IEEE 62271-37-01.

hybrydowy system chłodzenia z cieczą chłodzącą (temperatura wrzenia 60º)

napęd hydrauliczno-sprężynowy typu HMB 8

Zestaw aparatów SN, wchodzący w skład standardowego wyposażenia wyłącznika generatorowego trzeciej generacji typu HEC 10

Rys. 13. Wyłącznik generatorowy SF6 trzeciej generacji typu HEC 10, z napędem hydrauliczno-sprężynowym typu HMB 8 oraz hybrydowym systemem chłodzenia, wewnątrz obudowy HEC 10 aparaty towarzyszące SN.

Schemat elektryczny wyłącznika HEC 10 z maksymalnym wyposażeniem w aparaty towarzyszące SN, rekomendowany w elektrowniach jądrowych Rys. 14. Zestaw aparatów SN zintegrowanych z komorami gaszeniowymi wyłącznika typu HEC 10.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Rys. 15. Warianty napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB, używanych w wyłącznikach generatorowych oraz GIS na największe moce wyłączalne.

Rys. 16. Niezawodność napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB w porównaniu z napędami sprężynowymi lub hydraulicznymi.

w.w urządzeń oraz eksperckie wsparcie w trakcie eksploatacji urządzeń po okresie gwarancyjnym, zwłaszcza w przypadku transformatorów mocy oraz wyłączników generatorowych, w oparciu o kompetencje specjalistów z ABB Sp z o.o. zatrudnionych w Polsce.

4. SUMMARY In the case of construction of power blocks in Polish coal-fired power plants, there is a tendency to build high-power units, ie. with power range 800 1000 MW, formerly characteristic for

nuclear power stations. Factories producing equipment for large sybstations and power plannts operated in ABB Sp. z o.o. along with other factories from ABB Group, are prepared to: design; produce; deliver and put into operation of devices, which must be installed for energy transfer from high-power generators into the national power grid, what was successfully confirmed in the case of a 1075 MW generator unit, installed by Power Plannt Kozienice. Another important element of the offer addressed to the power plants in Poland are devices for moniroring of

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

above mentioned devices as well, as expert support during the exploitation of devices after the warranty period, especially in the case of power transformers and generator circiut breakers, based on the competences of specia-lists from ABB Sp z o.o. employed in Poland. dr inż. Aleksander Gul ABB Sp. z o.o. n

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

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Możliwości eliminacji SF6 z wyłączników wysokiego napięcia, ze szczególnym uwzględnieniem próżniowych układów gaszeniowych W XXI w. trudno byłoby znaleźć stację elektroenergetyczną na której nie byłoby żadnego aparatu zawierającego SF6. Od dziesięcioleci gaz ten używany jest w wyłącznikach, przekładnikach, rozdzielnicach okapturzonych oraz szynoprzewodach, a także w wyjątkowych przypadkach w transformatorach.

ednakże ze względu na wysoki potencjał tworzenia efektu cieplarnianego (GWP), gaz ten jest stałym celem ataków środowisk ekologicznych, co skłania do poszukiwania innych substancji, mogących zastąpić SF6. W tym kontekście szczególnie ważnym i interesującym aparatem jest wyłącznik. Znajdujący się w jego wnętrzu gaz pełni różne funkcje, zależnie od konstrukcji aparatu, które w dodatku zmieniają się w zależnościod jego aktualnego stanu (położenia styków).

Rola sześciofluorku siarki w wyłączniku W wyłączniku o rozwiązaniu konstrukcyjnym live-tank, tzn. takim, w którym komora gaszeniowa umieszczona jest wewnątrz izolowanej obudowy (izolator porcelanowy lub kompozytowy), SF6 pełni następujące funkcje: yy w stanie ZAŁ - czynnika chłodzącego, odprowadzającego ciepło, które wydziela się w wyniku długotrwałego przepływu prądu obciążeniowego przez główny tor prądowy i przez układ stykowy. Skuteczność tego procesu decyduje o prądzie znamionowym ciągłym wyłącznika i jego obciążalności prądowej. yy w stanie WYŁ - czynnika izolacyj-

nego otwartej przerwy między stykowej, zapewniającego jej wytrzymałość izolacyjną. Skuteczność tego procesu decyduje o napięciach znamionowych i wytrzymywanych otwartej przerwy wyłącznika i jego obciążalności napięciowej. yy podczas procesu wyłączania czynnika gaszeniowego, przy tym odprowadzającego ciepło z kolumny łukowej i z kanału połukowego oraz izolacyjnego odbudowującego wytrzymałość dielektryczną przestrzeni między stykowej. Skuteczność tego procesu decyduje o zespole wielu parametrów składających się na zdolności łączeniowe wyłącznika. Jeżeli wyłącznik ma rozwiązanie konstrukcyjne dead-tank, tzn. takie, w którym komora gaszeniowa umieszczona jest wewnątrz metalowej, uziemionej obudowy, we wszystkich trzech podanych wyżej stanach SF6 spełnia dodatkowe funkcje czynnika zapewniającego izolację: yy doziemną głównego toru prądowego, co decyduje o napięciach znamionowych i wytrzymywanych względem ziemi; yy międzyfazową głównego toru prądowego, ale tylko w przypadku trójbiegunowo okapturzonych rozdzielnic w izolacji gazowej, co decyduje o napięciach znamio-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

nowych i wytrzymywanych między biegunami. Jak więc widać wyeliminowanie SF6 z wyłączników nie jest zadaniem łatwym, ze względu na szereg różnych cech tego gazu, czyniących go niemal idealnym czynnikiem roboczym w aparatach łączeniowych WN.

Kierunki poszukiwań nowych rozwiązań Zadanie stojące obecnie przed producentami nie jest nowe i do złudzenia przypomina dylematy z okresu międzywojennego. Wówczas poszukiwano alternatywy dla wyłączników pełnoolejowych, których wadą była bardzo duża masa oleju, stanowiącego z jednej strony zagrożenie pożarowe, z drugiej zaś ekologiczne. Z jednej strony prowadzono prace nad całkowitym wyeliminowaniem oleju, co doprowadziło przede wszystkim do opracowania wyłączników ekspansyjnych wodnych i pneumatycznych powietrznych. Z drugiej strony próbowano ograniczyć masę oleju, co zaowocowało powstaniem wyłączników małoolejowych. Dziś producenci aparatury łączeniowej WN idą tymi samymi drogami. Dla ograniczenia potencjalnej emisji SF6 do atmosfery unowocześnia się istniejące wyłączniki tak, aby uzyskać dwa efekty redukcji:

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI yy masy SF6, gdzie jako przykład może posłużyć porównanie dwóch wariantów wyłącznika 3AP1FG-145 kV firmy Siemens, w których producent uzyskał jej zmniejszenie z 8 do 6 kg, czyli o 25%, przy zachowaniu tych samych głównych danych technicznych; yy wartości granicznej dopuszczalnego ubytku gazu w skali roku, gdzie we wspomnianym wyłączniku 3AP1FG-145 kV uzyskano wartość 0,1% w stosunku do poprzedniej 0,5%, (należy tu zauważyć, że w eksploatacji ciągle znajdują się urządzenia o znamionowym rocznym ubytku gazu 1%!). Równolegle do tych działań prowadzone były i są prace badawczo-rozwojowe, mające na celu wyeliminowanie SF6 z urządzeń elektrycznych. Przedmiotem poszukiwań są gazy lub ich mieszaniny, które przy własnościach elektrycznych i cieplnych nawet nieco gorszych od SF6, były by bardziej akceptowalne ze względu na ekologię. Dla porównań bierze się pod uwagę głównie współczynniki GWP i ODP, które zdefiniowane są następująco: GWP (Global Warming Potential) potencjał tworzenia efektu cieplarnianego jest wskaźnikiem służącym do ilościowej oceny wpływu danej substancji na efekt cieplarniany. Porównuje ilość ciepła zatrzymanego przez określoną masę gazu do ilości ciepła zatrzymanego przez podobną masę CO2, dla którego z definicji GWP=1. ODP (Ozone Depletion Potential) potencjał niszczenia warstwy ozonowej jest wskaźnikiem służącym do ilościowej oceny wpływu danej substancji na warstwę ozonową. Został odniesiony do należącego do grupy freonów trichlorofluorometanu, uznanego za wartość jednostkową (ODP=1). Zarówno koncerny chemiczne produkujące gazy jak i producenci aparatury WN eksperymentują z dziesiątkami różnych mieszanin zawierających różne gazy. Przedstawienie ich wszystkich wykracza poza ramy niniejszego referatu. Dlatego w dalszej części wspomniane zostaną jedynie te rozwiązania, które znalazły już zastosowanie w projektach pilotażowych w Europie.

Wyłączniki gazowe Wśród gazów mających zastąpić SF6 należy rozróżnić dwie grupy: substancje syntetyczne oraz naturalne. Spośród gazów syntetycznych na uwagę

Dwa rozwiązania konstrukcyjne wyłączników 123 kV: live-tank (z lewej) i dead-tank (z prawej) Konferencja Naukowo Techniczna „Łączniki w eksploatacji” Kraków 2018 Nazwa płynu

Rodzaj płynu

Czynnik

olej izolacyjny

ciecz

gaszeniowy, izolacyjny

ekspansyna

ciecz

gaszeniowy

hydrol

ciecz

roboczy napędu

sprężone powietrze

gaz

gaszeniowy, izolacyjny, roboczy napędu

SF6

gaz

gaszeniowy, izolacyjny, roboczy napędu

CF4

gaz

domieszka do SF6

gaz

domieszka do SF6, izolacyjny

CO2

gaz

gaszeniowy, izolacyjny

inne gazy syntetyczne

gaz

izolacyjny i/lub gaszeniowy, domieszki min. do SF6

Tabela 1. Zastosowanie płynów w wyłącznikach Nazwa handlowa gazu

Novec™ 4710

Novec™ 5110

Sześciofluorek siarki

Wzór chemiczny

(CF3)2CFCN

CF3C(O)CF(CF3)2

SF6

Masa molowa [g/mol]

195

266

146,06

Temperatura zapłonu [°C] niepalny

niepalny

Temperatura wrzenia [°C]

-4,72

26,9

-63,8

Temperatura topnienia/krzepnięcia [°C]

-117,8

-110

-50,8

Temperatura punktu krytycznego [°C]

112,8

146,1

45,5

Ciśnienie punktu krytycznego [Mpa]

24,7

2,14

3,76

Gęstość gazu przy 0,1 MPa [kg/m3]

7,85

10,73

6,63

Prężność par/ciśnienie pary nasyconej [MPa]

0,25

0,09

2,18

Wytrzymałość dielektryczna [kV] (elektrody płaskie, ciś. 0,1 Mpa, odstęp 0,1 m)

27,5

18,4

14,0

Czas życia w atmosferze (lata)

0,04

3200

GWP

2.100

ok. 23.000

ODP

Tabela 2. Porównanie własności gazów syntetycznych Novec™ i SF6

zasługują dwa produkty opracowane i produkowane przez koncern chemiczny 3M, a oferowane pod ogólną nazwą handlową Novec™. Z porównania głównych własności obu gazów

i SF6 zestawionych w poniższej tabeli wynika, że mają znacznie lepsze wartości GWP. Jednakże wysokie wartości temperatur wrzenia praktycznie uniemożliwiają wykorzystanie ich w apa-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI raturze napowietrznej przeznaczonej do pracy w wymaganych w Polsce temperaturach min. od -30°C do -40°C. Obie substancje z grupy Novec zostały opracowane przez koncern 3M jako gazy izolacyjne i w czystej postaci nie nadają się do zastosowania w charakterze czynnika gaszeniowego. W rezultacie oba gazy zostały zastosowane z domieszkami w rozdzielnicach wnętrzowych w izolacji gazowej przez dwa europejskie koncerny. Novec™ 4710 w mieszaninie z CO2, pod nazwą g3 stosuje firma GE. W realizacji znajduje się projekt pilotażowy Axpo w Zurichu w Szwajcarii, w którym GE dostarcza rozdzielnicę okapturzoną F35-145 kV z g3 w charakterze czynnika izolacyjnego i gaszeniowego. Wcześniej GE dostarczył dla stacji Kilmarnock South w Szkocji rozdzielnicę 420 kV w izolacji SF6 z szynoprzewodem (GIL) w izolacji g3. Novec™ 5110 stosuje firma ABB, jako składnik mieszanin z CO2 i O2.dla urządzeń WN oraz z CO2 i N2 dla SN. Choć mieszaniny nie mają wiele wspólnego z powietrzem, ABB określa je nazwą AirPlus. W tej technologii w 2015 r. uruchomiono na stacji Oerlikon w Zurychu w Szwajcarii dwie rodzielnice jedną dla 24 kV oraz drugą dla 170 kV. Drugą grupę stanowią gazy naturalne, spośród których na szczególną uwagę zasługują dwa: N2 i CO2. Azot stosowany jest w wyłącznikach od kilkudziesięciu lat, choć nie nadaje się do zastosowania jako czynnik gaszeniowy. Natomiast wykorzystywany jest przez wiele firm jako domieszka do SF6 w wyłącznikach live-tank przeznaczonych do pracy w temperaturach otoczenia poniżej -40°C. W ostatnim dwudziestoleciu pojawiły się udane próby użycia N2 jako czynnika izolującego w rozdzielnicach SN. Do pionierów tej technologii należy niemiecka firma DECOM, która od 2005 r. rozpoczęła dostarczanie rozdzielnic 12 i 24 kV w izolacji azotowej oraz 40,5 kV w których izolację stanowi N2 z 5% domieszką SF6. Podobnie firma GE opracowała rozdzielnicę SN SecoCube dla 36 kV w izolacji SF6 z domieszką N2, zaś ABB eksperymentowało z rozdzielnicą ZX w izolacji azotowej. Wg danych ABB napełnienie azotem rozdzielnicy 36 kV w izolacji SF6 redukuje jej napięcie znamionowe do 12 kV. Ale w stosunku do SF6 nie tylko własności izolacyjne azotu są gorsze. Również gorsza jest zdolność odprowadzania ciepła, która determinuje wartość znamionowego prądu ciągłego.

Choć zdolność przewodzenia ciepła jest nieco lepsza (współczynnik 1,3), to konwekcja jest znacznie gorsza (współczynnik 0,4), co pogarsza ogólną charakterystykę cieplną gazu. Innym gazem naturalnym, który stosowany jest w wyłącznika WN jest dwutlenek wegla. Pierwsze próby z zastosowaniem tego gazu w wyłączniku podjęła japońska firma Toshiba, która eksperymentowała z czystym CO2 i komorą wyposażoną w elementy z polimeru wydzielającego pod wpływem wysokiej temperatury łuku wodór i tlen. Prowadzono także próby z mieszaninami CO2 i O2. Jednakże pierwszy komercyjny wyłącznik z CO2 pod oznaczeniem typu LTA oferuje firma ABB. Ponieważ charakterystyki tego gazu są wyraźnie gorszeod SF6, to aparat ten cechuje się większymi gabarytami, aby można było uzyskać odpowiednie wartości izolacyjne i ograniczonymi prądami znamionowymi ciągłym do 2750 A i wyłączalnym do 31,5 kA. Od 2010 r. takie wyłączniki 145 kV pracują na jednej ze stacji Vattenfalla w Szwecji.

Wyłączniki próżniowe Wspomniane powyżej różne rozwiązania wyłączników wykorzystują różne gazy jako alternatywę dla SF6. Jednakże przy wszystkich ekologicznych zaletach takich rozwiązań jeden problem pozostaje wspólny dla wszystkich gazów, a mianowicie produkty rozpadu. W każdym wyłączniku podczas procesu wyłączania, zwłaszcza prądów zwarciowych, powstają produkty rozpadu czynnika gaszeniowego. Są to substancje stałe i gazowe, które najlepiej poznano i opisano dla aparatów napełnionych SF6 . Brak jest dostatecznej wiedzy na temat produktów rozpadu innych substancji gazowych. Tego problemu można uniknąć stosując wyłączniki bez czynnika gaszeniowego płynnego lub gazowego czyli wyłączniki próżniowe. Ta technologia nie jest nowa, gdyż pierwsze cztery wyłączniki próżniowe wysokiego napięcia zostały wyprodukowane przez firmę AEI i wprowadzone do eksploatacji w Wielkiej Brytanii już w 1968 r. VGL8-AC był wyłącznikiem osmioprzerwowym o napięciu znamionowym 132 kV, znamionowych prądzie ciągłym 1200 A i wyłączalnym 15,3 kA. Do niewątpliwych zalet tej technologii należą: yy brak produktów rozpadu yy duża trwałość łączeniowa w zakre-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

sie prądów zwarciowych w całym okresie użytkowania yy możliwość pracy w niskich i bardzo niskich temperaturach yy zerowy potencjał tworzenia efektu cieplarnianego GWP i brak emisji CO2 W ostatnich latach rozwój wyłączników próżniowych WN koncentrował się na opracowaniu jednoprzerwowych aparatów dla napięć znamioniowych do 145 kV. Pierwszy taki wyłącznik dla 145 kV, 2000 A, 31,5 kA w początku XXI w. opracowało konsorcjum japońskich firm Hitachi, Fuji Electric i Meidensha. Wśród europejskich producentów trzy firmy dostarczyły aparaty jednoprzerwowe WN dla pierwszych instalacji, a dwie z nich rozpoczęły ich produkuję. Jako pierwszy w 2010 r. Siemens rozpoczął trzy projekty pilotażowe w Danii, Francji i Luksemburgu z wyłącznikami 3AV1FG o parametrach 72,5 kV, 2500 A oraz 31,5 kA. Rok później rosyjska firma Vyskovoltnyj Sojuz dostarczyła pierwszy wyłącznik VRS-110 dla Lenenergo w Sankt Petersburgu. W tym aparacie o parametrach znamionowych 126 kV, 2500 A i 31,5 kA wykorzystano komory próżniowe jednego z chińskich producentów. Z kolei Alstom uruchomił dwa projekty w 2012 we Francji i rok później w Nowej Zelandii z wyłącznikiami VL109 dla 72,5 kV, 2000 A oraz 31,5 kA. W końcu 2017 r. Siemens dostarczył dla niemieckiej firmy energetycznej EnBW dwa wyłączniki próżniowe 3AV1FG 123 kV,

Wyłącznik próżniowy 3AV1FG-145 kV, 3150 A, 40 kA w izolacji kompozytowej firmy Siemens AG.

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI 3150 A i 40 kA, w których wykorzystano komory próżniowe własnej produkcji. Spośród wspomnianych trzech europejskich producentów, dwóch obecnie oferuje i sprzedaje jednoprzerwowe wyłączniki próżniowe dla napięć znamionowych do 145 kV. Są to niemiecki Siemens AG z fabryką w Berlinie oraz rosyjski Vysokovoltnyj Sojuz z fabryką w Jekatierynburgu. Przy tym należy zauważyć, że rosyjska firma oferuje swoje wyłączniki dla klientów z terenu Unii Europejskiej poprzez swoją ukraińską spółkę Rowneński Zavod Vysokovoltnej Aparatury. Produkcja tych aparatów odbywa się w fabryce w Równem na Ukrainie, przy wykorzystaniu sprowadzanych z Chin komór próżniowych. RZVA w 2015 r. dostarczył do Polski pierwszy wyłącznik próżniowy 123 kV dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Specyfiką wyłącznika próżniowego WN jest to, że próżnia pełni w nim rolę czynnika gaszeniowego i tylko częściowo izolacji międzystykowej. Aby zapewnić odpowiedni poziom napięć znamionowych wytrzymywanych otwartej przerwy nie wystarczy oprzeć się jedyniena próżni, stanowiącej bezpośrednią izolację przestrzeni miedzystykowej. Ze względu na nieduże gabaryty komór próżniowych krytyczna jest długość drogi przeskoku na zewnętrznej powierzchni obudowy komory. Z tego względu w wyłączniku próżniowym live-tank występują trzy różne izolacje

Elementy składowe izolacji międzystykowej w wyłączniku próżniowym 3AV1FG-72,5 kV

otwartej przerwy stykowej: 1. wewnętrzna – próżniowa w przestrzeni międzystykowej w komorze próżniowej, 2. zewnętrzna – powietrzna na zewnątrz izolatora porcelanowego lub kompozytowego, stanowiącego zewnętrzną obudowę, w której umieszczona jest komora próżniowa, 3. środkowa – izolacja na zewnątrz komory próżniowej, ale wewnątrz izolatora porcelanowego lub kompozytowego. Szczególnie interesująca jest właśnie izolacja środkowa, która jest również elementem odróżniającym wyłączniki różnych producentów. Stanowi ją materiał obudowy komory próżniowej w postaci porcelany, lub rzadziej szkła oraz substancja, którą wypełniona jest przestrzeń wewnątrz izolatora, stanowiącego zewnętrzną izolację. W pierwszych wyłącznikach próżniowych stosowano do tego celu SF6, który bardzo szybko zastąpiono czystym, suchym azotem pod niewielkim ciśnieniem. W wyłączniku rosyjskim VRS-110 producent w charakterze izolacji środkowej stosuje silikon, którym zalewa przestrzeń pomiędzy komorą próżniową a izolatorem. Ponieważ w dolnym izolatorze wsporczym znajduje się ruchome cięgno, to jego wnętrze napełnione jest azotem pod ciśnieniem 0,115 MPa abs. Natomiast w niemieckim wyłączniku 3AP1FG-145 kV izolację środkową stanowi sztuczne powietrze CleanAir, będące mieszaniną 80% azotu z 20% tlenu. Zarówno czysty azot, jak i CleanAir charakteryzują: yy Zerowy potencjał tworzenia efektu cieplarnianego: GWP = 0 yy Zerowy potencjał niszczenia warstwy ozonowej: ODP = 0 Wyłączniki próżniowe dead-tank typu VBO yy Nietoksyczność dla 204 kV, 2000 A i 40 kA firmy Meiden yy Niepalność pracujące od 2012 r. na stacji w Japonii. yy Stabilność chemiczna

yy Niska temperatura wrzenia i brak skraplania czynnika izolacyjnego yy Brak w składzie fluoru. yy Brak w składzie węgla. yy Brak konieczności recyclingu. Nie bez znaczenia jest także fakt, że nie ma obowiązku prowadzenia dokumentacji i raportowania o posiadanych ilościach, jak ma to miejsce w przypadku SF6. Nie ma także ryzyka, że mogłyby być wprowadzone cła czy opłaty związane z użytkowaniem tych gazów. Jednakże zastosowanie komór próżniowych w wyłącznikach WN nie jest całkowicie pozbawione problemów. Ponieważ takie komory stanowią źródło promieniowania rentgenowskiego, to muszą spełniać dodatkowe wymagania DYREKTYWY RADY 96/29/EURATOM z dnia 13 maja 1996 r. ustanawiającej podstawowe normy bezpieczeństwa w zakresie ochrony zdrowia pracowników i ogółu społeczeństwa przed zagrożeniami wynikającymi z promieniowania jonizującego. Zgodnie z nią komory próżniowe muszą posiadać zatwierdzenie typu. Nie stanowi to problemu, gdy producent wyłącznika i komory próżniowej znajduje się na terenie Unii Europejskiej, natomiast może być problemem np. w przypadku zastosowania komór próżniowych pochodzących z Azji.

Zakończenie Toczące się obecnie poszukiwania różnych substacji, które mogłyby zastąpić SF6 w wyłącznikach WN są w toku i z pewnością będą kontynuowane. W ciągu najbliższych lat będziemy dysponowali bogatszym doświadczeniem eksploatacyjnym, pochodzącym z projektów pilotażowych, które pozwoli zweryfikować słuszność wybranych rozwiązań. Należy oczekiwać dalszego rozwoju aparatów gazowych i w tym kontekście szczególnie ciekawe będą doświadczenia z wyłączników LTA pracujących z CO2. Z drugiej strony bardzo obiecująca jest technologia próżniowa. Już dziś pracują w Japonii wyłączniki próżniowe dla napięcia znamionowego 204 kV. Firma Meiden oferuje te aparaty w wykonaniu dead-tank dla napięć znamionowych 120/168/204 kV, zgodnie z japońską normą JEC-2300. Trzeba tu jednak odnotować fakt, że izolację wewnątrz zbiorników stanowi SF6, więc kolejnym etapem rozwoju tego wyłącznika będzie zastosowanie innego gazu izolacyjnego. Dr inż. Paweł Budziński, Siemens AG, Berlin n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Doświadczenia eksploatacyjne z diagnostyki wyłączników WN SF6 1. Wprowadzenie Jednym z wielu elementów infrastruktury stacji elektroenergetycznej są wyłączniki, do których zadań należy szybkie wyłączenie prądów roboczych i zwarciowych. Dzięki temu zabezpieczają one pozostałe urządzenia przed skutkami awarii. Obecnie na stacjach elektroenergetycznych WN coraz częściej stosowane są urządzenia izolowane gazem SF6, a wyłączniki z komorami gaszeniowymi SF6 stanowią w praktyce podstawowe ich wyposażenie. Pierwsze wyłączniki SF6 w polskich systemie elektroenergetycznym instalowano w latach 90 ubiegłego wieku i z tego powodu ich stan techniczny powinien być szczególnie diagnozowany. Bowiem podstawą ich bezawaryjnej pracy jest regularna diagnostyka z zastosowaniem nowoczesnych metod pomiarowych [1]. Należy podkreślić, że współczesne przyrządy diagnostyczne pozwalają na znaczne skrócenie czasu diagnostyki, przy czym dostarczają kadrze inżynierskiej bardzo dużo informacji potrzebnych do ustalenia stanu technicznego badanego obiektu. W niniejszym artykule przedstawiono doświadczenia z diagnostyki wyłączników SF6 w warunkach eksploatacyjnych z zastosowaniem nowoczesnej aparatury pomiarowej.

sztuk wyłączników z komorami SF6. Na rysunku 1 przedstawiono podział diagnozowanych wyłączników ze względu na rok produkcji. Wynika z niego, że największą grupę, bo około 56%, stanowiły najstarsze wyłączniki wyprodukowane w latach 90 ubiegłego wieku, czyli takie, które są już eksploatowane blisko 30 lat. Natomiast najnowsze urządzenia

miały za sobą „tylko” 8 lat eksploatacji i stanowiły niewielki procent populacji (około 1%). Spośród badanej grupy 123 sztuk wyłączników 79 szt. pracowało na napięciu 110 kV, 23 szt. na napięciu 220 kV oraz 21 szt, na napięciu 400 kV. Natomiast na rysunku 2 przedstawiono podział wyłączników ze względu producentów.

Rys.1. Podział badanych wyłączników ze względu na rok produkcji

2. Charakterystyka badanych wyłączników Prezentowaną w artykule diagnostykę wyłączników wykonano w ostatnich dwóch latach w różnych polskich spółkach dystrybucyjnych oraz zakładach przemysłowych, przy czym były to wyłącznie wyłączniki w izolacji gazowej SF6 o napięciu znamionowym od 110 kV do 400kV. Wyprodukowano je w latach 1991÷2010 przez różne wytwórnie. Łącznie wykonano diagnostykę 123

Rys.2. Podział badanych wyłączników ze względu na producenta

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Wynika z niego, że dominująca część wyłączników (72%) wytworzona została przez dwóch producentów: ABB oraz Siemens. Ich udział procentowy wyniósł odpowiednio 49% oraz 23%. Przedstawiony wyżej ilościowy rozkład jest skutkiem przede wszystkim dużej ilości wyłączników typu LTB 145 zainstalowanych w stacjach 110 kV (rys.3). Z przedstawionych wyżej danych wynika, że zdiagnozowano bardzo szeroką gamę wyłączników SF6, którą można traktować jako reprezentatywną dla wszystkich zainstalowanych w Polsce. Stąd, zdaniem autora, wnioski wypływające w tych badań mogą być odniesione do ogółu wyłączników SF6 pracujących w polskim systemie elektroenergetycznym.

3. Zakres oraz metodyka pomiarów podczas przeglądu Ważnym elementem zasad obsługi urządzeń elektroenergetycznych oraz metodyki przeprowadzenia diagnostyki podczas przeglądów wyłączników jest skrócenie czasu pomiarów oraz możliwość natychmiastowej interpretacji ich wyników. Wynika to z konieczności maksymalnego ograniczenia przerw w dostawie energii. Z tego powodu do badań użyto wielofunkcyjnych zestawów diagnostycznych, które wykonują pomiary poszczególnych parametrów w trybie automatycznym bez konieczności pracochłonnych zmian w konfiguracji obwodu pomiarowego. Ponadto system akwizycji danych pozwala na szybką interpretację wartości zmierzonych parametrów z punktu widzenia oceny stanu technicznego, co w znaczący sposób wykonanie ekspertyzy. Parametry elektryczne oraz funkcjonalne działanie wyłączników SF6 sprawdzono w następującym zakresie: y y pomiar rezystancji głównego toru prądowego wyłącznika prądem o stałym natężeniu 100A lub większym, yy pomiar prędkości ruchu styków wraz z jej wykresem, yy pomiar izolacji doziemnej i międzystykowej, yy pomiar czasów własnych i niejednoczesności styków głównych i pomocniczych wyłącznika przy napięciu znamionowym w cyklach łączeniowych: ZAŁĄCZ, WYŁĄCZ, ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, WYŁĄCZ-ZAŁĄCZ-WYŁĄCZ, yy pomiar prądów i czasu zbrojenia napędów,

Rys. 3. Podział badanych wyłączników ze względu na typ

Rys. 4. Miernik CIBANO 500 prod. Omicron [2]

Rys. 5. Układ diagnostyki wyłączników z użyciem miernika CIBANO 500 [2]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI yy pomiar rezystancji cewek obwodów sterowniczych, yy sprawdzenie działania blokady przeciw pompowaniu oraz zabezpieczenia od niezgodności położenia biegunów, yy kontrola blokad ciśnieniowych działania napędu, yy sprawdzenie wartości nastaw czujników gęstości gazu SF6, czujników sygnalizacji ubytku gazu oraz czujników blokady sterowania. yy pomiar rezystancji cewek obwodów sterowni Wszystkie wymienione wyżej parametry działania wyłączników SF6 zmierzono i sprawdzono za pomocą wielofunkcyjnego miernika CIBANO 500 prod. Omicron (rys.4) [2]. Na rysunku 5 pokazano schemat podłączenia CIBANO 500 do wyłącznika. Szczególnym rozwiązaniem w konfiguracji miernika i sposobie jego podłączenia jest zastosowanie zdalnie sterowanych pomiarowych sąd CB MC2 oraz CB TN3. Ich użycie znacznie skraca czas pomiarów oraz eliminuje ewentualne błędy w podłączeniu przewodów pomiarowych. Właściwości gazu SF6 zbadano w następującym zakresie: yy pomiar gęstości gazu SF6 (%), yy pomiar ilości produktów rozpadu gazu SF6 (SO2) (w ppm), yy pomiar zawilgocenia gazu SF6 (w ppmv oraz ppmw), yy pomiar punktu rosy gazu SF6. Do wyznaczenia w/w parametrów użyto aparatury produkcji WIKA (rys.6) [3]. Jest to aparatura, której parametry są zgodne z obowiązującą dyrektywą KYOTO z 2015 roku. Warto zaznaczyć, że bezobsługowa

w pełnym zakresie diagnostyka gazu SF6 w znakomity sposób zwiększa efektywność przeglądu, bowiem pozwala na jednoczesne wykonanie innych koniecznych czynności jak np. podłączenie sąd pomiarowych oraz obwodów wtórnych.

4. Analiza usterek i defektów Na rysunku 7 przedstawiono procentową ilość stwierdzonych usterek w wyłącznikach ze względu na rok produkcji, a tym samym pośrednio, ze względu na okres eksploatacji. Jak można zauważyć najwięcej usterek stwierdzono w najdłużej eksploatowanych wyłącznikach pracujących pracujących ponad 25 lat. Jednak, zdaniem autora, ich ilość może w znaczący sposób wpłynąć na obniżenie niezawodności pracy stacji elektroenergetycznych. Dotyczy to zwłaszcza stacji najwyższych napięć, gdzie w stacjach 400 kV aż 43 % zbadanych wyłączników było nie w pełni sprawnych (rys.8). W ujęciu liczbowym stwierdzono, że z 79 sztuk zbadanych wyłączników 110kV usterki posiadało 12 sztuk, z 23 sztuk zbadanych wyłączników 220 kV wadliwych było 6 sztuk, za z 21 sztuk zbadanych wyłączników 400kV wady zanotowano aż w 9 przypadkach. Warto podkreślić, że najwięcej usterek dotyczyło obwodów i parametrów elektrycznych wyłączników. Na drugim miejscu były usterki mechaniczne. Najmniej usterek stwierdzono w zakresie eksploatacji gazu SF6. Wśród tych trzech grup do najczęściej występujących defektów można zaliczyć:

Usterki w obwodach elektrycznych wyłącznika: yy przekroczona wartość rezystancji czynnej obwodu głównego, yy uszkodzenia komponentów szafy napędowej (styczniki, cewki, grzałki itp.), yy usterki w układzie sterowania wyłącznikiem - zdalne/miejscowe, załącz, wyłącz, yy przekroczenie czasów nastaw przekaźników K16 i K17; Usterki mechaniczne wyłącznika: yy przekroczone czasy własne wyłącznika, yy uszkodzenia mechaniczne izolacji, ubytki komponentów i osłon, nieprawidłowości w pracy napędu, yy nieprawidłowe działanie licznika łączeń, yy zawieszanie się napędu yy niepoprawne zbrojenie napędu, yy uszkodzenia mechaniczne układu przeniesienia napędu, yy głośna praca napędu; Usterki związane z eksploatacją gazu SF6: yy ubytek gazu (niewłaściwe ciśnienie gazu SF6 w wyłączniku), yy wycieki gazu (nieszczelność instalacji gazowej wyłącznika), yy parametry jakościowe gazu, yy obecność produktów rozpadu gazu SF6, yy Uszkodzenie lub błędne wskazania monitora SF6. Z przedstawionego na rysunku 9 zestawienia usterek ze względu na rok produkcji (instalacji) wyłączników wynika, że uszkodzenia mechaniczne dotyczą przeważnie starszej generacji aparatów, natomiast uszkodzenia obwodów elektrycznych częściej

Rys. 6. Aparatura do analizy gazu SF6. Od lewej: analizator składu gazu GA11, detektor wycieków oraz system kalibracyjny przyrządów pomiarowych gęstości [3]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI występują w aparatach wyprodukowanych po roku 2000. Przedstawione wyżej zestawienie usterek nie obejmuje drobnych defektów, które można było bez dużego nakładu pracy oraz środków usunąć podczas przeglądu aparatów. Do takich defektów można zaliczyć bardzo często powtarzający się problem z prawidłowym podłączeniem przewodów obwodów wtórnych, zwłaszcza kabli do listw zaciskowych szafy napędowej wyłącznika. W wielu przypadkach przewody te były pęknięte tuż przy samej listwie zaciskowej (defekt niewidoczny podczas oględzin napędu). Wydaje się, że przyczyną tego defektu są wibracje napędu wyłącznika w trakcie pracy oraz zmęczenie mechaniczne materiału.

5. Podsumowanie

Zasadniczym wnioskiem wypływającym z przeglądu 123 wyłączników SF6 różnych typów jest niska wadliwość instalacji gazu SF6, która mimo upływu wielu lat pracy nie sprawia dużo problemów eksploatacyjnych. Jedynie w kilku przypadkach stwierdzono znaczne przekroczenia normatywne ilości produktów rozpadu gazu SF6. Względnie duża ilość usterek w obwodach elektrycznych wyłącznika występuje przede wszystkim w aparatach instalowanych w ostatnich 10÷15 latach. Defekty i usterki mechaniczne obserwowano przede wszystkim w starszych wyłącznikach jako rezultat naturalnego procesu starzenia eksploatacyjnego.

Literatura

[1] Budzyński P.: „Wyłączniki wysokiego napięcia od 72,5 do 800 kV. Rozwój, budowa i właściwości eksploatacyjne”, Warszawa, (2013), wydanie I [2] Cibano 500: https://www.omicronenergy.com/en/ products/cibano-500/#contact-menu-open [3] Analizator gazu SF6: https://www.wikapolska.pl/ga11_pl_ pl.WIKA?ProductGroup=72562

Rys. 7. Procentowa ilość usterek wyłączników wyprodukowanych w określonym roku

Rys. 8. Procentowa ilość usterek wyłączników o różnym napięciu znamionowym

Paweł Molenda Energo-Complex, OBRE n

Rys. 9. Podział ilości usterek ze względu na ich rodzaj oraz rok produkcji wyłączników

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Nieinwazyjne testowanie wyłączników mocy na stacji Streszczenie Dzięki swojej zdolności do natychmiastowego przerywania przepływu prądu, wyłączniki odgrywają ważna role związana z ochroną i bezpieczeństwem system elektroenergetycznego. Aby zapewnić właściwe działania wyłącznika, ważne jest aby przetestować działanie jego kluczowych elementów, łącznie z kinematyką działania (czasami i ruchem styków głównych), obwodami sterowania (analiza prądu cewki, test minimalnego pobudzenia, analiza prądu silnika) oraz stanu styków głównych (statyczne i dynamiczne rezystancje styku). Łącząc te metody testowania oraz wykonanie tych testów przy użyciu właściwego wielofunkcyjnego testera pozwala uzyskać w krótkim czasie pełną ocenę bez potrzeby rozmontowywania wyłącznika. Po długim okresie w którym doświadczaliśmy trudności z wykonaniem na obiekcie pomiarów rezystancji dynamicznej (DRM), obecnie możemy przeprowadzić ten pomiar w łatwy sposób równocześnie na kilku biegunach. Gdy używamy go jako podstawową metodę testową, DRM daje dodatkową możliwość wykonania testów bez zmiany połączeń. Artykuł ten przedstawia przegląd ważnych procedur testowych stosowanych przy analizie wyłącznika oraz ich wykorzystania przy użyciu najnowszych narzędzi.

nej w przypadku wykonywania czynności serwisowych. Do wiarygodnej oceny stanu technicznego wyłącznika bardzo ważna jest poprawna interpretacja wyników uzyskanych z pomiarów podczas przeglądów. Stosowany w stacjach na całym świecie zakres nieinwazyjnych badań wyłączników przedstawia się następująco: yy pomiar statycznej rezystancji zestyku, yy pomiar dynamicznej rezystancji zestyku analiza czasów działania i prądu cewki, yy analiza ruchu styków, yy pomiar prądu silnika napędu,

Pomiar rezystancji statycznej Pomiar statycznej rezystancji zestyku przy zamkniętych stykach głównych wyłącznika jest powinien być wykonywany podczas każdego przeglądu. Wykonywany jest on metodą techniczną dokładnego woltomierza polegającego na wymuszeniu dużego prądu DC poprzez zestyk główny i pomiarze na nim spadku napięcia za pomocą dodatkowego woltomierza. Norma IEC 62271-1 wymaga zastosowania minimalnego prądu testowego 50A. W przypadku stwierdzenia odchyłek od dopuszczalnych wartości rezystancji zestyku, w celu ostatecznej diagnozy należy wykonać dodatkowe testy większym prądem [1] [5].

Wprowadzenie do testowania wyłącznika Wyłącznik odgrywa znaczącą role w systemie elektroenergetycznym. Jest on łącznikiem przeznaczonym do ochrony obwodów elektrycznych przed uszkodzeniami spowodowanymi przeciążeniem lub zwarciem poprzez natychmiastowe przerwanie prądu zakłóceniowego. Jest również stosowany w celu zapewnienia przerwy izolacyj-

Rys. 1. Typowa charakterystyka czasowa prądu cewki

Rys. 2. Zmiany w czasie prądu cewki dla różnych napięć zasilania od 0.25% do 1.25% Un [4] [3]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Analiza czasów działania i prądu cewki Interpretacji wyników pomiarów czasów działania cewki poświęcone są przedmiotowe normy. Dlatego też w tym artykule omówiono tylko wpływ konstrukcji mechanizmu roboczego na te czasy.

Mechanizm sprężynowy Mechanizm sprężynowy wykorzystywany jest w wielu wyłącznikach WN jako zasobnik energii. Energia ta jest wyzwalana poprzez zadziałanie cewek załączającej i wyłączającej. Analizując charakterystykę zmian prądu podczas załączania cewki możemy uzyskać wiele użytecznych informacji takich jak np.: yy stałą czasową działania cewki, yy wartość energii (prądu), która konieczna jest do wyzwolenia zazbrojonej sprężyny, yy sekwencja czasów działania styków pomocniczych. Na potrzeby tej analizy mierzone są i wyświetlane zmiany w czasie wartości prądu w cewce wyłączającej lub załączającej w trakcie sekwencji zamykania lub otwierania styków głównych. Identyfikacja problemów z obwodami elektrycznymi lub elementami mechanicznymi mechanizmu wyłączania i załączania wyłącznika polega na porównaniu parametrów zmierzonej i wzorcowej charakterystyki prądu. Są to przede wszystkim stała czasowa cewki (problemy elektryczne), prąd cewki (problemy mechaniczne – konieczna siła napędowa) oraz poprawna sekwencja czasów działania styków pomocniczych. Typową charakterystykę czasową prądu cewki pokazano na rysunku 1 [2]. Na kształt zmian prądu cewki w czasie wpływa wartość napięcia zasilania. Natomiast szybkość działania mechanizmu sprężynowego jest bezpośrednio powiązana z prądem cewki, a tym samym z napięciem jej zasilania. Z tego powodu test czasów załączania cewki powinien być wykonany dla różnych napięć zasilania (rys.2).

Napęd magnetyczny W wyłącznikach próżniowych SN coraz częściej stosowany jest napęd magnetyczny. Odpowiednia cewka (elektromagnes) jest bezpośrednio połączona z mechanicznym ukła-

Rys. 3. Zm iany w czasie prądu cewki siłownika oraz krzywa ruchu w trakcie sekwencji zamykania wyłącznika reklozera 12 kV [4]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

dem przerywającym przepływ prądu. Natomiast konieczna do wyłączenia energia dostarczana jest do cewki z jednego lub dwóch wstępnie naładowanych kondensatorów, których rozładowania w cewce wynosi kilkadziesiąt amperów. Zaletą tego typu napędu jest mniejsza ilość elementów mechanicznych, co powoduje, że wyłączniki te wymagają mniejszego serwisowania oraz są łatwiejsze w produkcji. Ponadto możliwość cyfrowego sterowania rozładowywania zasobników załączających i otwierających umożliwia lepsze zarządzanie odpowiednimi sekwencjami. Charakterystyka czasowa prądu cewki napędzającej siłownik magnetyczny jest bardzo zbliżona do charakterystyki prądu cewki napędu sprężynowego (rys.3). Stąd zasady oceny działania napędu magnetycznego są identyczne. Analogicznie jak dla napędu sprężynowego, w celu monitorowania działania wyłącznika w sekwencji Załącz - Wyłącz niezbędna jest możliwość pomiaru zmian prądu cewki w czasie.

Analiza ruchu styków Analiza ruchu styków może wykryć słabe elementy mechaniczne w wyłączniku, tj. zużyte styki główne i opalne, problemy z magazynowaniem energii koniecznej do wyłączania lub załączania (zużycie sprężyny lub obniżenie ciśnienia). Wykrywając te problemy we wczesnym stadium, można podjąć działania naprawcze, tak aby zapewnić bezpieczną pracę wyłącznika. Podłączony do cięgna napędu styków wyłącznika czujnik ruchu daje wiele użytecznych informacji. Dlatego, zaleca się stosowanie tej metody do śledzenia ruchu mechanizmu przerywającego prąd. Aby sklasyfikować stan zestyków opalnych oraz problemy mechaniczne mechanizmu roboczego wyłącznika konieczna jest rejestracja takich parametrów pracy napędu jak wydłużenie rozchodzenia się styków (amplituda i czas trwania), prędkość styków oraz całkowita przerwa międzystykowa (rys.4). Analiza stanu technicznego polega na porównaniu zmierzonych wartości z podanymi przez producenta danymi referencyjnymi [1]. [5].

Rys. 4. Analiza tłumienia na osi czasu

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Prąd silnika

Wbudowany zasilacz dla cewki i silnika

Rejestracja prądu silnika jest konieczna dla zdiagnozowania ewentualnych problemów z magazynowaniem energii potrzebnej do wyzwolenia procesu zamykaniu lub otwierania styków (część elektryczna oraz mechaniczna). W przypadku, gdy wartość prądu silnika jest zbyt duża lub zbrojenie napędu zajmuje więcej czasu, należy zbadać mechanizm napędu.

Jednym z największych wyzwań podczas pomiarów jest powtarzalność testów. Aby poprawnie zdiagnozować wyłącznik, napięcie zasilania musi posiadać odpowiednią wartość do sterowania cewkami wyłączającą i załączającą, ale równocześnie moc źródła napięcia musi być odpowiednia do zasilania silnika, który zazbraja sprężynę lub uruchamia sprężarkę gazów czy też oleju w trakcie cyklów łączeniowych. Do zasilania wyłącznika podczas testów można użyć źródła napięcia z baterii stacyjnej lub z zewnętrznego zasilacza. Użycie baterii stacyjnej ma swoje wady: yy zależnie od układu, podłączenie do baterii stacyjnej może być bardzo niebezpieczne; yy nie ma możliwości sterowania wartością napięciem baterii stacyjnej. Może ono się zmieniać tylko w pewnym zakresie i wówczas zakres wykonywanego testu jest ograniczony. Takich wad nie posiada zewnętrzne źródło napięcia o odpowiedniej mocy pod warunkiem, że jest stabilizowane elektronicznie. W przeciwnym razie pojawia się konieczność użycia dodatkowego urządzenia. Jednym ze sposobów ominięcia tych niedogodności jest wyposażenie urządzenia testującego w niezależne od baterii stacyjnej źródła zasilania cewki i silnika, które wytwarza stabilne i sterowane napięcie o różnych wartościach. Takie wymagania stwarzają m.in. testy zabezpieczeń podnapięciowych, podczas których cewki wyłączające wyzwalane są napięciem wynoszącym np. 20% napięcia znamionowego. Ponadto procedurę wyznaczenia napięcia minimalnego pobudzenia przekaźników przy użyciu sekwencji narastających impulsów można łatwo skonfigurować mając do dyspozycji zintegrowany zasilacz ze sterowalnym napięciem. Dodatkowo wbudowany zasilacz ułatwia testowanie wyłączników z cewką podnapięciową. Czas otwierania inicjowany przez cewkę podnapięciową można łatwo zmierzyć łącznie z różnicą czasów pomiędzy wyłączeniem zasilania, a chwilą gdy wyłącznik zostanie otwarty. Od-

Pomiar dynamicznej rezystancji styku (DRM) Pomiar dynamicznej rezystancji zestyku połączony z analizą rozchodzenia styków się jest często stosowaną metodą, ponieważ określa długość styku (część styku głównego oraz opalna) bez konieczności demontażu wyłącznika. Gdy styk opalny staje się krótszy od minimalnej wartości podanej przez producenta, wówczas nie można gwarantować bezpiecznej pracy wyłącznika i należy przeprowadzić właściwy serwis modułu przerywającego prąd. Metoda pomiaru dynamicznej rezystancji zestyku opiera się na pomiarze ciągłości zachowania zestyku w trakcie otwierania się styków wyłącznika. Realizowana jest za pomocą pomiaru rezystancji zestyku prądem stałym w układzie czteroprzewodowym podczas otwierania się wyłącznika. Przez styk główny wymuszany jest przepływ prądu DC, a mierzona i analizowana jest charakterystyka czasowa spadku napięcia na styku (rys.5).

Urządzenie do testowania wyłączników na stacji Wszystko w jednym Urządzenie typu “wszystko-w-jednym” posiada wszystkie funkcje niezbędne do testowania wszystkich typów wyłączników bez konieczności użycia dodatkowych urządzeń peryferyjnych. Dlatego możliwe jest wykonanie wszystkich opisanych wyżej pomiarów wyłącznika w jednym cyklu. Urządzeniu wyposażone jest w funkcję analizy czasów własnych, źródła napięcia i prądu DC oraz miernik małych rezystancji.

Rys. 5. interpretacja charakterystyki DRM dla wyłącznika SF6

Rys. 6. Układ testowy “wszystko-w jednym” stosowany w obustronnie uziemionym wyłączniku WN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI dzielne testy silnika oraz rejestracja prądu silnika w funkcji czasu można również wygodnie wykonać używając wbudowanego zasilacza.

Zastosowanie modułów DRM W przypadku wyłączników WN, wszystkie styki główne powinny być mierzone równocześnie w celu wyznaczenia niejednoczesności otwierania się styków. Ponadto oprócz analizy poszczególnych czasów należy również wykonać pomiar dynamicznej rezystancji zestyków. W aplikacjach wysokonapięciowych, w pewnych przypadkach, może zachodzić konieczność uziemienia wyłącznika po obu stronach w trakcie całego testu. Przykład takiego układu pomiarowego na stacji, który wykorzystuje moduły DRM (na górze wyłącznika pomiędzy stykami głównymi) pokazano na rysunku 6. Każdy umieszczony na górze wyłącznika moduł DRM jest podłączony do głównego urządzenia poprzez szynę komunikacyjną i generuje stabilizowany prąd testowy. W modułach DRM dane pomiarowe są przekształcane na postać cyfrową i wysyłane do jednostki głównej umieszczonej na ziemi tymi samymi kablami, które używane są do zasilania. Na potrzeby pomiarów rezystancji statycznej i dynamicznej moduły DRM mogą chwilowo generować duży prąd o wartości do 2x100 A. Każdy moduł może też testować do dwóch styków głównych. Dodatkowy moduł ruchu umożliwia pomiar rozchodzenia się styków.

Proste pomiary z użyciem DRM Pomiar rezystancji dynamicznej zestyków, jako podstawowy test wyłączników jest bardzo prosty do wykonania, przy czym jest on równocześnie realizowany dla wszystkich styków głównych. W tym celu używany jest tylko jeden moduł DRM zamiast kilku urządzeń, a przewody i zasilanie są takie same jak w tradycyjnych urządzeniach pomiarowych.

Bezpieczne i przejrzyste połączenia kabli Krótkie kable wysokoprądowe umieszczone na górze wyłącznika, co ogranicza zakłócenia pomiarowe wynikające ze sprzężeń indukcyjnych (rys.7). Ponadto takie rozwiązanie zapobiega możliwości indukowania się niebezpiecznych napięć, które mogłyby się przenieść na operatora.

Oszczędność czasu Moduły DRM można również wykorzystać do pomiaru czasów zadziałania wyłącznika z równoczesnym pomiarem rezystancje statycznej zestyków. Oznacza to, że realizujemy tylko

Rys. 8. Zasada pomiarów przy uziemieniu wyłącznika po obu stronach

Rys. 7. Pętle indukcyjne przy użyciu długich przewodów zostały zredukowane dzięki zdalnym przystawkom i krótkim przewodom

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

Rys. 9. Krzywa DRM przy pomiarze wyłącznika uziemionego po obu stronach

ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI jeden układ pomiarowy dla testów czasów i rezystancji styku. Nie ma potrzeby zmieniać połączeń i wspinać się na wyłącznik pomiędzy poszczególnymi pomiarami. Dzięki temu układowi można przetestować wyłącznik WN, łącznie z wykonaniem połączeń, w czasie poniżej jednej godziny. Jest to możliwe dlatego, że do wykonania testów potrzebujemy tylko jednego układu połączeń. Również czas trwania powtarzających się pomiarów w aplikacjach średniego napięcia został znacząco zmniejszony.

Koncepcja modułowa Ponieważ moduły DRM połączone są z głównym urządzeniem przy pomocy szyny komunikacyjnej, nie ma ograniczenia w liczbie użytych modułów. Dlatego wszystkie generacje wyłączników możemy przetestować bez ograniczeń w optymalnym czasie serwisowania, łącznie z dużą liczbą komór styków głównych.

Uziemienie wyłącznika po obu stronach W trakcie prac serwisowych może zachodzić potrzeba wykonania pomiarów dla obustronnie uziemionych komór wyłącznika. W takim przypadku sprzężenia pojemnościowe z pracującymi liniami równoległymi mogą być źródłem niebezpiecznego napięcia, a każdy zwisający przewód realnym zagrożeniem dla operatora. Użycie modułu DRM (rys. 8) pozwala na pomiar czasów własnych wyłącznika z uwzględnieniem wszelkich wymagań bezpiecznej pracy. Zgodnie z rysunkiem 8, gdy wyłącznik jest zamknięty, rezystancja mierzonej pętli wynosi: Rclose = 1 / ( 1 / RCB + 1 / Rground ) (1) gdzie Rground >> RCB, Rclose ≈ RCB (2) Natomiast w pozycji otwartej rezystancja pętli wynosi: Ropen = Rground (3) Przejście pomiędzy pozycją zamkniętą i otwartą wyłącznika można wyznaczyć w oparciu o próg zmiany rezystancji (rys. 9). Prąd testowy musi być wystarczająco duży, aby uzyskać czystą składową 50 Hz prądu, który indukowany jest w przewodzie powrotnym przez ziemię, gdy styk główny jest otwarty. Z doświadczeń pomiarów na stacji wynika, że aby uzyskać wiarygodne wyniki, minimalna wartość prądu powinna wynosić co najmniej 100 A. Zwykle, można również zmierzyć działanie styku opalnego wyłącznika SF6. Statyczną rezystancje styku można zmierzyć przy obustronnym uziemieniu ponieważ rezystancja przewodu powrotnego przez ziemię jest o wiele wyższa od rezystancji styku głównego.

W tym celu możemy zastosować wzór (2). Jeśli rezystancji pętli doziemnej jest niższa niż spodziewana, wówczas zostanie zmierzona rezystancja w obu pozycjach zamkniętej i otwartej a do obliczenia RCB użyte zostaną wzory (1) i (3).

Wnioski W artykule przedstawiono różne aspekty testowania wyłącznika przy użyciu nowoczesnego urządzenia pomiarowego. Pomiar rezystancji dynamicznej jest wydajną metodą diagnostyczną, która łączy w sobie pomiary czasów własnych, rezystancji zestyku oraz analizę ruchu styków. Użycie modułów DRM upraszcza połączenia oraz zapewnia wymagania dotyczące bezpieczeństwa pracy przy obustronnym uziemieniu komory wyłącznika. Przedstawiono również korzyści wypływające z stosowania zasilacza do cewek i silników, w który powinno być wyposażone każde urządzenie pomiarowe. Thomas Renaudin, OMICRON France n

Autor Thomas Renaudin pracuje jako Regional Application Specialist do spraw wyłączników i rozdzielnic w regionie Europa & Afryka w biurze OMiCRON Electronics France. Ukończył studia na Wydziale Elektrycznym INSA w Strasburgu. W latach 20062009 zatrudniony w VATECH T&D Grenoble (później Siemens T&D) pracował jako Field Supervisor and Commissioning Engineer w wielu międzynarodowych projektach związanych z rozdzielnicami. Od 2009 roku pracuje w OMICRON jako Application Engineer ze szczególnym zorientowaniem na testowanie urządzeń pierwotnych.

Literatura

• [1] IEC 62271-1 ed1.1 “High-voltage switchgear and controlgear - Part 1: Common specifications” §6.4.1 (2011) • [2] T. Renaudin, A. Taneja, U. Klapper, “Circuit Breaker Testing – A New Approach”, Paper presented at the Electricity 2013 SEEEi conference, Jerusalem, israel (2013). • [3] Herrera “Pruebas a interruptores de Potencia”, Guatemala, 2013 • [4] Tavrida Electric, Vacuum circuit breaker product pages, South Africa • [5] Andreas Nenning, “interpreting the results of circuit breaker analysis”, OMiCRON Paper of the month, Klaus, Austria 2013 • [6] Moritz Pikisch, “Circuit Breaker Testing with the CiBANO 500”, OMiCRON Academy, 2013 • [7] R. Smeets, L. Van der Sluis, M. Kapetanovic, D. F. Peelo, A. Janssen, “Switching in Electrical Transmission and Distribution Systems”, Wiley, 2014

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2018

MSG - 705 -16

Router komunikacyjny GPRS/UMTS/LTE