Urządzenia dla Energetyki nr 2/2020 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 2/2020 (125)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych • Bezpieczeństwo użytkowania multimetru cyfrowego • • Specyfika doboru urządzeń łączeniowych wn oraz transformatorów mocy, z uwzględnieniem trudnych warunków eksploatacji w morskich farmach wiatrowych • Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce •

125

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020 (125)

NEXANS WNOSI ENERGIĘ DO ŻYCIA Nexans wnosi energię do życia poprzez szeroki zakres oferowanych kabli i systemów kablowych, które podnoszą jakość i wydajność klientów na całym świecie. Nexans wspiera klientów w czterech głównych obszarach biznesowych: Dystrybucja i przesył mocy w sieciach energetycznych, Wytwarzanie energii, Transport i Budownictwo.

www.nexans.pl www.nexans.pl www.nexans-power-accessories.pl

OD REDAKCJI Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o.

Spis treści n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych.....6 Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce.................................... 14 Płaskie połączenia masy i wyrównawcze........................................................ 18 Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych przesuwników fazowych – studium przypadku......................................... 20 TECHNOFLAME FOC-2-SLT-HFFR PH120/E30-E60..................................... 30

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

Szeroki zakres transformatorów energetycznych dedykowanych do aplikacji PV.................................................................................................................. 31

Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl Fotoreporter: Zbigniew Biel Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

SONEL LKZ-2000............................................................................................................. 32 Lokalizator kabli i infrastruktur podziemnych ............................................. 32 Bezpieczeństwo użytkowania multimetru cyfrowego........................... 34 n TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI Specyfika doboru urządzeń łączeniowych wn oraz transformatorów mocy, z uwzględnieniem trudnych warunków eksploatacji

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: 3N SOLUTIONS..........................................................................I OKŁADKA, 17

w morskich farmach wiatrowych......................................................................... 37 Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV,

ELEKTROMETAL-ENERGETYKA.................................................II OKŁADKA FLUKE................................................................................................ III OKŁADKA RELPOL............................................................................................. IV OKŁADKA NEXANS .................................................................................................................. 3

ze szczególnym uwzględnieniem prób WN oraz ochrony

ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................51

antyprzepięciowej......................................................................................................... 45

NEXANS................................................................................................................... 3

Pomiary WNZ Metodą UHF w 400 kV GIS....................................................... 52

SONEL....................................................................................................................33

Studium wybranych technologii i przypadków wykorzystania pomiaru i analizy wyników wyładowań niezupełnych (PD) dla badania stanu aparatów wysokiego napięcia w izolacji gazowej (GIS, GIL)........................................................................................................... 58

BELOS-PLP.............................................................................................................. 5 HELUKABEL..........................................................................................................19 OMICRON.......................................................................................................25, 66 IMEFY......................................................................................................................31 ENERGO-COMPLEX....................................................................................36, 66

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych Elektrownie fotowoltaiczne w polskich sieciach stają się bardzo często spotykanym źródłem energii, których właściwości, szczególnie przy licznych obiektach na małym obszarze, są słabo rozpoznane. W artykule przedstawiono zabezpieczenia tych elektrowni, ale i sieci z nimi współpracujących, tak z punktu widzenia przepisów, jak i uzupełnione własnymi poglądami autorów. Na podstawie analiz przepisów i teoretycznych analiz zaproponowano terminal polowy CZIP®-PV PRO, który powinien zapewnić wszystkie oczekiwane i potrzebne zabezpieczenia. 1. Wstęp Dynamiczny przyrost liczby inwestycji w zakresie budowy elektrowni słonecznych (inaczej: fotowoltaicznych) i szczególne wymagania stawiane tego typu instalacjom, stały się inspiracją do powstania tego artykułu i skłoniły autorów do opracowania dla nich metodyki zabezpieczania i wyspecjalizowanych przekaźników, które zapewnią ich ochronę przed skutkami różnych zakłóceń. W szczególności ochronę urządzeń elektrycznych, poprzez które są przyłączone do sieci i samych sieci. Opracowana została nowa konstrukcja terminala polowego oznaczonego jako CZIP®-PV PRO, przeznaczonego do pracy w rozdzielnicach pracujących w miejscach przyłączania elektrowni fotowoltaicznych do sieci dystrybucyjnych SN i nn, w tym także dla tzw. mikroinstalacji. W artykule będą używane następujące akronimy: PV – fotowoltaika, EPV – elektrownia fotowoltaiczna, SE – system elektroenergetyczny. Przedmiotem zainteresowania opracowania są przede wszystkim EPV przyłączone do sieci SN, czyli o mocach rzędu (50 – 5000) kW, może wyjątkowo do 10 MW. Będzie jednak wiele odniesień do instalacji przyłączonych do sieci nn, co jest obecnie silnie rozwijającą się gałęzią i nie do zatrzymania, ponieważ na przyłączenie do sieci wystarczy zawiadomienie operatora, a nie jego zgoda. Instalacje o mocy powyżej 200 kW do 10 MW, zaliczają się do modułów wytwarzania energii typu B i podlegają nomie [2]. Powyżej mocy 10 MW są to moduły typu C i będą raczej przyłączone do sieci 110 kV i tam problemy są łatwiejsze do rozwiązania, chociaż wyposażenie w urządzenia EAZ bardziej skomplikowane.

Wydaje się, że w definicji jest nieścisłość – przyłączanie instalacji o mocy do 50 kW ma sens tylko do sieci o napięciu do 1 kV, ewentualnie wyjątkowo SN. Poza tym sieć nie jest charakteryzowana napięciem znamionowym, a napięciem nominalnym. W sieci o określonym napięciu nominalnym pracują urządzenia o różnych napięciach znamionowych – wartość tego napięcia nadaje producent. W sieci o napięciu nominalnym 15 kV spotyka się kable o napięciu znamionowym 20 kV i transformatory o napięciu znamionowym 15,75 kV. Mała instalacja - instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 50 kW i mniejszej niż 500 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 150 kW i nie większej niż 900 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i mniejsza niż 500 kW. Ważną informacją dla korzystających z tego artykułu jest to, że podane pod koniec proponowane zasady wyposażania EAZ w poszczególne kryteria zabezpieczeniowe są kompromisami przepisów zawartych w [4, 5] oraz [1, 2]. Instrukcja [4] została w większości opracowana przed 2014 r. i nie było

2. Definicje Mikroinstalacja - instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest nie większa niż 50 kW [4].

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE jeszcze wówczas norm [1, 2]. Z drugiej strony w wymienionych normach są ewidentne braki, ale nie tutaj jest miejsce na ich szczegółowe wskazywanie. Jaskrawym przykładem jest zabezpieczenie nadnapięciowe dla średniej z 10 minut – w IRiESD (załącznik nr 10) pojawia się w postaci I stopnia zabezpieczenia nadnapięciowego, a w normach [1, 2] jest jako oddzielne kryterium, a wymieniany I stopień zabezpieczenia nadnapięciowego ma działać wg klasycznego algorytmu. Ale czy na pewno jest ono niezbędne, jeśli oprócz tego są dwa zabezpieczenia klasyczne nadnapięciowe? CZIP®-PV PRO został wyposażony we wszystkie te kryteria – nie wiadomo, co przyniosą następne lata. Pewną zagadką są zabezpieczenie od skutków pracy wyspowej (LoM) - tzw. aktywne. Nie są one nawet dobrze rozpoznane w praktyce, a w IRiESD zostały wymienione w karcie aktualizacji nr 10 [5]. W normach [1, 2] nie ma nic o zabezpieczeniach ziemnozwarciowych! Przy opracowywaniu załącznika nr 10 do IRiESD, normy [1, 2] mogły w URE nie być znane, a tablica została prawdopodobnie opracowana przy współpracy z poszczególnymi koncernami energetycznymi. Czy czeka nas znów nowelizacja IRiESD?

3. Zjawiska w sieci Główny problem EPV i związanych z nimi zjawisk w sieci dotyczy zwarć międzyfazowych i będzie omawiany na podstawie schematów pokazanych na rys. 1 i 3. Zjawiska podczas zwarć doziemnych i zabezpieczenia od ich skutków nie różnią się niczym w stosunku do problemów występujących przy podłączaniu innych źródeł lokalnych i są omówione np. w [7]. Tablica 1 zaczerpnięta z [5], której celem głównym jest wykaz wartości nastawczych, podaje wymagane zabezpieczenia dla mikroinstalacji i nie zawiera typowych zabezpieczeń przed skutkami zwarć międzyfazowych (jako „typowe” uważa się zabezpieczenia wykorzystujące prądy fazowe lub kryteria podimpedancyjne). W normie [1] także nie ma wzmianki o zabezpieczeniach od skutków zwarć międzyfazowych. Można w pewnym dużym przybliżeniu uważać, że zabezpieczenie podnapięciowe jest zabezpieczeniem również od skutków zwarć międzyfazowych, bo każdemu zwarciu towarzyszy obniżenie napięcia. Jest to jednak zbyt duże uproszczenie niespotykane w literaturze. Obniżenie napięcia podczas zwarcia międzyfazowego następuje w znacznej części sieci i nie może być kryterium selektywnym. Wczytując się w zasady wyposażania EPV w zabezpieczenia napięciowe odnosi się wrażenie, że ich celem jest ochrona samej instalacji (inwerterów), a nie elementów wyprowadzających moc do sieci elektroenergetycznej. W innych punktach IRiESD dotyczących źródeł lokalnych i linii z nimi współpracujących, zabezpieczenia są wymagane niezależnie od zastosowanej energii pierwotnej. Czyżby nasza IRiESD była zbyt restrykcyjna w stosunku do tych źródeł? Raczej trzeba zastosować przepisy z rozdziału II dotyczącego ogólnie automatyki zabezpieczeniowej, a nie kierować się tylko wytycznymi dla mikroźródeł. Zakłada się przy tym na podstawie ogólnej wiedzy, że prąd zwarciowy generowany przez EPV wynosi co najwyżej 1,1 jej prądu znamionowego. Ten parametr jest podawany także w postaci współczynnika kLR występującego we wzorze

gdzie: ZK- impedancja elektrowni lokalnej,

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Rys. 1. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do linii SN

Sr - moc znamionowa elektrowni, kLR - współczynnik zwarciowy (nazwa współczynnika - własna autora), który określa, ile razy prąd zwarciowy źródła przy zwarciu na jego zaciskach jest większy od prądu znamionowego. Przy tym jest pewna niejasność, czy dotyczy to impedancji zwarciowej falownika i paneli fotowoltaicznych (tak się raczej obecnie przyjmuje), czy podczas zwarcia odległego także jest ograniczenie do 1,1 (czyli jakby współczynnik kLR nieco wzrastał). Nie ma to prawie znaczenia, ponieważ przy tak dużej impedancji źródła wpływ impedancji od źródła do miejsca zwarcia odgrywa niewielką rolę. Na rys. 1 przedstawiony został sposób przyłączenia EPV do linii SN, do której przyłączeni są również odbiorcy. PZ oznacza w pełni wyposażony punkt zabezpieczeniowy – tzn. przekładniki prądowe i napięciowe, zabezpieczenia i wyłącznik. Prąd zwarciowy Ik jest sumą dwóch składowych: y Ik-SE płynącego od strony sytemu elektroenergetycznego, można jego wartość dla zwarć trójfazowych szacować najczęściej w granicach 2-5 kA, jeśli zwarcie jest przed transformatorem SN/nn, dla zwarć za nim wartość prądu zwarciowego płynącego przez PZ będzie znacznie mniejsa, y Ik-EPV płynącego od strony EPV, jego wartość powiązana jest z impedancją zwarciową źródła zależną od współczynnika kLR zgodnie z zależnością (1). Nie potrzeba wielkich analiz, aby stwierdzić, że prąd zwarciowy generowany przez EPV będzie przynajmniej kilkukrotnie mniejszy od płynącego od strony SE. Na rys. 1.a pokazana jest sytuacja, kiedy zwarcie jest za PZ patrząc od strony linii, do której jest przyłączona EPV. Zabezpie-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE czenie od skutków zwarć (na razie nie określa się kryterium jego działania) jest bezwzględnie potrzebne, aby odłączyć uszkodzony fragment w stronę EPV. Wskazany jest taki dobór nastawy, aby zabezpieczenie w PZ zabezpieczało także stronę nn transformatora aż do wyłącznika W przy czym, na ile jest to możliwe, powinny wykazać szczegółowe obliczenia. Prąd zwarcia od strony EPV powinien zostać wyłączony przez wyłącznik W lub sam sterownik falownika (od zabezpieczeń podnapięciowych). Na rys. 1.b jest sytuacja inna. Podczas zwarcia linia zostanie wyłączona w GPZ i pewną wątpliwością jest, czy EPV będzie pracować na zwarcie, jeśli by nie było zabezpieczenia w PZ. Z artykułu [8] wynika, że taka sytuacja jest bardzo prawdopodobna. Na marginesie – z artykułu tego wynika, że falowniki badane przez jego autorów są nadzwyczaj czułe na wszelkie zakłócenia (szczególnie zapady i obniżenia) w stabilnym charakterze napięć w sieci współpracującej, nawet bardzo krótkie. Niezależnie od tej wątpliwości z IRiESD wynika, że w punkcie PZ musi być zabezpieczenie chroniące prze skutkami tego zwarcia, pomimo że prąd nie będzie szkodliwy dla urządzeń. W EAZ jest przyjęta niepisana zasada, że każde zakłócenie w postaci zwarcia międzyfazowego ma być wyłączane automatycznie. Wg IRiESD w tym miejscu od skutków zwarć międzyfazowych należy zastosować zabezpieczenia nadprądowe – zwłoczne lub zwarciowe. Przy nastawieniu zabezpieczenia nadprądowego nawet na wartość prądu znamionowego EPV (zgodnie z zasadami EAZ z różnych względów powinno to być przynajmniej 1,1 prądu znamionowego), współczynnik czułości zabezpieczenia nie przekroczy wartości 1,1. Odpowiedni punkt IRiESD dotyczący współczynników czułości brzmi następująco: II.4.5.4.1.3. Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości: 1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych, 2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych. Jest w nim słowo „zaleca się”, a nie ostre wymaganie. Jednakże żadna literatura nie dopuszcza tak małego współczynnika czułości dla zabezpieczeń nadprądowych, ponieważ nie gwarantuje to ich prawidłowej pracy. Nawet krótki łuk elektryczny w miejscu zwarcia, czy przybliżenia zastosowane podczas obliczeń prądów zwarciowych mogą być przyczyną braku rozruchu. Do tego dochodzą błędy przekładników prądowych czy samego zabezpieczenia. Z kolei zbyt mała nastawa przyczyni się do powstawania rozruchów i zadziałań zbędnych Zaleca się skorzystanie z innego punktu IRiESD: II.4.5.1.15. W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych urządzeniach lub polach można stosować dodatkowe zabezpieczenia działające na wyłączenie lub sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub innych zabezpieczanych elementów. W linii łączącej EPV z siecią SN warto zastosować „dodatkowe zabezpieczenie”. Konieczność jego wprowadzenia wynika z właściwości zabezpieczanego urządzenia, dokładniej – parametrów zwarciowych. Najbardziej odpowiednie będzie kryterium odległościowe, jednak typowe zabezpieczenia tego rodzaju są niepotrzebnie bardzo złożone (wielostrefowe i działające także podczas zwarć z ziemią) oraz w oddzielnych obudowach, stosunkowo drogie. Nieodpowiednie będą zabezpieczenia różnicowe wzdłużne czy inne odcinkowe, ponieważ ich zasięg jest ściśle wyznaczony przez przekładniki prądowe. Wydaje się, że idealnym rozwiązaniem do tego celu będą wprowadzone już wcześniej przez RELPOL S.A. proste kry-

teria podimpedancyjne od skutków zwarć międzyfazowych [9], ponieważ z zasady wykrywają zwarcia niezależnie od wartości prądu zwarciowego. Celem wprowadzenia tych kryteriów było zastępowanie w liniach SN kryteriów nadprądowych zwarciowych, aby uzyskać niezależność zasięgu zabezpieczenia od rodzaju zwarcia, mocy zwarciowej na szynach oraz bardziej precyzyjnie określać ten zasięg. Podstawowym założeniem przy kształtowaniu charakterystyk tego zabezpieczenia, było zapewnienie maksymalnej przejrzystości i prostoty przy nastawianiu. Opracowano i wdrożono trzy stałe charakterystyki, niewymagające ich kształtowania. Przy nastawianiu tego kryterium, należy jedynie wybrać kierunek działania oraz parametry kryterialne rezystancji i reaktancji. Kształt dostępnych charakterystyk przedstawiają rys.2 a-c. Na rys. 2 d pokazano prawidłowe ułożenie charakterystyki „do przodu” względem charakterystyki odbioru. Cechą szczególna jest też wyjątkowo prosty dobór nastaw z punktu widzenia braku pokrycia z charakterystyką odbioru. W sytuacji, kiedy istnieje zagrożenie, że charakterystyka odbioru może pokryć się z charakterystyką zabezpieczenia Z<, należy skorzystać ze wzorów:

gdzie: Imax – maksymalne obciążenie linii. Jeśli maksymalne obciążenie linii nie jest znane, można je przyjmować równe

gdzie: In1 – prąd znamionowy pierwotny przekładnika prądowego współpracującego z terminalem polowym. Musi być spełniona zależność:

w której: kb - współczynnik bezpieczeństwa – zalecana wartość to 1,5, wyjątkowo można przyjąć 1,2 dla linii silnie obciążonych, - przekładnia impedancyjna. Na rys. 2d występuje wartość Zomin która jest związana z ZOBC|min wzorem:

Wartość Xnast należy dobierać do reaktancji linii – należy przy tym określić potrzebny zasięg zabezpieczenia. Kryterium podimpedancyjne, w szczególnych warunkach, może zastąpić lub uzupełnić zabezpieczenie nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych. Na rys. 3 przestawiony został schemat przyłączenia EPV do sieci SN, ale punktem przyłączenia jest pole w GPZ-cie lub RS-ie. W tej sytuacji projektanci przeważnie nie przewidują instalacji wyłącznika w rozdzielni SN EPV, bo jest on wymagany w miejscu przyłączenia. Nie jest to rozwiązanie dobre, ale dopuszczalne i oszczędne. Na rys. 3a pokazano zwarcie w linii łączącej EPV z punktem przyłączenia. Wyłączenie nastąpi w PZ. Można się spodziewać, że w polu odpływowym lub polu transformatora znajdują się przekładniki prądowe, a na szynach SN EPV – napięciowe. Można tam przyłączyć przekaźnik R, który tak jak w poprzedniej sytuacji – nie zapewni prawidłowego dzia-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys.2. Charakterystyki zabezpieczenia podimpedancyjnego (tylko dla zwarć międzyfazowych) α=β=5º. a – „do przodu”, b – „do tyłu”, c – bezkierunkowa, d – prawidłowe ułożenie względem charakterystyki odbioru.

łania kryterium nadprądowemu. Konieczne jest kryterium podimpedancyjne, przy czym przekaźnik miejscowo może spowodować tylko wyłączenie wyłącznika (może to być stycznik) po stronie nn EPV. Powinno to być wystarczające do ochrony sieci, ale i falownika. Na rys.3b zaznaczono zwarcie na szynach zbiorczych GPZ-tu. W tej sytuacji zadziała zabezpieczenie szyn i w związku z małym prądem zwarciowym generowanym przez EPV nie wystąpi zjawisko zbędnej jego blokady przez prąd dopływający do szyn zbiorczych od tego źródła. Zagrożenie od zjawiska zbędnej blokady zabezpieczenia szyn jest znane w sieciach z elektrowniami wiatrowymi i innymi z generatorami synchronicznymi pracującymi synchronicznie z siecią. EPV powinna zostać wyłączona przez jedno z zabezpieczeń napięciowych, częstotliwościowych lub od pracy wyspowej (zabezpieczenia częstotliwościowe także mogą zadziałać po przejściu EPV do pracy na wyspę).

4. Wymagania dla EPV na podstawie IRiESD

Rys.3. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do pola w GPZ-cie lub RS-ie.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Tablica 1 przedstawia wymagania w zakresie funkcji i nastaw dla mikroinstalacji, a zaczerpnięta jest z [4]. Została opublikowana dopiero w 2019 r. w załączniku nr 10. Cel tablicy to usystematyzowanie wartości nastaw różnych zabezpieczeń w mikroinstalacjach. Jednakże z tablicy tej wynikają przede wszystkim wymagania odnośnie wyposażenia w zabezpieczenia.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tablica 1. Nastawy układu zabezpieczeń (dla mikroinstalacji) wg IRiESD Funkcja zabezpieczenia

ULN

ULL

Wymagane nastawienie wielkości wyłączającej

Minimalny czas zadziałania

Obniżenie napięcia

0,85 Un

195,5 V

1,5 s

1,2 s

Wzrost napięcia, stopień 1)1

1,1 Un

253,0 V

3,0 s

Wzrost napięcia, stopień 2

1,15 Un

264,5 V

0,2 s

0,1 s

Obniżenie napięcia

0,85 Un

340,0 V

1,5 s

1,2 s

Wzrost napięcia stopień 1)1

1,1 Un

440,0 V

3,0 s

Wzrost napięcia stopień 2

1,15 Un

460,0 V

Obniżenie częstotliwości

0,2 s

0,1 s

47,5 Hz

0,5 s

0,3 s

Wzrost częstotliwości Zabezpieczenie od pracy wyspowej

Maksymalny czas wyłączenia

52 Hz

0,5 s

0,3 s

ROCOF

2,5 Hz/s

0,5 s

aktywne

1) 10-minutowa wartość średnia, zgodnie z EN 50160. Szczegółowe wymagania w zakresie pomiaru wartości średniej zawarte są w normie PN-EN 50438:2014-02

Nastawy dla innych EPV (nie mikroinstalacji) zostały określone w normach [1, 2], ale już mniej precyzyjnie. Zapisy w normach należy traktować jako wskazówki, a nie obligatoryjny przepis. Nastawy powinny być obliczane tak, jak to się robi dla innych elektrowni lokalnych np. wiatrowych. Jako zabezpieczenia od pracy wyspowej wymieniono dwie pozycje: ROCOF czyli df/dt i zabezpieczenia aktywne. Kryteria działania zabezpieczeń aktywnych nie są wymienione w żadnym dokumencie. Można na podstawie literatury [10] sądzić, że chodzi o: y monitorowanie impedancji przy określonej częstotliwości, y wtrącanie dodatkowego sygnału, y przesunięcie napięcia Sandia, y przesunięcie częstotliwości Sandia, y skok częstotliwości, y pomiar poziomu zwarciowego (od autorów: zupełnie niezrozumiale jest pojęcie „poziom zwarciowy”), y uchyb exportu mocy czynnej. Nazwy przytoczono dosłownie, bez jakichkolwiek zmian, chociaż trudno je zrozumieć. Opisy w innej literaturze także są mało komunikatywne. Słowo „Sandia” w nazwach kryteriów pochodzi od Sandia National Laboratories w Stanach Zjednoczonych, które te kryteria opisało. Istnieje jeszcze metoda „vector shift”, czyli „przesunięcie fazora”, którą zalicza się do metod pasywnych. Większość z wymienionych metod jest niedopracowana, a w ocenie autorów zbyt złożona i niepewna, aby być zastosowana w praktyce. Być może pozostanie na etapie analiz teoretycznych. Wiadomo, że są pewne problemy z cyfrowym pomiarem częstotliwości w stanach przejściowych w napięciu sieci. Jeszcze większe podczas pomiaru df/df i wykorzystaniu tej wielkości. Ostatnio można zauważyć, ze kryterium df/dt przestało się pojawiać nawet w automatyce SCO. Postawiono na zwiększenie szybkości działania kryteriów opartych na bezwzględnym pomiarze częstotliwości, co zresztą wywołało spodziewane przez służby eksploatacyjne w OSD zadziałania zbędne. Ale podejście specjalistów od systemów elektroenergetycznych wynika z troski o utrzymanie połączonego systemu elektroenergetycznego, a nie ograniczenie wyłączeń odbiorców. Należy także zastanowić się w tablicy 1 nad dokładnym znaczeniem ROCOF i podanej wartości 2,5 Hz/s. Przy powstaniu

wyspy obciążeniowej df/dt może mieć wartość tak dodatnią, jak i ujemną. W tablicy podano tylko wartość dodatnią, czyli określony przyrost częstotliwości. Powinna być podana wartość bezwzględna tej pochodnej lub lepiej – rozróżnienie wartości dodatniej i ujemnej. Wydaje się, że interpretując wartość 2,5 Hz w tablicy należy traktować jako bezwzględną – zabezpieczenie ma zadziałać, jeśli |df/dt| będzie większe od 2,5 Hz/s. Czy rzeczywiście nastawa w kierunku wzrostu i obniżenia częstotliwości powinna być taka sama? Wydaje się, że należy je rozróżnić, ponieważ wg pobieżnych szacunków – nadmiar mocy czynnej w systemie lub podsystemie raczej jest mniejszy niż niedomiar, stąd zjawisko wzrostu częstotliwości może przebiegać wolniej (mniejsza wartość |df/dt|). Według IRiESD w mikroinstalacjach wymagane jest zabezpieczenie nadnapięciowe dwustopniowe, a w regulacjach dla pozostałych źródeł nie ma o tym wzmianki. W normach [1.2] wymagane jest jeszcze zabezpieczenie oparte na średniej wartości napięcia z ostatnich 10 minut. Wydaje się, że są argumenty przemawiające za zabezpieczeniem trzystopniowym, stąd takie możliwości zostały zapewnione w sterowniku CZIP®-PV PRO. Dla zabezpieczeń podnapięciowych zaproponowano dwa stopnie. Z tabeli 1 wynika pośrednio jeszcze jeden wniosek: kryteria napięciowe w sieci nn mogą korzystać z napięć przewodowych lub fazowych. Zdaniem autorów artykułu warto korzystać z fazowych, bo zjawiska zakłóceniowe w sieci nn w nich obserwowane są bardziej wyraziste. Natomiast pomiar częstotliwości i jej pochodnej musi być oparty na napięciach przewodowych. Szczegółowo analizując IRiESD zauważa się w niej pewne rozbieżności, przy czym są one znacznie mniejsze, niż przed opublikowaniem załącznika nr 10. Otóż w tekście głównym dopuszcza się w elektrowniach wyposażonych w transformator nn/SN instalowanie zabezpieczeń pod- i nadnapięciowych tak po stronie nn, jak i SN definiując jednocześnie, że mają być trójfazowe. Natomiast załącznik nr 10 wymaga zainstalowania zabezpieczeń podnapięciowych po stronie nn, a nadnapięciowych po stronie SN. Skąd takie wymaganie, zupełnie trudno zrozumieć. Podobnie w tekście głównym nie określa się miejsca zainstalowania zabezpieczeń częstotliwościowych, natomiast w załączniku – tylko dopuszcza się po stronie nn. Tutaj przynajmniej brak sprzeczności, jest tylko nieścisłość. Nie wskazuje się tutaj wyraźnego błędu, ale doświadczenia wykazują, że pomiar f po stronie nn może być mało precyzyjny

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 4. Schemat przyłączenia EPV do linii SN.

Rys. 5. Schemat przyłączenia EPV do sieci SN poprzez linię abonencką.

– uwidacznia się wpływ stanów nieustalonych pochodzących od pracy odbiorników. W mikroinstalacji może to być widoczne, ponieważ po stronie nn jest napięcie prosto z falownika. Po stronie SN na kształt krzywej napięcia pozytywne znaczenie może mieć indukcyjność transformatora działająca jako słaby filtr wyższych harmonicznych. Zwraca uwagę, że EPV nie podlegają krzywej FRT (minimalny czas pracy elektrowni wiatrowej przy obniżonym przez zwarcie napięciu sieci). Jest to pewne zaskoczenie, jednak fakt ten należy przyjąć. Jednak gdyby teoretycznie mikroinstalacja bazowała na elektrowni wiatrowej, to już ją krzywa FRT obowiązuje. Jest to problem dla specjalistów z zakresu systemów elektroenergetycznych, ale jeśli udział EPV w mocy zainstalowanej w systemie wzrośnie, to może to stwarzać pewne problemy. Dla elektrowni wiatrowych wymaga się, aby utrzymywały się w pracy, jeśli napięcie trwale obniży się do 0,8Un. Dla mniejszych wartości napięcia są to czasy poniżej 3 s. Poza przepisami dotyczącymi ściśle zabezpieczeń, na parametry zabezpieczeń może mieć wpływ następujący przepis: Dopuszcza się możliwość pracy mikroinstalacji na potrzeby własne instalacji odbiorczej przy zaniku napięcia w sieci OSD. Rozwiązanie takie jest możliwe wyłącznie w przypadku zastosowania w instalacji odbiorczej rozłącznika stwarzającego w sposób automatyczny, na okres braku napięcia w sieci OSD, przerwę izolacyjną pomiędzy instalacją odbiorczą, a siecią OSD. Interpretując go – nie może instalacja pracować na własne potrzeby prosumenta po zadziałaniu jednego z zabezpieczeń wymienionych w tabeli nr 1, a wyłącznie po zaniku na-

pięcia – nawet nie po jego obniżeniu (na okres braku napięcia). Jest to raczej nieporozumienie, bo jeśli sieć operatora nie zapewnia prawidłowych parametrów energii elektrycznej, to dlaczego nie może ich zapewnić jego własne źródło? Jest też taka wątpliwość, że aktualnie stosowane falowniki nie potrafią się utrzymać w pracy „na wyspę”. Ten zapis może przydać się w przyszłości.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

5. Schematy przyłączeniowe Na podstawie powyżej sformułowanych zasad opracowano schematy przyłączeniowe specjalizowanego przekaźnika zabezpieczeniowego: a) na rys. 4 pokazano schemat, jeśli w skład EPV wchodzi transformator SN/nn, a punkt przyłączenia jest w głębi sieci, b) na rys. 5 pokazano schemat przyłączenia dla przypadku, gdy w skład EPV wchodzi transformator SN/nn i jest ona przyłączona linią abonencką do pola w GPZ-cie lub RS-ie, c) na rys. 6 EPV jest mikroźródłem i przyłączona do sieci nn. Z punktu widzenia wyposażenia w urządzenia pierwotne, w przypadku a) jest w EPV wymagany wyłącznik po stronie SN transformatora. Wydaje się na obecnym etapie wiedzy, że zastępowanie go bezpiecznikami, jak to jest stacjach odbiorczych SN/nn, jest niewłaściwe, nawet przy małych mocach. W przypadku b) można w EPV zrezygnować z wyłącznika. W przypadku c) na rys. 6 umieszczono wyłącznik, ale może to być np. także stycznik i bezpieczniki. Jeśli w EPV znajduje się wyłącznik po stronie SN (rys.4), to jest

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE on sterowany przez zabezpieczenie. Jeśli wyłącznik jest tylko w punkcie przyłączenia poza EPV (rys.5) (np. w GPZ-cie), to zabezpieczenie steruje wyłącznikiem po stronie nn. Na schematach zaznaczono tylko niektóre bezpieczniki w obwodach napięciowych i silnoprądowych. Napięcia pomiarowe doprowadzone są z przekładników po stronie SN i także bezpośrednio ze strony nn. Użytkownik sam może zdecydować, do którego z zapisów IRiESD dostosuje się. Przy tym nie należy stosować żadnych podwójnych zabezpieczeń po obu stronach transformatora, w tym pod– i nadnapięciowych. Jeśli specjalizowany przekaźnik zabezpieczeniowy jest zastosowany w mikroinstalacji, to nie podłącza się przekładników napięciowych (w tym także U0), tylko bezpośrednio sieć 230 V/400 V i prądy fazowe ze strony nn (rys. 6).

6. Wykaz zabezpieczeń, w jakie powinien być wyposażony przekaźnik zabezpieczeniowy do EPV Przekaźnik zabezpieczeniowy dla EPV powinien być wyposażony w zabezpieczenia: od skutków zwarć międzyfazowych (co nie wynika z tablicy 1, ale z tekstu IRiESD), napięciowe, częstotliwościowe i ziemnozwarciowe. Od skutków zwarć międzyfazowych jako główne można zastosować nadprądowe, ale warto je uzupełnić podimpedancyjnymi, ponieważ jak podano wcześniej, nadprądowe nie będą wykazywać się odpowiednią czułością. Dodatkowo należy zastosować zabezpieczenie nadnapięciowe, dla którego kryterium jest średnia wartość napięcia z ostatnich 10 minut. Zadziała ono wówczas, jeśli warunek zadziałania spełni jedno z trzech napięć przewodowych lub fazowych. Z napięć strony 230 V/400 V zasilane są zabezpieczenia podane w tablicy 3. Zwraca się uwagę, że pomiar ma następować pomiędzy przewodami L oraz przewodem N. Przewód PE ma być podłączony do obudowy urządzenia (falownika) jako przewód ochronny. Możliwe jest zamiast tego połączenie obudowy z uziemieniem stacji SN/nn. W tablicy 2 należy zwrócić uwagę na wiersze 3-5. W kolumnie proponującej decyzję o uruchomieniu podano NIE/TAK. Wynika to z rozbieżności pomiędzy kolejnymi wersjami dokumentu – użytkownik lub projektant powinien zdecydować, z którego zapisu skorzysta.

Rys. 6. Przyłączenie EPV (mikroźródła) do sieci nn.

Zabezpieczenie zerowonapięciowe wg normy [2] nie jest wymagane i jest to chyba niedopatrzenie. Wg IRiESD jest wymagane i jest to zgodne z ogólnymi zasadami EAZ.

7. Podsumowanie Wydaje się, że opracowanie nie wyczerpuje dokładnie i całkowicie poruszanej tematyki, a autorzy nie zakładają całkowitej słuszności przyjętych tez czy rozwiązań. W omawianej dziedzinie może spotkać technikę zabezpieczeniową jeszcze wiele niespodzianek. Pewien przykład: istnieje dość duża pewność, że współczesne falowniki stosowane w mikroinstalacjach zostają automatycznie wyłączone przez własne

Tablica 2. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony średniego napięcia L.p.

Nazwa kryterium

Symbol

Wymagane wg IRiESD

Podnapięciowe I stopień

TAK

Podnapięciowe II stopień

U<<

TAK

Nadnapięciowe I stopień

NIE/TAK

Nadnapięciowe II stopień

U>>

NIE/TAK

Nadnapięciowe dla średniej z 10 min.

U10>

NIE/TAK

Składowej przeciwnej napięcia

Uneg>

NIE

Zerowonapięciowe autonomiczne

U0>

TAK

Podczęstotliwościowe I stopień

TAK

Podczęstotliwościowe II stopień

f<<

TAK

Nadczęstotliwościowe I stopień

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień

f>>

TAK

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

df/dt

TAK

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tablica 3. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony niskiego napięcia (w przypadku istnienia transformatora SN/nn, jak i bez transformatora) L.p.

Nazwa kryterium

Symbol

Uruchomione wg IRiESD (kolumna dotyczy tylko sytuacji, kiedy jest tr. SN/nn)

Podnapięciowe I stopień

TAK

Podnapięciowe II stopień

U<<

TAK

Nadnapięciowe I stopień

TAK/NIE

Nadnapięciowe II stopień

U>>

TAK/NIE

Nadnapięciowe dla średniej z 10 min.

U10>

TAK/NIE

Podczęstotliwościowe I stopień

TAK

Podczęstotliwościowe II stopień

f<<

TAK

Nadczęstotliwościowe I stopień

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień

f>>

TAK

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

df/dt

TAK

f>>

TAK

df/dt

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień 12

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

sterowniki przy braku napięcia w sieci. Nie potrafią przejść na pracę wyspową nawet wówczas, jeśli w ich pobliżu pracuje odbiór o mocy zbliżonej do aktualne wytwarzanej przez EPV. A jak zostanie przez sterownik danej EPV potraktowane napięcie wytwarzane prze inne EPV, w tej samej sieci, jeśli dodatkowo jeszcze w niej będzie dużo silników asynchronicznych wydłużających stałą czasową tego mikrosystemu? Specyficzne wymagania dla EPV, w zakresie funkcji zabezpieczeniowych, były inspiracją opracowania nowej konstrukcji przekaźnika zabezpieczeniowego firmy Relpol S.A. oznaczonego jako CZIP®-PV PRO. Urządzenie to spełnia wszystkie opisane w artykule wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej dla EPV. Posiada zarówno zabezpieczenia zasilane z obwodów napięciowych strony SN (tabela 2), jak i nn (tabela 3). Na potrzeby realizacji wymaganych funkcji, nowy przekaźnik wyposażony został w dodatkowe wejścia pomiaru napięć po stronie nn. CZIP®-PV PRO jest zbudowany na bazie sprawdzonych rozwiązań sprzętowych i programowych, w tym za-

bezpieczenia podimpedancyjnego od skutków zwarć międzyfazowych. Autorzy zakładają możliwość rozwoju tego nowego urządzenia oraz zaproponowanego układu zabezpieczeń, ich adaptacji do przyszłych potrzeb i wymagań, które mogą zostać dopiero zidentyfikowane w przyszłości po pełnym rozpoznaniu właściwości sieci z większa liczbą EPV. Witold Hoppel, Władysław Sieluk, Beata Zięba Relpol S.A. Zakład Polon Dział Sprzedaży i Marketingu tel. +48 68 45 32 708 Dział Techniczny tel. +48 68 45 32 703 e-mail: polon@relpol.com.pl www.czip-pro.pl n

Literatura [1] PN-EN 50549-1: 2019-02. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 1: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej nN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.) [2] PN-EN 50549-2: 2019-04. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 2: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej SN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.) [3] PN-EN 50160: 2010. Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. [4] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Data wejścia w życie: 1.01.2014 r., z późniejszymi zmianami. [5] Karta aktualizacji nr 10/2018 nr 10 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Data wejścia w życie: 22.04.2019 r. (z wyłączeniem zmian w zakresie Załącznika nr 1 do IRiESD, które wchodzą w życie z dniem 15.10.2019 r.) [6] Propozycje progów mocy maksymalnych dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D, zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2016.631. PSE, Konstancin-Jeziorna, 25. 01. 2018 r. [7] Hoppel W.: Sieci średnich napięć. Automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń. PWN, Warszawa, 2017 r. [8] Miller P., Wancerz M.: Praca źródeł fotowoltaicznych przy zmianach i zanikach napięcia w sieci nn. Rynek Energii, nr 2/2017. [9] Hoppel W., Sieluk W., Czarnecki D.: Zabezpieczenie podimpedancyjne w terminalach polowych CZIP®-PRO. Wiadomości Elektrotechniczne, nr 6/2019 r. [10] Klimpel A.: Automatyka zapobiegająca pracy wyspowej generacji rozproszonej. Wiadomości Elektrotechniczne, 9/12/2016 r.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce Czy zakłady energetyczne mogą zwiększać swoją niezawodność w dostarczaniu energii elektrycznej bez znaczących nakładów inwestycyjnych? Czy w związku ze zmieniającym się zapotrzebowaniem zawsze konieczne są drogie inwestycje w infrastrukturę?

dpowiedź na oba te pytania może wydawać się tendencyjna, jednak z wraz z rozwojem nowych technologii w systemach sieci elektro-energetycznych pojawiają się także zupełnie nowe i rewolucyjne rozwiązania dotyczące konserwacji i utrzymania infrastruktury. Zakłady energetyczne to przedsiębiorstwa niezwykle istotne (jeżeli nie najważniejsze) dla rynku, są niejako „systemem krwionośnym” gospodarki, dostarczającym zapotrzebowaną energię elektryczną odbiorcom w określonym czasie i określonej ilości. Nawet krótkotrwałe planowane przerwy w dostawie energii elektrycznej powodują frustracje i straty zarówno u użytkowników prywatnych jak i przedsiębiorstw. Przerwa dostawy energii elektrycznej u odbiorcy jest zdarzeniem niepożądanym, niejednokrotnie niosącym poważne konsekwencje powstania ogromnych strat materialnych oraz społecznych, w tym również zagrożenia bezpieczeństwa. Przerwy zasilania u odbiorców są zdarzeniami losowymi, które podlegają stosownym regulacjom prawnym jak również późniejszym analizom.

Czasy trwania występujących przerw dostaw energii są bardzo różne - od ułamków sekundy do kilku godzin, a nawet dni. Dlatego też zakłady energetyczne są zobowiązane do corocznego podawania wartości poniżej wymienionych wskaźników: y wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI - System Average Interruption Duration Index), y wskaźnika przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI - System Average Interruption Frequency Index). Warto nadmienić, że wskaźniki te wyznaczane są oddzielnie dla: y przerw planowanych y przerw nieplanowanych z uwzględnianiem oraz bez uwzględnienia przerw katastrofalnych. Z tego powodu wszyscy dystrybutorzy energii przykładają niezwykłą wagę do poprawy i redukcji parametrów SAIDI i SAIFI. Należy jednak zaznaczyć, że w ostatnich latach sumaryczny poziom nakładów inwestycyjnych 5 największych dystrybutorów energii uległ znacznemu zwiększeniu. Pomimo tego cały czas poziom wskaź-

ników SAIDI, SAIFI w Polsce znacząco odbiega od średniej Europejskiej. W związku z tym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki uznał, że w okresie regulacji jakościowej, tj. w latach 2016-2020, zostanie zastosowany wariant, w którym nie przewiduje się przyznawania premii.

Okresowe przeglądy, czyszczenie i konserwacja Osoby, które na co dzień zawodowo zajmują się energetyką wiedzą, że odpowiednia konserwacja oraz czystość urządzeń jest kluczem do szczytowej wydajności. Jednakże potrzeba utrzymania tych urządzeń w ruchu często prowadzi do odkładania czyszczenia i konserwacji w czasie, zredukowanej wydajności a w pewnych przypadkach niedyspozycyjności powodowanych przez przeskok powierzchniowy. Jak jednak pogodzić dwa tak zdawałoby się odległe od siebie potrzeby: braki w włączeniach poszczególnych stacji energetycznych SN oraz wykonywanie niezbędnych prac konserwacyjno-czyszczących niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania urządzeń.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Firma 3N Solutions od ponad 10 lat jest ekspertem w czyszczeniu i konserwacji urządzeń przemysłowych stosując swoją autorską metodę opartą na zastosowaniu innowacyjnego medium czyszczącego, którego głównym elementem jest specjalnie przygotowywana mieszanka suchych gazów przygotowana w oparciu o prawo Bunsena-Grahama. Mieszanka w postaci mgły gazowej, podawana jest na czyszczone urządzenia za pomocą specjalistycznych dysz. Jej skład i ciśnienie robocze (nieprzekraczające wartości 0,5 – 1,5 bara) regulowane jest poprzez moduł sterujący w zależności od stopnia zabrudzenia oraz rodzaju i wrażliwości czyszczonych urządzeń Mieszanka gazów ma tą przewagę nad innymi metodami czyszczenia, że dociera w miejsca niedostępne dla innych metod (chemia, sprężone powietrze, pędzelki, czyściwo, benzyna, nafta). Po dostaniu się pod zabrudzenie i zetknięciu się z ciśnieniem atmosferycznym mieszanka gazów zwiększa swoją objętość kilkuset krotnie, usuwając nawet najbardziej oporne i groźne zanieczyszczenia, nie ingerując w strukturę podzespołów. Mieszanka gazów jest całkowicie sucha, nie powoduje zawilgocenia, nie wchodzi w reakcje fizyczne ani chemiczne z czyszczonymi elementami, nie ma właściwości ściernych, jest nietoksyczna, bezwonna, niepalna i aseptyczna (to jest warte podkreślenia). Jest całkowicie bezpieczna dla wrażliwych elementów elektronicznych jak i osób, które mają z nią bezpośrednią styczność. Zanieczyszczenia usuwane z urządzeń i podzespołów w miejscu podania mieszanki zabierane są automatycznie poprzez wyciąg ciśnieniowy.

Technologia MCV (medium voltage cleaning) Bazując na swoim wieloletnim doświadczeniu w czyszczeniu urządzeń przemysłowych pod napięciem do 1 kV firma 3N Solutions w 2017 roku rozpoczęła wspólnie z Instytutem Energetyki oraz Wydziałem Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej; realizację projektu „Opracowanie innowacyjnej technologii MVC (medium voltage cleaning) czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych pod średnim napięciem do 60 kV” finansowanego ze środków NCBR. Celem projektu było opracowanie innowacyjnej technologii czyszczenia instalacji elektro-energetycznych śred-

Zdj. 1, 2, 3. Stanowisko badawcze technologii MVC podczas testów w Instytucie Energetyki w Warszawie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE niego napięcia do 60 kV z zachowaniem ciągłości pracy urządzeń. Dla podmiotów sektora energetycznego oraz większości podmiotów produkcyjnych duży problem stanowią przestoje, których częstą przyczyną są kumulujące się zabrudzenia różnego pochodzenia, generujące straty, obniżające żywotność podzespołów, wymuszające konieczność czasochłonnych i kosztownych włączeń. Wyzwaniem technologicznym jakie zostało postawione przed projektem było doprowadzenie w wyniku badań do powstania i certyfikowania technologii technologii czyszczenia, która wyeliminuje przestoje w działaniu instalacji podczas jej czyszczenia pod średnim napięciem do 60 kV. Rezultatem badań miało być opracowanie technologii czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych pracujących pod średnim napięciem do 60 kV z wykorzystaniem mieszanki suchych gazów szlachetnych wykorzystywanych wcześniej przez firmę 3N Solutions oraz opracowanie specjalistycznych urządzeń służącego do czyszczenia. Pomysłodawcą i liderem projektu była firma 3N Solutions Sp. z o.o., a prace badawczo-testowe odbywały się w laboratorium 3N Solutions oraz w Zakładzie Wysokich Napięć Instytutu Energetyk Opracowana technologia miała być wykorzystywana w energetyce i pozwolić na: y zmniejszenie występowania poważnych awarii, y zwiększenie wskaźników polaryzacji, y polepszenie rozpraszania ciepła, y wyeliminowanie wtórnych odpadów podczas czyszczenia, y maksymalne wyeliminowanie czasów przestojów Prowadzone prace badawcze zakończyły się pełnym sukcesem. W wyniku przeprowadzonych prac zaprojektowano, zrealizowano oraz przetestowano główne elementy opracowanej technologii MVC czyli: urządzenia podające oraz odsysające zabru-

dzenia z urządzeń energetycznych. Firma 3N Solutions uzyskała certyfikat Instytutu Energetyki dla Technologii MVC (medium voltage cleaning). Dodatkowo wynik prac został złożony w urzędzie patentowym jako Sposób czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych będących pod napięciem średnim.

Krótki opis technologii MVC czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych będących pod średnim napięciem firmy 3N Solutions. Czyszczenie urządzeń elektroenergetycznych pozostających pod średnim napięciem bez konieczności ich odstawiania z wykorzystaniem zestawu urządzeń do czyszczenia odbywa się za pomocą lancy wyposażonej w specjalną dyszę z materiału dielektrycznego z systemem jej grzania, która ma obudowę połączoną przewodem z urządzeniem dozującym mieszaninę gazów i systemem grzewczym. Mieszanina gazów

specjalistycznie przygotowywana na rampie gazowej samochodu technologicznego umożliwia czyszczenie, które przebiega w trzech etapach: 1. etapem pierwszym jest czyszczenie wstępne przy użyciu metody odkurzania, 2. etapem drugim jest czyszczenie podstawowe przez podawanie mieszanki gazów przy użyciu prostej lancy oraz odbieranie zabrudzenia lancą odbierającą w celu usunięcia większości zabrudzeń 3. Etapem trzecim jest czyszczenie zasadnicze – podawanie mieszanki suchych gazów lancą prostą lub zagiętą z zasadą dokładnego czyszczenia każdego podzespołu oraz odbieranie zabrudzeń specjalnie zaprojektowaną lancą odbierającą. Lanca odbierająca z wentylatorem wyciągowym zaopatrzonym w filtry usuwa zanieczyszczenia z powierzchni czyszczonej i odprowadza je do zbiornika za pomocą dyszy ssącej z materiału nieprzewodzącego. Dielektryczna dysza odbierająca zanieczyszczenia z systemem separacji zabrudzenia uniemożliwia powstawanie łuku elektrycznego po ścieżce zabrudzenia. Konstrukcja dyszy obejmująca elastyczne elementy z materiału dielektrycznego umożliwiające manipulowanie końcem dyszy w miejscu odsysania zabrudzeń. Mocowanie manipulatora dielektrycznego do rury ssącej daje możliwość zmiany kąta ustawienia rury ssącej względem manipulatora Celem nadrzędnym w opracowaniu tej technologii było zmniejszenie przerw w dostawie energii elektrycznej do odbiorców dzięki zastosowaniu technologii prac pod napięciem i w konsekwencji poprawa warunków pracy urządzeń dystrybucyjnych bez konieczności ich wyłączania w trakcie wykonywania czyszczenia. Dodatkowym równie ważnym czynnikiem który przyświecał opracowaniu technologii było bezpieczeństwo osób bezpośrednio pracujących przy usłudze czyszczenia w najsurowszych reżimach PPN. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

NOWA TECHNOLOGIA

KONSERWACJI

- opatentowana technologia pozwalająca na czyszczenie urządzeń średniego napiecia bez odłączenia od zasilania biuro@3ns.com.pl

+48 22 233 00 50

www.3ns.com.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Płaskie połączenia masy i wyrównawcze Wraz z ciągłym wzrostem ilości elektronicznych urządzeń elektrycznych i elementów nieliniowych w przemyśle oraz w obszarze komercyjnym i mieszkalnym narasta problem zjawisk pasożytniczych wynikających z oddziaływania wyższych harmonicznych prądu i napięcia.

ożna powiedzieć, że w wielu obiektach tradycyjne pojęcia związane z dobrą praktyka techniczną, czy też inżynierską straciły na wartości. Do najbardziej „bolesnych” (w praktyce i przenośni) w tej kwestii należą: y Przewód neutralny (N) nie powinien być traktowany jako bezpieczny w sensie akceptowalnego napięcia dotykowego. Wynika to z faktu, iż często płyną przez niego znaczące prądy, nawet w obwodach trójfazowych, a w konsekwencji pojawia się w nim napięcie o wartości niebezpiecznej. y Przewód uziemiający (PE) przenosi niekiedy znaczne prądy pasożytnicze w sytuacji normalnej, bezawaryjnej pracy układu. W nim również coraz częściej spotykamy napięcia niebezpieczne. Wszystkie wspomniane powyżej fakty i zjawiska wymagają zmiany podejścia do prowadzenia pomiarów ochrony przed porażeniem, stosowania środków ochrony podstawowej i dodatkowej oraz dostosowanie się do faktu, iż przebiegi elektryczne coraz częściej mają wysokie częstotliwości. Nawet prądy i napięcia stałe zawierają znaczące pulsacje o wyższych częstotliwościach lub nawet są w praktyce ciągami prostokątnych impulsów wyższych częstotliwości o zmiennym współczynniku wypełnienia, które dopiero po poddaniu filtracji można uważać w przybliżeniu za stałe w czasie. Zjawiska będące wynikiem wyższych częstotliwości napięcia i prądu muszą być brane pod uwagę w systemach elektrycznych z dwóch zasadniczych powodów: y ochrony przed porażeniem prądem elektrycznym y kompatybilności elektromagnetycznej urządzeń elektrycznych.

Na szczęście środki służące do redukcji skutków w obu powyższych obszarach są podobne. Jednym z głównych środków ochrony są we współczesnych systemach nieliniowych (obarczonych wyższymi harmonicznymi) są skuteczne połączenia masy i wyrównawcze. Skuteczność w tym przypadku zapewniona jest przede wszystkim za pomocą trzech parametrów: y właściwego rozmieszczenia połączeń, y właściwej ich długości oraz przekroju (rezystancja), y właściwego ich kształtu (samego połączenia oraz styku z elementami łączonymi – indukcyjność). Wiedza o wadze powyższych parametrów jest znana od dość dawna. Producenci przekształtników i/lub ich wyposażenia dodatkowego od dawna zwracali uwagę na fakt, iż połączenia wyrównawcze powinny być realizowane płaskimi wstęgami plecionymi, a nie przewodami o przekroju okrągłym. Powinny też być jak najkrótsze. Świadczą o tym liczne zapisy i szkice w instrukcjach obsługi urządzeń. W większości były one wykonywane z myślą o kompatybilności elektromagnetycznej, lecz obecnie skala zjawisk tak wzrosła, że znaczący stał się też aspekt bezpieczeństwa porażeniowego. Wiedza dotycząca ochrony przed porażeniem dla prądu stałego i przemiennego o częstotliwości 50 Hz stała się już niewystarczająca dla skutecznej ochrony porażeniowej. Obecnie uwaga środowiska inżynierskiego na te zjawiska została dodatkowo zwrócona przez nowe wydanie normy PN-EN 60204-1:2018-12 „Bezpieczeństwo maszyn. Wyposażenie elektryczne maszyn. Część 1: Wymagania ogólne.” Norma ta poprzez powołania w innych dokumentach ma duże znacze-

Niezgodne

IEC IEC

IEC

Zgodne IEC IEC

IEC

Zalecane IEC IEC

Rysunek 1. Sposoby łączenia litych koryt kablowych (wg. PN-EN 60204-1). IEC

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rysunek 2. Sposoby realizacji połączeń wyrównawczych przy przejściu izolacyjnych barier pożarowych (wg. PN-EN 60204-1); A – niezgodne; B – zalecane.

Rysunek 3. Połączenia drzwi szaf sterownic i rozdzielnic.

nia również dla rozdzielnic i instalacji, to znaczy znacznie szersze niż przy budowie maszyn i ich zespołów (linii technologicznych). W dodatku H normy omówiono szereg aspektów podnoszonych powyżej, oraz pokazano wiele przykładów współczesnych dobrych praktyk. Na rysunkach 1., 2. pokazano zalecenia normy, na rysunku 3. zalecenie producenta systemu rozdzielczego, a na rysunku 4. przykłady wysokiej jakości produktów, pozwalających budować urządzenia i instalacje spełniające wymagania.

Rysunek 4. Przykłady prawidłowych dławic silnikowych i taśm połączeniowych minimalizujących impedancje przejścia dla wyższych harmonicznych, tak dobrze jak dla prądu stałego i przemiennego 50 Hz.

Autor artykułu mgr inż. Marek Trajdos (Konsultant ds. technicznych firma HELUKABEL Polska) HELUKABEL Polska Sp. z o.o. Krze Duże 2, 96-325 Radziejowice tel. +48 46 858 01 00, mail: biuro@helukabel.pl n

PLECIONKA UZIEMIAJĄCA CU

SPRAWDŹ KOD QR LUB ODWIEDŹ NASZĄ STRONĘ

DO APLIKACJI EMC (REDUKCJA ZAKŁÓCEŃ) ZAOKRĄGLONE STYKI MATERIAŁ: MIEDŹ OCYNOWANA

przemysł kolejowy

przemysł samochodowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

energetyka, robotyka

sklephelukabel.pl

szafy sterujące oraz rozdzielnie i rozdzielnice

elementy panelu sterowania

ruchome połączenia urządzeń elektrycznych pracujących w obwodach prądu zmiennego i stałego

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Wybrane aspekty prób odbiorczych transformatorowych przesuwników fazowych – studium przypadku Streszczenie: Transformatorowy przesuwnik fazowy jest używany do sterowania przepływem mocy w złożonej sieci elektroenergetycznej, obecnie przede wszystkim w obszarze sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej. Poprzez jego zastosowanie możliwe jest kontrolowanie planowanych i nieplanowanych przepływów mocy wymiany między-obszarowej [3] oraz odciążanie przeciążonych fragmentów sieci. Zakres możliwości regulacyjnych transformatorowego przesuwnika fazowego silnie zależy zarówno od jego poziomu obciążenia, warunków pracy sieci, jak i jest związany z zastosowanym typem konstrukcji. W artykule omówiono ogólne cechy pracy transformatorowych przesuwników fazowych, przedstawiając wybrane zagadnienia prób odbiorczych, zwracając szczególną uwagę na charakterystyczne stany pracy. Poddano analizie wyniki pomiarów dwóch typów transformatorowych przesuwników fazowych, skupiając uwagę na możliwościach praktycznego ich wykorzystania do celów analiz możliwości pracy w warunkach sieciowych. Słowa kluczowe: system elektroenergetyczny, regulacja przepływu mocy, transformator, przesuwnik fazowy, testowanie. Summary: The Phase Shifting transformer (PST) is used to control the flow of electical power in a complex power grid, and today it is used in the area of transmission and distribution networks. Through its use, it is possible to control planned and unplanned power flows between the area-to-area exchange [2] and offloading of overloaded network fragments. The scope of PST's control capabilities strongly depends on its load level, network operation conditions and both are related to the type of construction used. The article discusses the general features of the work of phase shifters, also presenting selected issues of acceptance tests, paying special attention to the characteristic states of work. The results of measurements of two types of PST were analyzed, focusing on the possibilities of their practical use for analyzing the possibilities of working in network conditions. Key words: Power system, Power Flow Control, Power Transformer, Phase Shifting Transformer, Testing

1. Wstęp

Niegdyś system elektroenergetyczny (SEE) był obszarowo ograniczony do terytorium danego kraju i był zarządzany przez dedykowanego operatora systemu przesyłowego. Obecnie skład SEE tworzą sieci nie jednego lecz wielu połączonych ze sobą krajów, a połączenia takie określane są jako połączenia

„transgraniczne”. Korzyści jakie wynikają z tego typu połączeń to niewątpliwie wzajemne rezerwowanie zasobów mocy elektrycznej dla danego obszaru energetycznego. Jednakże rozwiązania takie to nie tylko korzyści, lecz czasem i utrudnienia tj.: nieplanowane przepływy kołowe mocy [2], które wpływają na ograniczenia zdolności prze-

syłowych wewnątrz danego obszaru sieci, przeciążając odcinki linii przesyłowych. Prowadzi to do zmniejszenia dostaw energii elektrycznej odbiorcom w danym obszarze. W krytycznych sytuacjach może dojść do wyłączenia danego ciągu liniowego poprzez zadziałanie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej [4], [10], [11].

Rys. 1 Uproszczony schemat sieci dwustronnie zasilanej z uwzględnieniem regulacji przepływu mocy przez TPF

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Środkiem zaradczym dla tego typu zjawisk jest instalowanie w strategicznych punktach sieci Transformatorowych Przesuwników Fazowych (TPF). Za ich pośrednictwem możliwa jest kontrola mocy przepływającej w gałęzi, w której jest zainstalowany, oddziałując również na zmianę rozpływu mocy w otoczeniu sieciowym (Rys.1). Bazując na przedstawionym fragmencie sieci (Rys.1), w układzie dwumaszynowym zostanie wyjaśniona zasada regulacji mocy w sieci elektroenergetycznej przez zastosowanie TPF. Aby moc generowana przez źródło 1 (100 MV·A) mogła zostać przesłana do odbiornika 2, musi występować różnica kątów fazowych φ wektora napięcia U1 względem wektora napięcia U2. W omawianym układzie źródło (1) i obciążenie (2) połączone są równolegle liniami L1 i L2 (zakłada się równe wartości impedancji linii ZL1 = ZL2). Różnica kąta fazowego φ powiększona będzie o stratę napięcia ΔUL1 i ΔUL2 występującą na liniach L1 i L2 wskutek przepływającego prądu IL1 i IL2 przez impedancję linii ZL1, ZL2. Przy założonych jednakowych wartościach impedancji linii przesyłana moc pomiędzy źródłami będzie rozkładana równomiernie SL1 = SL2 = 49 MV·A. Moc S2, jaka dociera do odbiornika, jest pomniejszona o składnik strat mocy przesyłowych ΔP. W takim układzie nie ma możliwości regulowania przepływu mocy pomiędzy systemami. Moc przesyłana zawsze będzie się rozkładać równomiernie w zależności od parametrów linii przesyłowych łączących systemy. Sposobem na regulację przepływającej mocy jest zainstalowanie elementu, który umożliwi wprowadzenie dodatkowego przesunięcia fazowego pomiędzy wektorami napięć U1 i U2. Jednym z takich elementów jest

TPF. Za jego pośrednictwem wprowadzany jest dodatkowy kąt przesunięcia fazowego α, dzięki czemu możliwe jest regulowanie wypadkowego kąta przesunięcia fazowego δ pomiędzy systemami. Do analizowanego układu (Rys.1) wprowadzono TPF, instalując go szeregowo w ciągu liniowym linii L2. Obszar regulacji przesunięcia kąta fazowego α mieści się w zakresie wartości dodatnich α(+) oraz ujemnych α(-). Dzięki temu możliwe jest regulowanie zarówno wartością, jak i kierunkiem przepływającej mocy. W przypadku wprowadzenia: y ujemnego przesunięcia fazowego α(-), moc regulowana jest w kierunku „hamowanie” co oznacza zmniejszenie wartości wypadkowego kąta fazowego δ pomiędzy napięciami U1 i U2 w gałęzi z zainstalowanym TPF (linia L2), przez co moc przepływająca ulegnie zmniejszeniu (Rys.1 i Rys. 2c) z |PL2|=49 MV·A na |PL2|=19 MV·A, przy jednoczesnym oddziaływaniu na wartość mocy przesyłanej linią L1 (bez TPF) – zwiększając wartość przepływającej mocy z |PL1|=49 MV·A do |PL1|=79 MV·A. y dodatnie przesunięcie fazowe α(+), moc regulowana jest w kierunku „wspomaganie”, przez co zmiana rozpływu mocy kształtuje się odwrotnie w stosunku do poprzedniego przypadku. Tym razem moc przepływająca w gałęzi z TPF (linia L2) jest większa (79 MV·A), przy jednoczesnym zmniejszeniu przesyłu mocy linią bez TPF (19 MV·A). Wskazuje się, że regulując jedynie wartość kata fazowego α bez zmiany amplitudy napięć strony U1 lub U2, uzyskuje się jedynie regulację mocy czynnej. Zmieniając wartość modułu jednego z napięć oraz kąta fazowego pomiędzy

nimi możliwa jest regulacja mocy czynnej oraz biernej. Zależnie od wybranego typu konstrukcji TPF (symetryczny / asymetryczny) możliwe jest uzyskanie obu wspomnianych efektów regulacji (moc czynna i bierna). W przedstawionych uproszczonych rozważaniach regulacja mocy odbywała się poprzez wprowadzanie dodatkowego przesunięcia kąta fazowego α pomiędzy wektorami napięć. Dla takich rozważaniach TPF traktuje się jako element bezimpedancyjny, który jedynie wprowadza dodatkowy składnik α. W rzeczywistości TPF posiada impedancję wewnętrzną, która istotnie wpływa na zakres możliwości regulacyjnych w kierunku dodatnim i ujemnym (z różnym skutkiem). Aspekt ten zostanie szczegółowo omówiony w dalszej części opracowania. Jednak przed tym istotne jest opisanie zasady wprowadzania dodatkowego kąta przesunięcia fazowego α w stanie bez obciążenia, dzięki czemu możliwe będzie łatwe zrozumienie wpływu impedancji wewnętrznej TPF na możliwości regulacyjne.

2. Zasada działania TPF

Przesuwnik fazow y w ykonany w oparciu o jednostki transformatorowe w ogólnym schemacie reprezentowany jest jako element wprowadzający dodatkowe przesunięcie fazowe α oraz jego wewnętrzna impedancja zastępcza uzwojeń (rys. 1). Zależnie od wymagań, jaka moc powinna być regulowana, wybierany jest odpowiedni typ konstrukcyjny TPF. Dla przykładu, chcąc regulować wartość przepływającej mocy czynnej, stosowane jest rozwiązanie symetryczne – regulacja kąta fazowego pomiędzy

Rys. 2 Poglądowy schemat a) przesuwnika fazowego, b) kierunku zwrotu wektora ΔU

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tabela 1 - Rozwiązania konstrukcyjne TPF [9] Ze względu na liczba rdzeni Jednordzeniowe – przesunięcie fazy jest uzyskiwane przez połączenie uzwojeń w odpowiedni sposób. Uzwojenie z przełącznikiem zaczepów, które jest podłączone do zacisku wejściowego, jest sprzężone magnetycznie z uzwojeniem podłączonym pomiędzy dwoma pozostałymi fazami (zaciskami).

Asymetryczny: napięcie wyjściowe ma regulowany kąt fazowy i wartość

Dwurdzeniowe – dwie odrębne jednostki transformatorowe:

y Jednostka szeregowa: służy do wprowadzania napięcia dodawczego przesuniętego o 90° względem odpowiedniej fazy, y Jednostka wzbudzająca: regulacja wartości amplitudy napięcia dodawczego. Podział TPF ze względu na sposób regulacji – układ połączeń Symetryczny: napięcie wyjściowe Deltahexagonalny: napięcie ma regulowany kąt fazowy, wyjściowe ma regulowany kąt wartość jest niezmienna fazowy, wartość jest niezmienna (stan bez obciążenia TPF). (stan bez obciążenia TPF).

Rys. 3 Układ połączeń uzwojeń symetrycznego przesuwnika fazowego b) wykres wektorowy napięć na poszczególnych etapach transformacji

stroną umownie nazwaną źródłową „S” (ang. Source) a obciążenia „L” (ang. Load) (Rys. 2). W celu regulacji mocy biernej i czynnej stosowane jest rozwiązanie asymetryczne – regulacja kąta fazowego oraz amplitudy strony obciążenia „L”. Wyróżnia się wiele typów konstrukcji TPF, w sposób uproszczony w tabeli 1 przedstawiono dwa kryteria podziału, tj.: ze względu na liczbę rdzeni oraz sposób połączeń (regulacji). Podstawowa koncepcja regulacji kąta fazowego w TPF (bez względu na typ) polega na wprowadzeniu do układu dodatkowego napięcia (ΔU – ang. Quadrature Voltage) do napięcia występującego w torze głównym, w celu zwiększenia lub zmniejszenia wartości przepływającej mocy czynnej (zależnie od zwrotu wektora napięcia ΔU). Wyjaśnienie zasady regulacji kąta fazowego poprzez wprowadzenie napięcie dodawczego zostanie omówione na przykładzie dwukadziowego symetrycznego przesuwnika fazowego (Rys.3a). W tym celu stworzono odpowiadający wybranemu typowi konstrukcji wykres wektorowy napięć fazowych (Rys.3b).

2.1. Transformator szeregowy - TS

TS jest głównym elementem TPF, którego uzwojenie pierwotne włączone jest szeregowo w obwód pomiędzy stronami „S” i „L”. W wykonaniu symetrycznym TPF uzwojenie pierwotne TS składa się z dwóch części podzielonych symetrycznie (rys.3a). Pomiędzy wydzielonymi częściami uzwojenia pierwotnego TS wykonane jest galwaniczne połączenie z pierwotnym uzwojeniem TD. Uzwojenie wtórne TS połączone jest w układzie trójkąta, które zasilane jest poprzez wtórne uzwojenie TD (regulacyjne) z uwzględnieniem odpowiedniego przyłączenia faz, tak aby wprowadzane napięcie dodawcze było usytuowane pod kątem 90˚ lub -90˚ (zależnie od wysterowania) względem danej fazy.

2.3. Transformator dodawczy - TD

TD jest elementem TPF, który wpływa w sposób pośredni na kształtowanie wartości kąta fazowego pomiędzy stronami „S” i „L” TS w zadanym zakresie wynikającym z jego parametrów znamionowych. Uzwojenia strony pierwotnej są skojarzone w układzie gwiazdy z wy-

prowadzonym i uziemionym punktem neutralnym. Początki uzwojeń strony pierwotnej TD są galwanicznie połączone pomiędzy symetrycznie rozdzielone cewki strony pierwotnej TS (Rys. 3). Umożliwia to regulację jedynie fazy pomiędzy wektorami napięć stron „S” i „L” bez zmiany amplitudy napięcia UL. Cewki uzwojenia wtórnego TD są również skojarzone w układzie gwiazdy z wyprowadzonym i uziemionym punktem zerowym. Poszczególne fazy tego uzwojenia zasilają obwód uzwojenia trójkąta TS (rys.3) w taki sposób, aby fazor napięcia dodawczego ΔU wprowadzanego do uzwojenia pierwotnego TS był zorientowany względem danej fazy TS pod kątem 90˚ (rys. 3b). Uzwojenie wtórne TD wyposażone jest w podobciążeniowy przełącznik zaczepów (PPZ), za pomocą którego regulowana jest wartość amplitudy napięcia dodawczego |ΔU|, co przekłada się na możliwość regulacji kąta α. W transformatorach mocy PPZ jest instalowany u części aktywnej uzwojenia strony górnego napięcia z uwagi na mniejszą wartość prądów obciążenia. Dzięki takiemu rozwiązaniu moż-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE liwe są do zastosowania rozwiązania konstrukcyjne PPZ o mniejszych gabarytach oraz zdolnościach łączeniowych. Zakres stopnia regulacji napięcia w transformatorach mocy mieści się w zakresie ±10% wartości napięcia znamionowego. Wspomniano o typowych instalacjach PPZ w transformatorach mocy, aby wykazać na znaczące różnice względem ich instalowania w TPF. Dla przykładu dwurdzeniowego TPF przełącznik zaczepów instalowany jest w TD w części aktywnej uzwojenia strony dolnego napięcia. Zakres regulacji przekładni zwojowej mieści się w zakresie 0 – 100% wartości napięcia znamionowego strony dolnego napięcia. Przez co zmianie ulega wartość kąta fazowego również w granicach od 0 do 100% zaprojektowanego zakresu regulacji. Znając wartość kąta przesunięcia fazowego, możliwe jest obliczenie wartości napięcia dodawczego ΔU: (1)

Faza napięcia ΔU jest natomiast regulowana poprzez rekonfigurację połączeń początków i końców uzwojenia wtórnego TD, co przekłada się na zmianę znaku kąta α(-) lub α(+). Zmiana znaku kąta fazowego w TPF odbywa się poprzez zmianę kierunku zwrotu fazora napięcia dodawczego ΔU, a tego dokonuje się poprzez zmianę układu połączeń (zmianę biegunowości) cewek uzwojenia trójkąta TS. Przykładem może być zastosowanie przełącznika kierunku ARS (ang. Advance Retard Switch). Zawsze ma on dwie pozycje operacyjne i jedną pośrednią (rys.4): „A” (ang. advanced – wspomaganie) – uzwojenia wtórne TS połączone są przeciwsobnie, w tej pozycji przełącznika ARS regulacja kąta odbywa się w zakresie dodatnim, ponieważ „wprowadzany” fazor napięcia dodawczego skierowany jest zgodnie ze stratą napięcia występującą w gałęzi z TPF, przez co wypadkowa strata napięcia zostaje powiększona o składnik napięcia dodawczego.

„0” – uzwojenia wtórne TS są zwarte, w tej pozycji przełącznika ARS nie ma możliwości regulacji kąta; jest to pozycja neutralna, a przesunięcie fazy pomiędzy stronami „S” i „L” wynika jedynie z obecności impedancji własnej TS. „R” (ang. retard – hamowanie) – w tej pozycji przełącznika ARS regulacja kąta odbywa się w zakresie ujemnym, „wprowadzany” fazor napięcia dodawczego skierowany jest przeciwnie do fazora straty napięcia występującego w gałęzi z TPF, przez co wypadkowa strata napięcia zostaje zmniejszona o składnik napięcia dodawczego. Zmiana pozycji przełącznika ARS może nastąpić tylko w przypadku, gdy PPZ znajduje się w pozycji minimalnej, co oznacza brak napięcia w obwodzie uzwojenia wtórnego TD [7].

3. TPF w stanie obciążenia

TPF działają między systemami mającymi tą samą częstotliwość i kolejność faz. Napięcia mogą różnić się wartością i kątem fazowym. Aby poznać warunki

Rys. 4 Stany pracy przełącznika kierunku mocy ARS [4]

Rys. 5 Uproszczony schemat zastępczy TPF na potrzeby analiz stanu pracy pod obciążeniem

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pracy TPF w stanie obciążenia, należy podzielić TPF na dwie składowe (Rys.5) [2]: I. Idealny transformator bez strat (impedancja wewnętrzna Z=0 Ω), który reguluje tylko kąt fazowy pomiędzy stronami, II. Transformator o przekładni zwojowej 1:1 z uwzględnieniem strat (impedancja wewnętrzna Z > 0 Ω). Schemat opracowano wg [2], zaczynając od strony „L”, gdzie znane są napięcie UL i prąd IL. Dodanie spadku napięcia występującego na impedancji wewnętrznej Z TPF,: (2) do napięcia UL powoduje napięcie UL0, które występuje wewnątrz TPF i jest niemierzalne. Napięcie to jest obracane zgodnie z ruchem wskazówek zegara, albo przeciwnie, zależnie od pozycji przełącznika ARS: hamowanie lub wspomaganie. Kąt α określa przesunięcie fazowe TPF w stanie bez obciążenia, kąt αL_A określa wartość kąta przesunięcia fazowego w stanie obciążenia dla pozycji wspomaganie „A” i αL_R dla pozycji hamowanie „R”. W stanie obciążenia wartości napięć UL i UL* są od siebie różne. Zakładając różne stany pozycji przełącznika ARS, co jest obrazowane jako dodatnia lub ujemna wartość kąta α, przedstawiono wykresy wektorowe dla charakterystycznych stanów pracy TPF w stanie obciążenia przy różnym współczynniku mocy cosφ.

Rys. 7 Ilustracja zakresu zmian impedancji wewnętrznej TPF w funkcji jego wysterowania

wewnętrznej. Przedstawioną zależność można przedstawić matematycznie: (3) Dla współczynnika mocy cosφ=1, wartość kąta wewnętrznego β wynosi: (4) Uwzględniając kąt wewnętrzny β, kąt regulacji TPF w stanie obciążenia przyjmuje wartość: (5) Dla pozycji wspomagania „A”: (6)

Wartość kąta wewnętrznego β przedstawiona na schematach (Rys.6) zależy od wartości stanu obciążenia TPF (wartość i charakter – cosφ) oraz impedancji

Dla pozycji hamowania „R”: (7)

Znając zasadę regulacji kąta fazowego α w różnym stanie pracy TPF, można przejść do omówienia wyników przeprowadzonych pomiarów. Wykazana zależność wartości kąta αSL od wysterowania TPF oraz jego obciążenia (zarówno co do wartości, jak i kierunku przepływu mocy gałęzią sieciową z TPF) powoduje, że utrudnione jest tabelaryczne przedstawienie rzeczywistego efektu regulacyjnego (wyrażonego przez przywołany kąt przesunięcia fazowego wprowadzanego przez TPF) dla poszczególnych pozycji wysterowania TPF. Zależność ta implikowana jest również z uwagi na nieliniowy charakter zmian wartości impedancji TPF w funkcji pozycji PPZ i ARS (Rys.7).

4. Wyniki pomiarów TPF

Ze względu na specyficzną budowę TPF, zakres możliwych do wykonania pomiarów jest różny w zależności od miejsca przeprowadzanych pomiarów.

Rys. 6 Wykresy wektorowe prądów i napięć TPF w stanie różnego obciążenia [1]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tabela 2 – Możliwe do wykonania pomiary TPF ze względu na miejsce pomiaru [2] Testy rutynowe y Rezystancja czynna uzwojeń y Przekładnia napięciowa y Przesunięcie fazowe w stanie: *bez obciążenia *po obciążeniem y Diagnostyka PPZ y Napięcie zwarcia y Straty obciążeniowe i jałowe y Próby dielektryczne: * rezystancja izolacji i tgδ y Pojemność uzwojeń y Analiza DGA

y y y y y

Testy typu Stała czasowa (próba grzania) Próby dielektryczne typu Poziom hałasu Impedancja składowej zerowej Moc pobierana przez układ chłodzenia

y y y y y

Testy specjalne Specjalne próby dielektryczne Próby zwarciowe Odpowiedź częstotliwościowa SFRA Testy mechaniczne Waga

Tabela 3 – dane obiektów pomiarowych TPF_1

TPF_2

1 200 MV·A Symetryczny, dwurdzeniowy 410 / 410 kV

500 MV·A Symetryczny, dwurdzeniowy 230 / 230 kV

± 20,1˚. +13,4˚ / -28,6˚ TAK 32A / 32R (łącznie 65)

± 10,0˚. +8,9˚ / -11,1˚ NIE 12+ / 12- (łącznie 25)

IIId / YNyn0 410 / 0÷110 kV

IIId / YNyn0 230 / 0÷52,9 kV

Dane obiektu

Moc przechodnia Typ konstrukcji Napięcie znamionowe Regulacja kąta fazowego: y bez obciążenia y obciążenie znamionowe ARS Ilość stopni regulacji Grupa połączeń Przekładnia TD

Jak sprawnie uzyskać dokładne nastawy zabezpieczenia odległościowego. W przeszłości nasi klienci używali metod obliczeniowych przy ustalaniu impedancji linii. Niestety te teoretycznie obliczone wartości były często niedokładne. Dzięki naszemu systemowi testowemu CPC 100 + CP CU1 możesz zmierzyć rzeczywiste wartości impedancji linii a następnie dokładnie nastawić zabezpieczenie odległościowe. Moim zdaniem najlepsze jest to, że jest on na tyle lekki, żeby mogła go przewieźć jedna osoba.

Moritz Pikisch Product Manager

AD2014-CPC100-CPCU1-210x100mm-PLK.indd 1

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

www.omicronenergy.com

2020-01-21 14:05:35

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Jeżeli TPF znajduje się na stacji prób w fabryce, możliwa jest do wykonania znacznie większa liczba relatywnych do oceny prób i pomiarów. Wynika to z faktu, że TPF przed wysłaniem go na docelowe miejsce instalacji wyposażony jest w dodatkowe zaciski pomiarowe (tymczasowe izolatory przepustowe) zainstalowane na końcach uzwojenia wtórnego TD oraz uzwojenia trójkąta TS. W tabeli 2 zestawiono możliwe do wykonania próby i pomiary TPF. W dalszej części publikacji przedstawione zostaną wyniki pomiarów dla wybranych prób testów rutynowych oraz pomiaru impedancji składowej zerowej (testy typu). Urządzenie pomiarowe wykorzystane do pomiarów charakteryzuje się m.in. [8]: 3-fazowe źródło mocy (2,4 kW), napięcie pomiarowe AC: 400 V (LL), 230 V (LN), prąd pomiarowy

AC/DC: 3x33 A, 1x100 A. Dane testowanych obiektów wraz z ich specyfikacją zostały podane w tabeli 3. Ze względu na obszerny zakres możliwych do wykonania prób i testów ograniczono się do scharakteryzowania wyników pomiarów tylko dla najbardziej ciekawych przypadków (wg subiektywnej oceny autora).

Wyznaczanie napięcia zwarcia TPF

TPF, z uwagi na to, że jest specjalnym typem transformatora, charakteryzuje się również nietypowymi zależnościami zmian impedancji wewnętrznej dla składowej zgodnej Z1 oraz zerowej Z0. Dla porównania w tabeli 4 zestawiono wyniki pomiarów impedancji zwarcia dla przedmiotowych TPF oraz dla klasycznej jednostki transformatora 2-uzwojeniowego (TR) 115/16,5 kV

o mocy znamionowej 25 MV·A oraz grupie wektorowej YNd11. Analizując wyniki próby wyznaczenia napięcia zwarcia dla TPF_1 i 2 można zauważyć dużą różnicę wartości impedancji wewnętrznej (na poziomie 827%) przy nieco ponad dwukrotnej różnicy wartości mocy przechodniej. Wartości dla obu TPF wynikają przede wszystkim z wykonania jedno i dwu-kadziowego. Wartość impedancji wewnętrznej silnie determinuje możliwości regulacyjne TPF w warunkach pracy sieciowej (pod obciążeniem). W obu przypadkach TPF_1 i 2 wartości impedancji składowej zerowej Z0 są niezależne od pozycji PPZ. Wynika to z układu polaczeń TD w układzie podwójnej gwiazdy z obustronnie uziemionym punktem neutralnym. Dla porównania zestawiono wyniki pomiarów składowej zerowej klasycznego

Tabela 4 – Wyniki pomiarów impedancji Z1 i Z0 wewnętrznej TPF i TR Układ do wyznaczania impedancji Z1 TPF

TPF IIIdYNyn0, 410/410 kV, 1200 MVA

Układ do wyznaczania impedancji Z0 TPF

TPF IIIdYNyn0, 230/230 kV, 500 MVA

TR YNd11 115/16,5 kV, 25 MVA

Ω

Min

-20

0,41 + j16,22

0,32 + j12,42

-10

0,28 + j1,96

0,19 + j0,84

330

9,11 + j277,69

10,38 + j114,25

0,33 + j11,57

0,32 + j12,42

0,23 + j1,21

0,19 + j0,84

330

6,68 + j188,544

6,53 + j79,21

Max

0,41 + j16,22

0,32 + j12,42

0,28 + j1,96

0,19 + j0,84

330

4,67 + j123,40

3,82 + j54,15

PPZ

TPF_1 (1200) oraz TPF_2 (500 MV·A)

TPF IIIdYNyn0, 410/410 kV, 1200 MVA

TR YNd11 115/16.5 kV, 25 MV·A

TPF IIIdYNyn0, 230/230 kV, 500 MVA

TR YNd11 115/16,5 kV, 25 MVA

Rys. 8 Zależność zmian impedancji wewnętrznej dla TPF oraz klasycznego transformatora

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tabela 5 - wyniki pomiarów zakresu regulacji kąta α

PPZ

Max -

Max +

Max -

Max +

Przekł.

1,0 V/V

α0

-20,1˚

0,0˚

+20,1˚

-10,0˚

0,0˚

+10,0˚

αobc

-26,8˚

-5,6˚

+13,4˚

-11,1

-0,6˚

+8,9˚

transformatora (TR), gdzie wartość ta jest zmienna i zależy od pozycji PPZ. Próby wyznaczania napięcia zwarcia dla składowej zgodnej i zerowej wykonano zgodnie z wymaganiami zawartymi w [1]. Na rysunku 8 przedstawiono graficzną interpretację wyników pomiarów (tabela 4). Opisane zależności zmian impedancji zwarcia Z1 oraz Z0 mogą być niemalże bezcenną informacją dla osób zajmujących się wyznaczaniem nastaw elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej oraz osób prowadzących obliczenia sieciowe. Istotne jest, aby mieć świadomość, że pomimo tego iż TPF jest transformatorem, to należy jednak przy analizach sieciowych uwzględnić jego specyfikę pracy oraz charakterystykę zwarciową. Wyznaczenie napięcia zwarcia, przez co de facto wyznaczana jest impedancja wewnętrzna, jest niezbędną informacją do obliczania zdolności regulacyjnych TPF w warunkach

rzeczywistej pracy. Aspekt ten został rozwinięty w dalszej części publikacji.

Pomiar kąta przesunięcia fazowego w stanie jałowym oraz wyznaczenie wartości regulacyjnych dla pracy pod obciążeniem

Z punktu widzenia przeznaczenia badanego obiektu istotny jest pomiar możliwości regulacyjnych kąta przesunięcia fazowego α pomiędzy zaciskami stron „S” i „L” w stanie bez obciążenia. Pomiar możliwy jest jedynie przy wykorzystaniu źródła 3-fazowego napięcia przemiennego. W tym celu zasilono stronę „S” napięciem międzyfazowym o wartości 400 V, dokonując pomiaru napięć zespolonych strony „L” – wyznaczono obliczeniowo przekładnię oraz kąt przesunięcia fazowego. Przekładnia napięciowa pomiędzy stronami „S” i „L” TS umożliwia identyfikację typu badanego TPF. Jeżeli w całym za-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

kresie regulacji kąta fazowego wartość napięcia po stronie „L” jest niezmienna (tabela 5), oznacza to, że badany TPF jest w wykonaniu symetrycznym. Wynika to z faktu, że napięcie dodawcze ΔU (rys.3b) jest wprowadzane do toru głównego względem symetrycznie podzielonych cewek (rys.3a). Gdyby przekładnia napięciowa pomiędzy stronami ulegała zmianie (tabela 5), świadczyłoby to o tym, że badany TPF jest w wykonaniu asymetrycznym. Pomiar kąta przesunięcia fazowego w stanie bez obciążenia umożliwia określenie zdolności regulacyjnych w stanie obciążenia (wartości kąta fazowego αobc). W tabeli 5 zestawiono wyniki pomiarów dla stanu pracy bez i ze znamionowym obciążeniem mocą przechodnią TPF_1 – 1 200 MV·A, TPF_2 – 500 MV·A. Widoczny jest znaczący wpływ impedancji wewnętrznej na przesunięcie się punktu pracy TPF w stanie obciążenia. Przykładowo dla TPF_1 zakres regulacji

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE a) Zakres zmian kąta fazowego α

c) Zakres zmian napięcia dodawczego ΔU

b) Zakres zmian mocy czynnej i biernej

d) Przebiegi prądów i napięc strony „S” i „L” (32R)

Rys. 9 Zależności a) kąta fazowego α, b) regulacji mocy czynnej i biernej, c) napięcia dodawczego ΔU w funkcji PPZ

Obciążenie dynamiczne

Obciążenie statyczne

Rys. 10 Charakterystyczne stany pracy TPF w stanie obciążenia dynamicznego i statycznego

kąta α zmienił się z ± 20,1˚ na (-26,8˚ ÷ +13,4˚), dla porównania dla TPF_2 z ± 10,0˚ na (-11,1˚ ÷ +8,9˚). Różnice możliwości regulacyjnych w stanie pod obciążeniem wynikają z impedancji własnej danego TPF, a więc straty napięcia wprowadzanej do toru głównego, co powoduje zmianę wartości kąta fazowego αobc w zależności od stopnia i charakteru obciążenia (cosφ). Przedstawione zależności jednak nie dają użytkownikowi TPF pełnej informacji o jego możliwościach regulacyjnych w warunkach pracy w sieci czyli w układzie dwustronnie zasilanym (Rys.1). W takich warunkach sieciowych TPF będzie cechował się innymi możliwościami regulacyjnymi kąta αobc z uwagi na fakt, iż zarówno do strony „S”, jak i „L”, są przyłączone odbiorniki aktywne, przez co zakres regulacji bę-

dzie inny. W celu zobrazowania zjawiska posłużono się wynikami symulacji komputerowych z wykorzystaniem złożonego modelu TPF w aplikacji w układzie dwumaszynowym (Rys. 10). Wykorzystano w tym celu środowisko programistyczne Matlab. Systemy zastępcze SE_1 i SE_2 posiadają kąty przesunięcia fazowego równe 0˚. Przeprowadzono analizę regulacji kąta α w pełnym możliwym zakresie tzn. 32A ÷ 32R (-26,8˚ ÷ +13,4˚). Przedstawionemu zakresowi regulacji kąta fazowego α (Rys. 9a) odpowiada możliwość zmiany wartości i kierunku przepływającej mocy czynnej (±1200 MVA) i biernej (Rys. 9b). Jak już omówiono wcześniej zmiana kąta fazowego α odbywa się poprzez zmianę wprowadzanego do toru głównego napięcie dodawczego ΔU (rys.9c); zmienia się za-

równo jego moduł, jaki faza. Rys. 8a obrazuje rzeczywisty zakres możliwości regulacyjnych TPF_1 w stanie pracy w warunków sieciowych (-13,33˚ ÷ +13,28˚), dla porównania z wynikami obliczeń z przeprowadzonych pomiarów (-26,8˚ ÷ +13,4˚). Dla zrozumienia różnicy dyspozycji regulacji kąta α sporządzono poglądowe schematy (Rys. 10), gdzie zaznaczono stany pracy TPF w przypadku obciążenia dynamicznego (układ dwumaszynowy) oraz obciążenia statycznego w postaci elementu RLC. W pierwszym omawianym przypadku oprócz zmiany wartości przepływającej mocy zmianie ulega również jej kierunek, co skutkuje zmianą zwrotu fazowej straty napięcia UTPF na impedancji wewnętrznej ZTPF. W sytuacji występowania obciążenia statycznego, zmieniając wartość

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 11 Wyniki pomiarów a) grupy wektorowej oraz b) napięcia dodawczego TD

Po co mierzyć uziemienie w stacjach wysokiego napięcia? Podczas pracy instalacji wysokiego napięcia konieczne jest zastosowanie odpowiednich środków w celu zapewnienia bezpieczeństwa ludzi i zwierząt. Dlatego ważny jest pomiar impedancji uziemień na Waszych obiektach oraz w ich okolicy. COMPANO 100 umożliwia łatwe i wygodne pomiary małych systemów uziemień o średnicy do 30 metrów. W przypadku większych systemów CPC 100 w połączeniu z CP CU1 jest lepszym rozwiązaniem.

Moritz Pikisch Kierownik Produktu

www.omicronenergy.com

Grounding-System-Testing-COMPANO-CPC100-PLK2.indd 1

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

2020-04-22 13:19:47

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE kąta α, zmieniać można jedynie wartość przepływającej mocy bez możliwości oddziaływania na jej kierunek (zwrot). Omówione zależności, zwłaszcza rzeczywisty zakres regulacji kąta α, stanowią istotną informację dla użytkownika TPF, ponieważ określają dyspozycyjność regulacyjną obiektu.

Pomiary TD

Wykonując pomiary TPF w miejscu jego produkcji, możliwe jest również dokonanie pomiarów dla TD. W tym celu wykorzystywane są tymczasowo montowane izolatory przepustowe, które po wykonanych próbach są demontowane. Pierwszym możliwym do wykonania pomiarem dla TD jest sprawdzenie przekładni napięciowej w funkcji pozycji PPZ (PPZ znajduje się po stronie wtórnej jednostki TD – patrz Rys. 3). Dla przykładu omówiony zostanie przypadek TPF_1. Wartość napięcia dla zaczepu 1 ÷ 32 (rys.10b) zmienia się w granicach od 0 do 82 kV (napięcie międzyfazowe). Pozycja 0 odpowiada zmianie biegunowości połączeń początków i końców uzwojenia regulacyjnego (Rys. 4). Na tabliczce znamionowej TPF_1 (tabela 3) można zauważyć grupę połączeń IIId/YNyn0. co oznacza układ połączeń uzwojeń podwójnej gwiazdy z wyprowadzonym punktem neutralnym po obu stronach bez przesunięcia godzinowego pomiędzy stronami. Wskazuje się, że takie podejście do oznaczania jest pewnym uproszczeniem – aby umożliwić zmianę kierunku przepływu mocy dla TPF w uzwojeniu strony wtórnej TD następuje rekonfiguracja układu połączeń początków i końców cewek fazy A,

B, C (pozycja A – 0 – B), co w konsekwencji prowadzi do zmiany grupy wektorowej. Regulując fazę pomiędzy stronami TPF w zakresie „wspomagania”, przesunięcie godzinowe pomiędzy stronami TD wynosi 0 – 0˚ (Rys. 11a), czyli oznaczenie YNyn0 jest prawidłowe. Natomiast, aby zmienić zakres regulacji kąta α w zakresie „hamowania”, zmianie ulega grupa wektorowa z 0 na 6 (180˚) (Rys. 11a), co pozwala na zmianę orientacji wektora napięcia dodawczego ΔU – przy czym wówczas grupa wektorowa wynosi YNyn6.

3. Podsumowanie

TPF jest elementem SEE znanym już od lat 70 ubiegłego wieku. Początkowo stosowany jedynie w Stanach Zjednoczonych. W późniejszych latach znalazł również zastosowanie w pozostałej części świata. Zawsze jednak był instalowany w strategicznych punktach sieci, przede wszystkim na poziomie sieci przesyłowej. Aktualny stan oraz trend rozwijającej się energetyki zawodowej spowodował, że TPF stał się elementem wykorzystywanym nie tylko w sieci przesyłowej, ale i również na poziomie sieci dystrybucyjnej. Powodem jest przede wszystkim zwiększenie na rynku energetycznym udziału energii elektrycznej pochodzącej od niesterowalnych źródeł tj.: farm wiatrowych czy farm fotowoltaicznych. Mając na względzie rosnącą liczbę TPF instalowanych w sieci, należy poszerzać stan wiedzy osób zajmujących się ich eksploatacją. Przedstawione wyniki pomiarów oraz ich dyskusja pozwalają spojrzeć z nieco innej perspektywy na wyniki pomiarów np. przekładni napięciowej, gdzie nie jest

to niczym nowym dla transformatora klasycznego. Jednakże w zastosowaniu dla TPF pomiar ten może dawać nieco większą ilość użytecznych informacji. Tomasz Bednarczyk, Omicron n 4. Literatura [1]. IEC 60076-52-1202:2017. Power transformers – Part 57-1202: Liquid immersed phase-shifting transformers [2]. IEC 62032:2012: IEEE Guide for the Application, Specification, and Testing of Phase-Shifting Transformers. [3]. Korab R, Owczarek R., Impact of phase shifting transformers on cross-border power flows in the Central and Eastern Europe region. Bulletin of the Polish Academy of Sciences Technical Sciences, 64 (2016), nr 1, 127-133 [4]. Bednarczyk T., Szablicki M., Halinka A., Rzepka P: Structure of the automatic protection of a 2-tank symmetric phase shifting transformer. Acta Energetica, 9 (2018), nr 3, 4-13 [5]. Bednarczyk T., Jaros A., Plath C.: Novel Approach for testing Phase Shifting Transformer. Transformer magazine, Issue 01/2019. [6]. Jemielity J., Opala K., Ogryczak T.: System Sterowania Przesuwnikami Fazowymi SSPF w SE Mikułowa. IEN Gdańsk 2014. [7]. COMTAP ARS, Technical Data TD 1889046/03. Maschinenfabrik Reinhausen GmbH 2010. [8]. TESTRANO 600 User Manual. OMICRON electronics GmbH 2018. [9]. Electric Power transformer Engineering. CRC Press LLC, 2004. [10]. A.Halinka, P.Rzepka, M.Szablicki: „Przenoszenie” zwarć niesymetrycznych przez przesuwniki fazowe. Forecasting in electric power engineering. Przegląd elektrotechniczny, 93 (2017), nr 4, 109-112. [11]. A.Halinka, P.Rzepka, M.Szablicki: Warunki działania zabezpieczeń odległościowych linii w układach sieciowych z przesuwnikami fazowymi. Studium przypadku. Przegląd elektrotechniczny, 93 (2017), nr 3 28-31.

TECHNOFLAME FOC-2-SLT-HFFR PH120/E30-E60 NOWOŚĆ !!! Kabel światłowodowy, ognioodporny typu FOC-2-SLT-HFFR PH120/E30-E60

iło nam poinformować, że Technokabel S.A. jest pierwszym krajowym producentem certyfikowanego kabla światłowodowego ognioodpornego i uzyskał: y Krajowy Certyfikat Stałości Właściwości Użytkowych Certyfikat 063UWB-0253

y Świadectwo Dopuszczenia do stosowania w budownictwie nr 3990/2020, wydane przez Centrum Naukowo-Badawcze Ochrony przeciwpożarowej PIB Kable zapewniają transmisję sygnałów przez 120 minut w temperaturze ponad 800 °C. Kable są odporne na oddzia-

ływanie wody zgodnie z normą PN-EN 50200 Annex E i mogą być stosowane w pomieszczeniach chronionych stałymi wodnymi urządzeniami gaśniczymi (strefach tryskaczowych). Kable przeznaczone są do instalacji na stałe wewnątrz i na zewnątrz budynków. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Szeroki zakres transformatorów energetycznych dedykowanych do aplikacji PV Transformatory olejowe sOIT – specjalne wykonanie transformatorów przeznaczone do pracy na farmach fotowoltaicznych. Jednostki trójfazowe, podwyższające napięcie, zanurzone w cieczy transformatory rozdzielcze, w tym estry syntetyczne i roślinne, odpowiednie do wytwarzania energii słonecznej. Wykonane zgodnie ze standardami IEC60076-1:2011, RE n. 548/2014 (ECODESIGN). Moc znamionowa od 25kVA do 3150kVA, napięcie do 36kV.

Wyposażenie standardowe:

y Ekran elektrostatyczny w celu złagodzenia efektu przepięcia Średniego napięcia i tym samym ochrony urządzeń elektronicznych podłączonych do Niskiego napięcia. y Przepusty SN – NN. y Bezobciążeniowy przełącznik zakresu.

y Zintegrowane urządzenie zabezpieczające (RIS, DGPT2)/ Termometr dwukontaktowy. y Uchwyty do podnoszenia i przeciągania. y Zawór spustowy oleju. y Tabliczka znamionowa. y Koła przestawne. y Uziemienia.

Wyposażenie dodatkowe: y y y y

Przełącznik zakresu pod napięciem. Zawór nadciśnieniowy. Wskaźnik poziomu oleju. Polimerowe lub wtykowe przepusty SN. y Szynoprzewód przepustów Nn. y Skrzynka zaciskowe SN i Nn. y Kadź ocynkowana bądź poddana różnym procesom malowania w celu zabezpieczenia przed niekorzystnymi warunkami atmosferycznymi lub silnie korozyjnymi.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Ponadto informujemy, iż posiadamy w ofercie także jednostki suche żywiczne sCRT w wykonaniu do zastosowań na farmach fotowoltaicznych. Poza wyspecjalizowaniem się w produkcji transformatorów przeznaczonych do pracy na farmach fotowoltaicznych w zakres oferty IMEFY wchodzą również: 1) Transformatory suche żywiczne CRT, moc znamionowa 50kVA do 20MVA, napięcie od 1kV do 36kV. Ponad 31 000 zainstalowanych transformatorów w Polsce i na Świecie. 2) Transformatory olejowe OIT, moc znamionowa 25kVA do 5MVA, napięcie 1kV do 72,5kV. Ponad 123 000 zainstalowanych transformatorów w Polsce i na Świecie. 3) Transformatory mocy PT: moc od 2,5MVA do 160MVA, poziom izolacji od 12kV do 245kV. Ponad 280 zainstalowanych transformatorów. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

SONEL LKZ-2000

Lokalizator kabli i infrastruktur podziemnych Firmy zajmujące się energetyką, telekomunikacją czy szeroko pojętym budownictwem spotykają w swojej działalności wiele problemów związanych z lokalizacją w gruncie kabli energetycznych i innych elementów infrastruktury podziemnej. Rafinerie, firmy wodociągowo-kanalizacyjne bądź remontowe chcą wiedzieć, gdzie ta infrastruktura się znajduje, chociażby po to, aby jej nie uszkodzić podczas prowadzonych robót. LKZ-2000 to zaawansowane urządzenie o dużej mocy, skuteczne w trudnych przypadkach, a przy tym łatwe w obsłudze i wspierające operatora podpowiedziami co do dalszego postępowania.

dbiornik lokalizatora (LKO-2000) pozwala na wykrywanie i śledzenie trasy rur, kabli oraz innych obiektów podziemnych mogących przewodzić prąd. Dla szerokiego spektrum zastosowań do dyspozycji jest ponad 70 częstotliwości i 4 tryby pracy (elektroenergetyczny, radiowy, liniowy, sondy). Kluczową rolę odgrywa funkcja pomiaru szumów. Urządzenie skanuje wybrane częstotliwości, wskazując te, które będą najbardziej użyteczne w prowa-

dzonej lokalizacji; jednocześnie odrzuci częstotliwości niezalecane na danym terenie. Dla zapewnienia lepszej skuteczności lokalizacji trzeba wybrać częstotliwość z możliwie najmniejszym szumem. Graficzne i liczbowe oznaczenia poziomu szumu znacznie to ułatwiają. Nadajnik lokalizatora (LKN-2000) wzbudza sygnały w docelowym obiekcie. Są one następnie wykrywane przez odbiornik (LKO-2000). Przydatne rozwiązanie stanowi funkcja wysokiej mocy wyjściowej. Pozwala ona na przesyła-

nie sygnału o mocy 12 W i częstotliwości nieprzekraczającej 10 kHz. Funkcja ta używana jest chociażby przy lokalizowaniu podziemnych rur stalowych o dużej średnicy i na dużej odległości. Przyjmijmy za przykład rurę żelazną o średnicy 300 mm, zakopaną na głębokości od 1,5 do 2 m. Przy nastawie częstotliwości nadawania i odbioru 640 Hz odległość skutecznej lokalizacji to ponad 5 km. Zwiększenie częstotliwości do 8 kHz zredukuje tę odległość o ponad 1 km, zaś dalsze zwiększenie częstotliwości do wartości 33 kHz pozwoli użytkownikowi na wytrasowanie na odległość do ok 1,5 km. Na zasadzie sygnałów aktywnych bazuje tryb liniowy oraz radiowy. Sygnały aktywne są umieszczone na linii docelowej za pomocą nadajnika. W trybie liniowym istotną rolę odgrywa podłączenie galwaniczne, indukcja cęgami oraz wzbudzanie indukcyjne. Tryb liniowy wymaga podłączenia bezpośrednio do linii docelowej, a prąd jest przesyłany do linii w pobliżu nadajnika. Warto również zwrócić uwagę na tryb radiowy, gdzie sygnał zostaje przesłany z anteny umieszczonej wewnątrz rury niemetalowej.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tryb elektroenergetyczny, wykorzystujący sygnały pasywne, umożliwia odbiornikowi wyśledzenie kabli elektrycznych będących pod napięciem o częstotliwości 50 Hz lub 60 Hz. Na sygnałach pasywnych bazuje również tryb radiowy. Dzięki niemu odbiornik wyśledzi zarówno kable odbierające, jak i przewody emitujące fale radiowe o bardzo niskiej częstotliwości (VLF). Lokalizator LKZ-2000 może być wyposażony dodatkowo w cęgi 5-calowe, ramkę „A” (do lokalizacji miejsca doziemionego uszkodzenia kabla), sondę nadawczą NAD-1 (pływająca), przewód nadawczy na szpuli (przeznaczony do lokalizacji instalacji niemetalowych) oraz zasilacz wraz z pakietem akumulato-

rów do nadajników. Zastosowanie sondy BIK pozwala na bezprzewodową identyfikację kabli. W lokalizatorze LKZ-2000 szczególną rolę pełni dobór odpowiedniego trybu lokalizacji. Istotną cechą, wyróżniającą to urządzenie od innych przyrządów na rynku, jest możliwość analizy zakłóceń, które występują w miejscu badań. W efekcie wybierana jest częstotliwość najbardziej skuteczna, dostosowana do aktualnie panujących warunków. Bezprzewodowe sterowanie nadajnikiem z poziomu menu odbiornika podnosi komfort pracy z lokalizatorem i znacznie skraca czas jej trwania. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Bezpieczeństwo użytkowania multimetru cyfrowego Co to są parametry elektryczne? Jakie są kategorie pomiarowe (CAT) multimetru? O jakich środkach ostrożności należy pamiętać podczas pracy z multimetrem?

obrze skonstruowany multimetr cyfrowy zawsze będzie działać lepiej w trudnych warunkach niż model niższej klasy. Przyrząd najwyższej klasy nie tylko będzie w stanie wytrzymać niesprzyjające warunki, ale także pomoże zapewnić bezpieczeństwo. Teraz, gdy masz już własny multimetr, ważne jest, aby zachować bezpieczeństwo w każdym miejscu pracy — dlatego zawsze sprawdzaj, czy możesz z niego bezpiecznie korzystać w określonej sytuacji.

Co to są parametry elektryczne?

Wszystko, co wykorzystuje lub przesyła energię elektryczną, ma określone parametry elektryczne. Tych parametrów dotyczą klasyfikacje i oznaczenia, takie jak kategorie CAT i stopnie ochrony IP, zgodne z normami określonymi przez wyznaczone zespoły profesjonalistów. Znajomość parametrów elektrycznych

przyrządu pomaga zrozumieć, jak należy go przetestować pod kątem przydatności oraz jak zapewnić bezpieczeństwo przyrządu, swoje oraz osób w pobliżu. Przykładami parametrów elektrycznych są impedancja, prąd rozruchowy, współczynnik mocy i spadek napięcia.

Jakie są kategorie pomiarowe (CAT) multimetru?

W przypadku multimetrów cyfrowych określane są różne parametry elektryczne, dlatego należy sprawdzić, czy spełniają one wymogi odpowiedniej kategorii CAT i mają odpowiedni kod IP oraz symbol niezależnej weryfikacji, aby upewnić się, że wybrany przyrząd został przetestowany przez niezależne laboratorium i jest bezpieczny w danym zastosowaniu. Podczas określania właściwej kategorii CAT (CAT II, CAT III lub CAT IV) należy pamiętać, aby zawsze wybierać przyrzą-

dy przystosowane do najwyższej kategorii, w której może Ci przyjść z nich korzystać, oraz wybrać taką kategorię napięcia, która będzie odpowiadać warunkom roboczym, najlepiej z zapasem. Przyrządy pomiarowe przypisane do odpowiednich kategorii CAT zostały zaprojektowane w taki sposób, aby zminimalizować lub zmniejszyć ryzyko wystąpienia łuku elektrycznego w ich wnętrzu. Wartości znamionowe są zazwyczaj umieszczone w pobliżu gniazd wejściowych. Celem wyjaśnienia — jeśli przygotowujesz się do pomiaru w szafie rozdzielczej zasilania o napięciu 480 V, konieczne będzie użycie przyrządu o kategorii co najmniej CAT III 600 V. Oznacza to, że w takiej sytuacji sprawdzi się również przyrząd CAT III 1000 V lub CAT IV 600 V. Dwucyfrowe oznaczenia IP informują o stopniu odporności przyrządu na pył i wodę. Zawierają szczegółowe in-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Kategoria pomiarowa

CAT IV

Opis y Zasilanie trójfazowe w punktach podłączenia, każdy przewód zewnętrzny y Ograniczone tylko przez transformator zasilający obwód y Prąd zwarcia >50 kA y Zasilanie trójfazowe, w tym jednofazowe instalacje oświetlenia komercyjnego, prąd zwarcia

CAT III y <50 kA

y Obciążenia jednofazowe zasilane z gniazdek sieciowych CAT II y Prąd zwarcia <10 kA

Przykłady y „Początek” instalacji, czyli na przykład miejsce podłączenia niskiego napięcia (jak okablowanie przyłącza energetycznego) y Liczniki energii elektrycznej, podstawowe zabezpieczenie przetężeniowe y Zewnętrzne przewody do przyłącza oraz zejście przewodów ze słupa do budynku, odcinek pomiędzy licznikiem a rozdzielnicą y Napowietrzne przewody do budynku wolno stojącego, podziemna instalacja hydroforu y Wyposażenie stałych instalacji, takie jak rozdzielnica lub silniki wielofazowe y Magistrale oraz linie zasilające w zakładach przemysłowych y Linie zasilające i obwody o małym rozgałęzieniu, szafy rozdzielcze y Instalacje oświetleniowe w dużych budynkach y Gniazda urządzeń w pobliżu punktów przyłączy zewnętrznych y Sprzęt gospodarstwa domowego, przenośne elektronarzędzia oraz inne odbiorniki do użytku domowego i podobne y Gniazdka i długie obwody elektryczne - Gniazdka oddalone o więcej niż 10 metrów od źródła CAT III - Gniazdka oddalone o więcej niż 20 metrów od źródła CAT IV

Stopnie ochrony przed wnikaniem ciał stałych Poziom

Skuteczność

Wielkość obiektu

Brak ochrony

>50 mm

Dowolna duża powierzchnia ciała

>12,5 mm

Palce i obiekty o podobnym kształcie

>2,5 mm

Narzędzia, grube druty

>1 mm

Obiekty ziarniste. Większość drutów, śrub itp.

Ochrona przed pyłem

Wnikanie pyłu nie jest całkowicie wykluczone, ale pył nie może wnikać w takich ilościach, aby zakłócić prawidłowe działanie przyrządu lub zmniejszać bezpieczeństwo

Pyłoszczelność

Pył nie może wnikać. Pełna szczelność

Druga cyfra oznaczenia stopnia ochrony IP określa poziom ochrony przed wodą. Stopnie ochrony przed wnikaniem wody Poziom

Szczegóły

Ochrona

Brak ochrony

Ochrona przed padającymi kroplami wody

Ochrona przed wnikaniem kropli wody przy wychyleniu obudowy do 15°

Ochrona przed natryskiem wody

Ochrona przed bryzgami wody

Ochrona przed strumieniem wody

Ochrona przed silnym strumieniem wody

Zanurzenie na głębokość do 1 m

Zanurzenie na głębokość powyżej 1 m

formacje o wielkości cząstek pyłu, które nie wnikną do środka, oraz o głębokości, na którą można zanurzyć przyrząd w wodzie bez ryzyka jego uszkodzenia. Firma Fluke testuje swoje produkty pod kątem bezpieczeństwa, sprawdzając granice ich wytrzymałości. Przyrząd

Pionowo spadające krople wody. Brak szkodliwych skutków Pionowo spadające krople wody. Brak szkodliwych skutków przy wychyleniu obudowy o dowolny kąt do 15° względem normalnego położenia Natrysk wody pod kątem do 60° względem pionu. Brak szkodliwych skutków Rozbryzgi wody z dowolnego kierunku. Brak szkodliwych skutków Woda wyrzucana przez dyszę z dowolnego kierunku. Brak szkodliwych skutków Silny strumień wody wyrzucany przez dyszę z dowolnego kierunku. Brak szkodliwych skutków Zanurzenie w wodzie na głębokość do 1 m przez 30 minut, wodoodporność do 1 m przez 30 minut Ciągłe zanurzenie

może zostać dopuszczony do produkcji tylko wtedy, gdy zespół zajmujący się testami nie jest w stanie go uszkodzić. Celem jest zapewnienie, że multimetr cyfrowy firmy Fluke jest w stanie wytrzymywać nawet najbardziej wymagające warunki panujące w rzeczywi-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

stym świecie i zapewnić użytkownikowi bezpieczeństwo i powrót do domu każdego dnia. Dbamy, aby nasze produkty przechodziły także niezależne testy w celu potwierdzenia wszystkiego, co o nich twierdzimy. Fluke n

TRANSFORMATORY – KOMPLEKSOWE ROZWIÑZANIA

Kompleksowa ocena stanu technicznego transformatorów na podstawie badaƒ i pomiarów diagnostycznych; System zarzàdzania eksploatacjà transformatorów – TrafoGrade; Serwis, remonty i modernizacje transformatorów na miejscu zainstalowania; Przedłu˝enie czasu „˝ycia technicznego” transformatora; Serwis podobcià˝eniowych przełàczników zaczepów; Regeneracja i uzdatnianie oleju; Badania i pomiary aparatury WN i SN; Badania i pomiary wyłàczników w izolacji SF6.

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Specyfika doboru urządzeń łączeniowych wn oraz transformatorów mocy, z uwzględnieniem trudnych warunków eksploatacji w morskich farmach wiatrowych Wstęp

Trudne warunki eksploatacji urządzeń w Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK), ze względu na podwyższoną wilgotność oraz zasolenie otaczającego powietrza, dodatkowo z utrudnionym dostępem służb serwisowych (stacje oddalone dziesiątki kilometrów od wybrzeża plus okresy długotrwałych sztormów) wymagają bardzo dopowiedzialnego doboru urządzeń łączeniowych oraz transformatorów mocy, spełniających kryteria niezawodności, porównywalnego z doborem komponentów dla elektrowni jądrowych! Obecnie w pojedynczej MST dużej mocy 66 kV/220 kV lub 66 kV/ 275 kV, moc grupy transformatorów od 800…do 1600 MVA, co w warunkach morskich wymusza zastosowanie bardzo wyspecjalizowanego systemu chłodzenie transformatorów, oraz specjalnej konstrukcji pół rozdzielczych w izolacji gazowej (GIS) na napięcia: Un = 72,5 kV; Un = 300 kV wyposażonych w niezawodne napędy, przystosowane do wieloletniej eksploatacji w warunkach morskich, co zostanie wyeksponowane w niniejszym referacie. Innym ważnym aspektem rozważań będzie dobór urządzeń łączeniowych w przypadku wyprowadzenia mocy z pojedynczej Morskiej Turbiny Wiatrowej (MTW), która już obecnie osiąga moc 12,0 MW, a w niedalekiej przyszłości moc MTW może osiągnąć wartość 15 - 20 MW!

1. Grupa „Offshorowych” Transformatorów Mocy we wnętrzu obudowy Morskiej Stacji Kolektorowej, specyfika konstrukcji, dobór.

Planowane inwestycje związane z Morskimi Farmami Wiatrowymi na Morzu Bałtyckim, dotyczą kompleksów o łącznej mocy od 20 do… 30 GW! gdzie panują dobre warunki dla ich budowy,

ze względu na małą głębokość morza oraz sprzyjające warunki wiatrowe, ale to akwen z ograniczonym miejscem dla tak wielkich inwestycji, co jest związane m.in. z pozostałościami II Wojny Świtowej zalegającymi na dnie (wraki ; niewypały ; broń chemiczna). Wspomniane warunki wymuszają budowę Morskich Stacji Kolektorowych (MSK) z dużą - sumaryczną mocą grupy „Offshorowych” Transformatorów Mocy (OTM), np. na poziomie 1600 MVA (patrz Rys. 2), zamiast większej ilości MSK, względnie małej mocy, połączonych między sobą morskimi kablami na napięcie 220 kV . Postęp technologiczny w konstrukcji Morskich Turbin Wiatrowych (MTW) spowodował wzrost napięcia wyjściowego z MTW z 33 kV do… 66 kV, co umożliwia podłączenie ponad 110 jednostek MTW o mocy 1012 MW do jednaj MSK (patrz Rys.1). Grupa OWT o mocy 1600 MVA, rozmieszczona wewnątrz obudowy MSK o niewielkich wymiarach, wydzielając dużą energię cieplną strat obciążeniowych, wymaga skutecznego systemu chłodzenia tych jednostek (patrz Rys. 2), co jest niełatwym zadaniem ze względu na stosowanie autonomicznego systemu chłodzenia, w którym ze względu na warunki morskie, nie stosuje się wentylatorów oraz pomp dla wymuszonej cyrkulacji oleju! Tak złożony system chodzenia transformatorów z wyżej wymienionymi ograniczeniami natury technicznej, wymagał zastosowania względnie złożonych obliczeń, jakie wykonano w fabryce ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. w Łodzi, wiodącej fabryce w grupie ABB, produkującej OTM. Ze względu na lokalizację, OTM są narażone na częste i wysokoenergetyczne przepięcia, związane z wyładowaniami piorunowymi, co wymaga bardzo skutecznej ochrony tych transformatorów.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Im dystans między transformatorem a ogranicznikiem ZnO jest mniejszy, tym skuteczniejsza ochrona przed szybko narastającymi przepięciami. Na Rys. 3 przedstawiono OTM spełniający to wymaganie, gdzie ZnO jest zamontowany nad przyłączem kablowym, skutecznie chroniąc zarówno transformator jak i rozłączne połączenie kablowe typu wtykowego. Możliwie bezprzerwowy przesył energii generowanej w Morskiej Farmie Wiatrowej do stacji energetycznej na lądzie (Onshore), wymaga zastosowania odpowiedniej liczby OTM z optymalnym doborem mocy poszczególnych jednostek zainstalowanych w MSK, aby w przypadku przeglądu serwisowego lub naprawy na miejscu zainstalowania jednego z wybranych OTM, była możliwość przesłania maksymalnej mocy generowanej w Morskiej Farmie Wiatrowej (MFW) za pośrednictwem pozostałych, pracujących OTM, co jest podstawowym wymogiem respektowania minimalnego poziomu redundancji w grupie OTM. Przykład : w przypadku grupy OTM o mocy 800 MVA jeśli nie respektować redundancji, to wystarczyłoby zainstalować w MSK dwie jednostki OTM o mocy 400 MVA (patrz Rys. 4), a w przy padku respektowania wymogu redundancji w grupie OTM należy zainstalować cztery jednostki o mocy 270 MVA, gdyż w przypadku przestoju jednego z OTM, grupa OTM posiada moc 810 MVA. Fabryka ABB w Łodzi jest przygotowana do wyprodukowania jednostek OTM o znacznie większej mocy, tzn. jednostki o mocy do … 550 MVA czyli jeszcze transportowalne jednostki trójfazowe - koleją (ograniczenie : gabaryty skrajni kolejowej), ale praktyczne zastosowania w MSK dużej mocy, mają jednostki OTM o mocy do 400 MVA, co jest

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI 2

1 Widok „STRINGU”

3 2 Widok „STRINGU”

RYS. 1. Przykład rozmieszczenia morskich turbin wiatrowych wokół dwóch stacji kolektorowych , podłączonych do „STRINGÓW” kablami morskimi 66 kV , źródło : DNV-GL , Raport No.:113799-UKBR-R02,Rev.2 [2]. Rys. 1. Przykład rozmieszczenia morskich turbin wiatrowych wokół dwóch stacji kolektorowych, podłączonych do „STRINGÓW” ka1 ; 2 - stacje kolektorowe (stacja kolektorowa No. 1 zasilana z 117 turbin wiatrowych !) blami morskimi 66 kV, źródło : DNV-GL, Raport No.:113799-UKBR-R02,Rev.2 [2]. 1 ; 2 - stacje kolektorowe (stacja kolektorowa No. 1 3 - ”STRING” kV ,rozmieszczenia zbierający z 11 turbin wiatrowych zasilana z 66 117 turbin wiatrowych!)moc 3 -morskich ”STRING” 66 kV, zbierający mocwokół z 11 turbin wiatrowych RYS. 1. Przykład turbin wiatrowych dwóch stacji kolektorowych , podłączonych do

„STRINGÓW” kablami morskimi 66 kV , źródło : DNV-GL , Raport No.:113799-UKBR-R02,Rev.2 [2]. 1 ; 2 - stacje kolektorowe (stacja kolektorowa No. 1 zasilana z 117 turbin wiatrowych !) 3 - ”STRING” 66 kV , zbierający moc z 11 turbin wiatrowych

Rys. 2. Przykład : grupa sześciu „Offshorowych” Transformatorów Mocy 270 MVA /66 kV/220 kV, przeznaczonych do zainstalowa-

RYS. 2. : grupa Morskiej sześciuStacji „Offshorowych” Transformatorów 270 MVAsystemem /66 kV/220 kV, (niewymuprzeznaczonych niaPrzykład wewnątrz obudowy Kolektorowej HVAC o mocy 1620 MVA, Mocy z autonomicznym chłodzenia RYS. 2. Przykład : grupa sześciu „Offshorowych” Transformatorów Mocy 270 MVA /66 kV/220 kV, przeznaczonych szona cyrkulacja oleju,radiatory poza wnętrzem obudowy platformy morskiej), zaprojektowana i wyprodukowana w fabryce ABB do zainstalowania wewnątrz obudowy Morskiej Stacji Kolektorowej HVAC o mocy 1620 MVA , z autonomicznym Power Grids Poland Sp. z o.o. w Łodzi [1]. do zainstalowania wewnątrz obudowy Morskiej Stacji Kolektorowej HVAC o mocy 1620 MVA , z autonomicznym systemem chłodzenia (niewymuszona cyrkulacja oleju ,radiatory poza wnętrzem obudowy platformy morskiej) , zaprosystemem chłodzenia (niewymuszona cyrkulacja oleju ,radiatory poza wnętrzem obudowy platformy morskiej) , zaprojektowana i wyprodukowana w fabryce ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. w Łodzi [1]. jektowana i wyprodukowana w fabryce ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. w Łodzi [1]. związane z respektowaniem w/w re- niem czterech jednostek OTM o mocy to w MSK do dyspozycji moc grupy dundancji w grupie OTM. Przykład 400 MVA każda, omówiono w [1]. Zało- OTM: 1200 MVA, wystarczająca dla zaschematu głównego poglądowego żono redundancję : jeden OTM/400 MVA silenia Morskiej Stacji Konwerterowej MSK o mocy 1600 MVA, z zastosowa- wyłączony czasowo z eksploatacji, +/- 362 kV o mocy do 1,1 GW.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

RYS. 3. "Offshorowe” Transformatory Mocy (OTM) w Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) 66 kV/220 kV [1].

RYS. 3. "Offshorowe” Transformatory Mocy (OTM) w Morskiej Kolektorowej (MSK) 66 kV/220 kV [1]. Rys.13.-„Offshorowe” Transformatory Mocy (OTM) w Morskiej Stacji Kolektorowej 66 kV/220 kV [1]. roboczy 1 - podłączenie trzech podłączenie trzech wstawek kablowych - jednożyłowych 66 kV (MSK) doStacji danej fazy (prąd do 4000 A)wsta; wek2kablowych - jednożyłowych 66 kV do danejprzepięć fazy (prądZnO roboczy 4000 A) ; kablowego 2 - przykład podłączenia ogranicznika ZnO - przykład podłączenia ogranicznika do do przyłącza transformatora , w celuprzepięć zachowania

kablowego transformatora, w celu zachowania minimalnej odległości ZnO(prąd od transformatora. 1do- przyłącza podłączenie trzech wstawek kablowych jednożyłowych 66 kV ogranicznika do danej fazy roboczy do 4000 A) ; minimalnej odległości ogranicznika ZnO od-transformatora. 2 - przykład podłączenia ogranicznika przepięć ZnO do przyłącza kablowego transformatora , w celu zachowania minimalnej odległości ogranicznika ZnO od transformatora.

RYS. 4. Przykład Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) o mocy 800 MVA : bez redundancji - dwa „Offshorowe”

Rys.Transformatory 4. Przykład Morskiej Stacji Kolektorowej o mocy; 800 MVA : bez redundancji - dwa „Offshorowe” Transformatory Mocy (OTM) o mocy(MSK) 400 MVA z respektowaniem redundancji - cztery OTM o mocy 270 Mocy MVA. (OTM) o mocy 400 MVA ; z respektowaniem redundancji - cztery OTM o mocy 270 MVA.

RYS. 4. Przykład Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) o mocy 800 MVA : bez redundancji - dwa „Offshorowe”

39MVA. URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020400 MVA ; z respektowaniem redundancji - cztery OTM o mocy 270 Transformatory Mocy (OTM) o mocy

Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) bazują na sprawdzonej technologii , doskonalonej od kilkudziesięciu lat , jednakże maksymalnie ograniczone gabaryty MSK , oraz warunki pracy GIS w warunkach morskich (zasolenie ; wilgotność ; duża odległość MSK od brzegu) wymuszają bardzo odpowiedzialny dobór tych urządzeń , z niezawodnością TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI Wpotrzeb EKSPLOATACJI porównywalną z tymi , jakie pracują w obwodach własnych elektrowni jądrowych. MTBF

Rys. 5. Przykład charakterystyki z wykresem parametru MTBF - czas między awariami danego typu GIS, zielony wykres dotyczy RYS. 5. Przykład charakterystyki z wykresem parametru MTBF - czas między awariami danego typu GIS , zielony MTBF w przypadku GIS typu ELK-04 produkcji ABB na napięcia 72,5 kV ...145 kV oraz 170 kV, obecnie MTBF = 2200 lat, dla okresu wykres dotyczy: 106.000 MTBFpolo-lat! w przypadku GIS typu ELK-04 produkcji ABB na napięcia 72,5 kV ...145 kV oraz 170 kV, eksploatacji obecnie MTBF = 2200 lat , dla okresu eksploatacji : 106.000 polo-lat ! .

2. Rozdzielnice wymagania w wzeMSK z napięciami roboczymi 66 kV zielonego 6) zaznaWażnym parametremGIS, doboru GIS dla MSK względu na niezawodnośc , jest koloru parametr MTBF(patrz (patrzRys. RYS. 5) , czyli konfiguracja pól, oraz 220typu kV w warunkach morskich, czono schemat pola GIS na napięcie czasoraz potwierdzony przez producentsa dla danego GIS . dostosowanych do specyfiki zwłaszcza że MSK są zwykle usytuowane = 300 kV (patrz Rys.jak 8), iaplikowane Konfiguracja GIS oprata o zoptymalizowane moduły , ułatwia zarówno badaniaUn wysokonapieciowe serwis GIS w pracy w Morskich Stacjach z znacznej odleglości od brzegu. Patrząc dla napięcia w MSK 220 kV lub 275 kV. w MSK z napięciami roboczymi 66 kV oraz 220 kV w warunkach morskich , zwłaszcza że MSK są zwykle usytuowane Kolektorowych dużych mocy. na fragment poglądowego schematu Obecnie najbardziej rozpowszechnioz znacznej odleglości od brzegu. Patrząc na fragment poglądowego schematu głównego MSK (patrz RYS. 6) , z Szybki rozwój technologii, związa- głównego MSK (patrz Rys. 6), z zasto- nym napięciem morskich kabli „eksporzastosowaniem GIS na napięcia Un = 72,5 kV oraz Un= 300 kV RYS.towych” 7 oraz jest RYS. zauważyć, ny z Morskimi Turbinami Wiatrowymi sowaniem GISz na napięcia Un (patrz = 72,5 kV 2208)kV,, można ale rozpoczęto już że spełnione jestobecnie wymaganie : odłączenie przepięć , na czas (MTW) już otworzył drogę dla przekładników oraz z Un= 300 kVnapięciowych (patrz Rys. 7 orazoraz Rys. ograniczników w MTW stosowanie trójżyłowych kabliprób zastosowań jednostek o mocy 12 MW. 8), można zauważyć, że spełnione jest „eksportowych” na ,wyższe napięcie, wysokonapięciowych w stacji MSK , z zastosowaniem trójpołożeniowego odłączniko-uziemnika czyli aparatu który Napięcie wyjściowe MTW obecwymaganie : odłączenie przekładniczyli 275 . w drugim położeniu jest zotwarty , a w trzecim położeniu styki ruchome są połączone ze kV stykiem stałym uziemiającym. nie wynosi 66 kV, ale jeszcze niedawno napięcie rozgałęzionej, morskiej sieci kablowej łączącej MTW wynosiło 33 kV. Rozdzielnice GIS, aplikowane w Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) bazują na sprawdzonej technologii, doskonalonej od kilkudziesięciu lat, jednakże maksymalnie ograniczone gabaryty MSK, oraz warunki pracy GIS w warunkach morskich (zasolenie ; wilgotność ; duża odległość MSK od brzegu) wymuszają bardzo odpowiedzialny dobór tych urządzeń, z niezawodnością porównywalną z tymi, jakie pracują w obwodach potrzeb własnych elektrowni jądrowych. Ważnym parametrem doboru GIS dla MSK ze względu na niezawodnośc, jest parametr MTBF (patrz Rys. 5), czyli czas potwierdzony przez producentsa dla danego typu GIS . Konfiguracja GIS oprata o zoptymalizowane moduły, ułatwia zarówno badania wysokonapieciowe jak i serwis GIS

ków napięciowych oraz ograniczników przepięć, na czas prób wysokonapięciowych w stacji MSK, z zastosowaniem trójpołożeniowego odłączniko-uziemnika, czyli aparatu który w drugim położeniu jest otwarty, a w trzecim położeniu styki ruchome są połączone ze stykiem stałym uziemiającym. Owalem koloru czerwonego (patrz Rys.6) wyodrębniono schemat pola transformatorowego „silnoprądowego” GIS na napięcie 72,5 kV typu ELK04 (patrz Rys. 7), we wnętrzu MSK na Morzu Północnym gdzie wyspecyfikowano podstawowe elementy funkcjonalne pola, zoptymalizowane dla MSK dużej mocy . „Silnoprądowe” pole GIS typu ELK-04 (patrz Rys. 7) zasila OTM o parametrach : napięcie dolne - 66 kV; napięcie górne - 220 kV ; moc do jednostki do 400 MVA. W przypadku OTM o mocy 400 MVA, prąd roboczy ELK-04 przy napięciu roboczym 66 kV wynosi 3500 A. Owalem

Konfiguracja pola ELK-14/300 zachowuje cechy funkcjonalne jak w przypadku GIS na napięcie 72,5 kV (patrz tekst wyżej), i umożliwia podłączenie dwóch morskich kabli „eksportowych” na napięcie 220 kV lub 275 kV na fazę. Nie chodzi tu o obciążalność kabla ( OTM 400 MVA, to prąd po stronie 220 kV o wartości : 1050 A), a o redundancję związaną z ilością (zapasem) „eksportowych” kabli morskich, ułożonych na dnie morza, zasilających stacje lądowe „onshore” dużych mocy na napięcia 220kV oraz 400 kV, zintegrowane z krajowym system energetycznym. Pole dopływowe w MSK, zasilane np. z 11 MTW (patrz Rys. 1), którego schemat zaznaczono owalem koloru niebieskiego (patrz Rys. 6), powinno być wyposażone w ograniczniki przepięć ZnO (patrz Rys. 9), z licznikami zadziałań ZnO, co pozwala kontrolować proces starzeniowy struktury chemicznej ZnO, ograniczający czas pracy tych urządzeń.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI 3. Wyprowadzenie mocy z Morskiej Turbiny Wiatrowej, konfiguracja pola GIS w aspekcie bezpieczeństwa obsługi, cyfrowe wykonanie urządzenia .

Obecnie budowane Morskie Farmy Wiatrowe (MFW) mają moc od 800 do 1400 MW i więcej. Jeśli dla uproszczenia przyjąć moc MFW np. 1200 MW oraz moc Morskiej Turbiny Wiatrowej (MTW) 12 MW, to na obszarze takiej MTW należy rozmieścić 100 jednostek MTW. Inwestorzy rozważają budowę kompleksów MTW na Bałtyku o mocy od 20 do 30 GW, a to oznacza instalację od 2.000 do 3.000 jednostek MTW. Jeśli zastosować pole GIS dla wyprowadzenia mocy z jednostki MTW (patrz Rys. 10), to takie pole składa się z co najmniej 4 oddzielnych przedziałów gazowych . W przypadku pracy 2.000 OTW w kompleksie MTW, pod napięciem 66 kV (a w przyszłości 110 kV) - 8.000 (osiem tysięcy) przedziałów gazowych! . Jeśli wziąć pod uwagę obszar kompleksu MTW ok. 4.000 km² oraz okresy sztormów na morzu (okres wiosenno-jesienny), to logicznym jest pytanie : jakie rozwiązania należy zastosować w przypadku powolnej utraty szczelności danego przedziały GIS (rozważany 30 letni okres eksploatacji GIS) .W takim wypadku ciśnienia gazu izolacyjnego w danym przedziale GIS może się zrównać z ciśnieniem atmosferycznym, czyli 0,1 MPa (ciśnienie absolutne)! Innowacyjne pole GIS typu ELK-04 H produkcji ABB, skonstruowane dla zakresu napięć od 72,5 kV do …145 kV (patrz Rys. 10), to urządzenie, jakie pozwala pozytywnie odpowiedzieć na powyższe pytanie, gdyż przez określony czas może pracować przy spadku ciśnienia do wartości 0,1 MPa (abs.), oraz Rys. 6. Fragment poglądowego schematu Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) z zastowyłączyć prąd roboczy OTW zRYS. napię-6. Fragment poglądowego schematu Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) z zastosowaniem GIS z Un=72,5 kV sowaniem z Un=72,5 kVMSK oraz GIS Un= 300220 kV,kV (napięcie ciem wyjściowym 66 kV o mocy oraz 12 MW, GIS z Un= 300 kVGIS , (napięcie pracy : 66 zkV oraz ) [1]. pracy MSK : 66 kV oraz równy 105 A. Inną zaletą techniczną pola 220 kV ) [1]. GIS typu ELK-04 H jest możliwość realizacji schematu głównego, gwarantującego wysoki poziom bezpieczeństwa obsługi, włączając naprawy serwiso- które mogą narazić izolację transforma- pewniające liniowy pomiar U/I w całym we gdyż zestaw aparatów zastosowa- tora podwyższającego zarówno od stro- zakresie pomiarowym! . nych w ELK-04 H umożliwia odłącze- ny OTW j jak i z obydwu kierunków od nie i uziemienie kabla 66 kV od strony strony „STRING”- ów. Trójpołożeniowe Wnioski transformatora podwyższającego ty- odłączniko-uziemniki pozwalają wyizo- Należy przewidzieć taką liczbę „Offpu WindSTAR, jak i dwóch kabli 66 kV, lować i uziemić wyłącznik ELK-04 H, co -shorowych” Transformatorów Mocy podłączonych do ELK-04 H, pracują- pozwala w bezpieczny sposób wykonać (OTM), oraz moc poszczególnych jedcych w „STRING”-u, z użyciem własnych np. okresowy przegląd komór gaszenio- nos-tek zainstalowanych na Platformie uziemników szybkich (patrz schemat wych tego aparatu. Z końcem 2020 roku Morskiej, aby w przypadku przeglądu Rys. 10) . Kable 66 kV podłączone do ELK- będzie dostępne wykonanie pola typu serwisowego lub naprawy na miej04 H są zabezpieczone ogranicznikami ELK-04 H w „wersji cyfrowej” (patrz Rys. scu zainstalowania OTM, była możliprzepięć ZnO, ze względu na przepięcia 10), gdzie w kompaktowym module ty- wość przesłania 100% maksymalnej generowane na skutek częstych udarów pu CP04 są zastosowane sensory napię- mocy generowanej w Morskiej Farpiorunowych w warunkach morskich, ciowe (U) oraz prądowe (I) klasy 0,2, za- mie Wiatrowej (MTW), za pośrednic-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Owalem koloru czerwonego (patrz RYS.6) wyodrębniono schemat pola transformatorowego „silnoprądowego” GIS na TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI napięcie 72,5 kV typu ELK-04 (patrz RYS. 7) , we wnętrzu MSK na Morzu Północnym. 1

RYS. 7. Przykład konfiguracji pola „silnoprądowego” GIS typu ELK-04 , na napięcie Un= 72,5 kV…145 kV (In=4000 A ; Isc=63 kA) w Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) , zasilającego „Offshorowy” Transformatorów Mocy Rys. 7. Przykład konfiguracji pola „silnoprądowego” GIS typu ELK-04, na napięcie Un= 72,5 kV…145 kV (In=4000 A ; Isc=63 kA) (OTM) o mocy 400Kolektorowej MVA [1]. (MSK), zasilającego „Offshorowy” Transformatorów Mocy (OTM) o mocy 400 MVA [1]. w Morskiej Stacji 1- ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych faz we wspólnej obudowie

1- 2ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych we wspólnej obudowie napęd odłączniko-uziemnika dla odłączenia ZnO faz od kabli 66 kV, a następie jego uziemienia 3napęd uziemnika szybkiego dla uziemienia kabli 66 kV, podłączonych do wspólnej szynyjego uziemienia 2- napęd odłączniko-uziemnika dla odłączenia ZnO od kabli 66 kV , a następie 4przekładnik napięciowy (VT) 3- napęd uziemnika szybkiego dla uziemienia kabli 66 kV , podłączonych do wspólnej szyny napęd odłączniko-uziemnika dla odłączenia VT od kabli a następnie jego uziemienia 4- 5przekładnik napięciowy (VT) 6- odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem 5- 7napęd odłączniko-uziemnika wyłącznik (72,5 kV/4000 A/63 kA)dla odłączenia VT od kabli a następnie jego uziemienia 6- 8,9,10 odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem - przedziały dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę, w sumie 9 kabli) 7- wyłącznik (72,5 kV/4000 A/63 kA) 8,9,10 - przedziały dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę , w sumie 9 kabli)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

„eksportowych” jest 220 kV , ale rozpoczęto już w MTW stosowanie trójżyłowych kabli „eksportowych” na wyższe napięcie , czyli 275 kV .

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

ZnO

FAES

BB DS/ES

DS/ES

VT DS/ES VT

Dwa kable na fazę (2 x 220 kV)

Rys. 8. Konfiguracja kompletnego pola rozdzielnicy na napięcie Un =300 kV w izolacji gazowej, typu ELK-14/300 stosowana w Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) z napięciami roboczymi 220 kV lub 275 kV [1]. RYS. 8. Konfiguracja kompletnego pola rozdzielnicy na napięcie Un =300 kV w izolacji gazowej , typu ELK-14/300 1- przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik stosowana w Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) z napięciami roboczymi 220 kV lub 275 kV [1]. 2- odłączniko-uziemnik zintegrowany z VT 3- ogranicznik przepięć ZnO podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik 1-4-przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik odłączniko-uziemnik zintegrowany z ZnO 2-5-odłączniko-uziemnik zintegrowany VTdo jednej fazy podłączenie dwóch kabli 220 kV lub 275z kV

3- ogranicznik przepięć ZnO podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik 4- odłączniko-uziemnik1 zintegrowany2z ZnO 5- podłączenie dwóch kabli 220 kV lub 275 kV do jednej fazy

Konfiguracja pola ELK-14/300 zachowuje cechy funkcjonalne jak w przypadku GIS na napięcie 72,5 kV (patrz tekst wyżej) , i umożliwia podłączenie dwóch morskich kabli „eksportowych” na napięcie 220 kV lub 275 kV na fazę. Nie chodzi tu o obciążalność kabla ( OTM 400 MVA , to prąd po stronie 220 kV o wartości : 1050 A) , a o redundancję związaną z ilością (zapasem) „eksportowych” kabli morskich , ułożonych na dnie morza , zasilających stacje lądowe „onshore” dużych mocy na napięcia 220kV oraz 400 kV , zintegrowane z krajowym system energetycznym. Pole dopływowe w MSK , zasilane np. z 11 MTW (patrz RYS. 1) , którego schemat zaznaczono owalem koloru niebieskiego (patrz RYS. 6) , powinno być wyposażone w ograniczniki przepięć ZnO (patrz RYS. 9), z licznikami zadziałań ZnO , co pozwala kontrolować proces starzeniowy struktury chemicznej ZnO , ograniczający czas pracy tych urządzeń. 3

Rys. 9. Przykład wielopolowej rozdzielnicy w izolacji gazowej typu ELK-04, Un = 72,5 kV, w Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) dużej mocy, zainstalowanej po stronie 66 kV „Offshorowego” Transformatora Mocy (prąd szyn zbiorczych 4000 A prąd wyłączalny 9. Przykład wielopolowej rozdzielnicy w izolacji gazowej typu ELK-04 , Un = 72,5 kV , w Morskiej Stacji 63 kA) RYS. [1]. 1- napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika typu HMB Kolektorowej (MSK) dużej mocy , zainstalowanej po stronie 66 kV „Offshorowego” Transformatora Mocy (prąd szyn 2- szafyzbiorczych sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 4000 A prąd wyłączalny 63 kA) [1]. 3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 4- liczniki ograniczników ZnO w poszczególnych fazach 1- zadziałań napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika typu HMB 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych

2- szafy sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 4- liczniki zadziałań ograniczników ZnO w poszczególnych fazach 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

3. Wyprowadzenie mocy z Morskiej Turbiny Wiatrowej , konfiguracja pola GIS w aspekcie bezpieczeństwa

od strony OTW j jak i z obydwu kierunków od strony „STRING”- ów. Trójpołożeniowe odłączniko-uziemniki pozwalają wyizolować i uziemić wyłącznik ELK-04 H , co pozwala w bezpieczny sposób wykonać np. okresowy przegląd komór gaszeniowych tego aparatu. Z końcem 2020 roku będzie dostępne wykonanie pola typu ELK-04 H w „wersji cyfrowej” (patrz Rys. 10) , gdzie w kompaktowym module typu CP04 są zastosowane sensory napięciowe (U) TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI oraz prądowe (I) klasy 0,2 , zapewniające liniowy pomiar U/I w całym zakresie pomiarowym ! .

Rys. 10. Innowacyjne urządzenia produkcji produkcji ABB, przeznaczone dla wyprowadzenia mocy z Morskiej Turbiny Wiatrowej (MTW) RYS. 10. Innowacyjne urządzenia ABB , przeznaczone dla wyprowadzenia mocy z Morskiej Turbiny o mocy 10 - 12 MW, podłączonej napięciem 66 kV [1]. Wiatrowej (MTW) o mocydo 10kabla - 12 morskiego MW , podłączonej do roboczym kabla morskiego napięciem roboczym 66 kV [1]. 1- transformator podwyższający 66 kV/ 3,3 kV typu WindSTAR, z biodegradowalną cieczą izolacyjną (w przypadku morskiej turbiny 12 1MW,transformator moc transformatora WindStar66- 14 MVA) podwyższający kV/ 3,3 kV typu WindSTAR , z biodegradowalną cieczą izolacyjną (w przypadku 2- pole rozdzielnicy GIS, Un12 = 72,5 typutransformatora ELK-04 H, z horyzontalnym położeniem morskiej turbiny MWkV , moc WindStar - 14 MVA) komór gaszeniowych wyłącznika 2- pole rozdzielnicy GIS , Un = 72,5 kV typu ELK-04 H , z horyzontalnym położeniem komór gaszeniowych wy3- sensoryłącznika napięciowe (U) w module CP04 dla cyfrowego wykonania pola GIS typu ELK-04 H 4- sensory prądowe (I) w module (cewkiCP04 Rogovskiego). 3- sensory napięciowe (U) CP04 w module dla cyfrowego wykonania pola GIS typu ELK-04 H 4- sensory prądowe (I) w module CP04 (cewki Rogovskiego).

twem pozostałych pracujących OTM. utrudniony dostęp oraz trudne warun- MPa (abs). Czas testu : 60 sekund. WyWNIOSKI Producent grupy OTM, zainstalowa- ki eksploatacji (duża wilgotność oraz magany jest również specjalny test łąnych we wspólnej obudowie Morskiej zasolenie otaczającego powietrza ), re- czeniowy, polegający na skutecznym przewidzieć takąjest liczbę „Offshorowych” Transformatorów (OTM), moc poszczególnych jednosStacjiNależy Kolektorowej (MSK), odpokomendowana liczba „polaMocy x lata” dla oraz wyłączeniu dopuszczalnego prądu rotek zainstalowanych Platformie , aby w przypadku przeglądu serwisowego lub naprawy na miejscu zainstawiedzialny za konstrukcję,nadobór, orazMorskiej danego typu GIS powinna być równa boczego, i wartość tego pądu dopuszlowania OTM , była możliwość 100%od maksymalnej mocy generowanej w Morskiej Farmie Wiatrowej uruchomienie urządzeń wymuszają-przesłania lub większa 60.000 lat (sześćdziesiąt czalnego należy określić odpowied, za pośrednictwem pozostałychtysięcy pracujących cych (MTW) obieg oleju transformatorowego, „polo x OTM. lat”), i dla tej wartości lub nimi próbami laboratoryjnymi, także oraz elementów łączących kadź OTM dla wartości wyższej producent GIS po- w przypadku spadku ciśnienia w koProducent grupy OTM , zainstalowanych we wspólnej obudowie Morskiej (MSK) , wyłącznika, jest odpowiez systemem chłodzenia, wyposażonym winien potwierdzić parametr MTBF.Stacji Kolektorowej morze gaszeniowej do podzialny zwykle za konstrukcję , dobór ,na oraz Producenci uruchomieniepól urządzeń wymuszających obieg olejuciśnienia transformatorowego , oraz tzn. w chłodnice, zainstalowane GIS przeznaczonych ziomu atmosferycznego, zewnątrz obudowy MSK. do instalacji w zespole Morskiej Turbi- do 0,1 MPa (abs). Tylko dobrze sprawdzona konstrukcja ny Wiatrowej (MTW), przekazujących Dr inż. Aleksander Gul rozdzielnic z izolacją gazową (GIS) może generowaną moc w MTW do MorABB Power Grids Poland Sp. z o.o. zostać zaaprobowana w przypadku za- skiej Stacji Kolektorowej (MSK), powinekspert SEP, członek PKWSE stosowań GIS w Morskich Stacjach Ko- ni wyznaczyć laboratoryjnie poziom lektorowych (MSK), co należy potwier- wytrzymałość izolacji GIS, podnosząc Literatura: dzić referencjami, związanymi z pracą to napięcie o częstotliwości sieciowej, [1] A. Gul, „Innowacyjne rozwiązania zaGIS w MSK . Wymiernym wskaźnikiem znacząco powyżej napięcia roboczego stosowane w Kompleksie Morskich Farm tych referencji jest parametr MTBF, tzn. (obecnie napięcie wyjściowe z MTW: 66 Wiatrowych Wielkiej Mocy, z uwzględnieliczba pól GIS w eksploatacji pomno- kV ), i ten test wysokonapięciowy nale- niem wymagań dla zabezpieczenia morżona przez czas ich eksploatacji („pola ży wykonać dla wszystkich przedziałów skiej sieci kablowej prądu stałego” . Stux lata”), podzielona przez liczbę awarii gazowych GIS w przypadku obniżenia dium rozmieszczone na stronie SEP, 2019. powodujących przerwę w eksploatacji ciśnienia gazu izolacyjnego do warto- [2] DNV-GL Raport No.:113799-UKBRn danego typu pola GIS . Ze względu na ści ciśnienia atmosferycznego, tj. do 0,1 -R02,Rev.2

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV, ze szczególnym uwzględnieniem prób WYMAGANIA DLA URZĄDZEŃ ŁĄCZENIOWYCH W SCHEMACIE GŁÓWNYM MORSKIEJ STACJI TRANSFOMATOROWEJ (KOLEKTOROWEJ) 66 kV/220 kV , ZE SZCZEGÓLNYM WN orazPRÓB ochrony antyprzepięciowej UWZGLĘDNIENIEM WN ORAZ OCHRONY ANTYPRZEPIĘCIOWEJ . Dr inż. Aleksander ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. ekspert SEP , członek PKWSE

WSTĘP Wstęp czych na nabrzeżu portowym, gdyż jej posadowienie w morzu, pokazano Morska Stacja Transformatorowa , częściej nazywana Morską Stacją Kolektorową (MSK) , zwykle podwyższająca Morska Stacja Transformatorowa, czę- takie próby ma morzu są czasochłon- na Rys. 1. To widok kompletnej, Morskiej napięcie z 66 kV do 220 kV dużej mocy (moc grupy „Offshorowych” Transformatorów od 800 do …1600 MVA) , to ściej nazywana Morską Stacją Kolek- ne i trudne w realizacji. To, że poszcze- Stacji Konwerterowej +/- 320 kV produkobiekt odpowiedzialny skomplikowanygólne technicznie. Normalną praktyką kompletne MSK w torową (MSK), zwykle ipodwyższająca komponenty wyposażenia MSK jest cji ABB, o mocy 924wyposażenie MW. urządzenia elektryczne włączając Mocy (OTM) Funkcjonalne , zazwyczaj na odpowiednio przygotonapięcie z 66 kV do ,220 kV dużej„Offshorowe” mo- poddanoTransformatory próbom WN (próby fabryczwymagania dla pól GIS cy (moc grupyportowym „Offshorowych” komponentów) nie zwalnia wyko-jej „TOP-Unit” zostaną przedstawione oparciu o po-ton) , wanym nabrzeżu , gdyżTransz tegonemiejsca kompletna MSKzalbo (średnia wwaga 5.000 formatorów od 800 …1600instalacji MVA), to nanania prób WN kompletnie wyposażo- glądowy schemat Morskiej Stacji Kolekjest transportowana na do miejsce morzu , przy użyciu specjalistycznych statków transportowo-montażowych. obiekt odpowiedzialny i skomplikowanejwMSK. W referacie będzie analizowatorowej (MSK), patrz Rys. 2.,,gdzie cztery Po zakończeniu montażu kompletu urządzeń MSK , stacja powinna przejść próby wysokonapięciowe dopuszczające ny technicznie. Normalną praktyką jest ny poglądowy schemat główny MSK, „Offshorowe” Transformatory Mocy 400 ten obiekt do eksploatacji . Z praktycznych względów dopuszcza się wykonanie prób zdawczo odbiorczych na nabrzeżu kompletne wyposażenie MSK w urzą- oraz konfiguracja pól rozdzielnic w izo- MVA/66kV/220 kV z atonicznym systeportowym gdyż takiewłączając próby ma morzulacji są gazowej czasochłonne i trudne w realizacji . Tochłodzenia , że poszczególne dzenia ,elektryczne, „Offsho(GIS), zoptymalizowanych mem (patrz Rys. 3),komponenty oraz powyposażenia MSK poddano próbom WN (próby komponentów) nie zwalnia z wykonania prób WN kompletrowe” Transformatory Mocy (OTM), zarównieżfabryczne ze względu na przeprowadzela rozdzielcze GIS są rozmieszczone we nie wyposażonej MSK. W przygotowareferacie będzie poglądowy schemat wnętrzu główny pojedynczej MSK , orazobudowy konfiguracja zwyczaj na odpowiednio nie analizowany prób WN w stacji MSK, w możliwie MSK, pól nym nabrzeżu portowym, gdyż z tego najkrótszym czasie,również oraz z zachowana platformie morskiej. rozdzielnic w izolacji gazowej (GIS) , zoptymalizowanych ze względu posadowionej na przeprowadzenie prób WN w stacji miejsca kompletna MSK albo jej „TOPniem wymagań bezpieczeństwa podObecnie Maksymalna moc generowana MSK , w możliwie najkrótszym czasie , oraz z zachowaniem wymagań bezpieczeństwa podczas wykonywania tych -Unit” (średnia waga 5.000 ton), jest czas wykonywania tych niełatwych w pojedynczym „STRINGU” 66 kV (patrz niełatwych i odpowiedzialnych prac. transportowana na miejsce instalacji i odpowiedzialnych prac. Rys. 2) może osiągać wartość 120 MW, na morzu, przy użyciu specjalistyczw przyszłości nawet 200 MW. Na anali1. Pola natransportowo-montażonapięcia Un = 72,5 kV oraz Un(GIS) = 300 , dostosowane do zowanym funkcjonalnych wymagań nych(GIS) statków 1. Pola nakV napięcia Un schemacie (MSK) 1600Morskiej MVA Stacjiwych. Kolektorowej (MSK) dużejkommocy.= 72,5 kV oraz Un = 300 kV, Po zakończeniu montażu /66 kV/220 kV, pokazano podłączenie pletu urządzeń w MSK, stacja powinna dostosowane do funkcjonalnych 16 „STRING” -ów, po 4 do każdej sekcji przejść próby wysokonapięciowe, do- Stacji wymagań Morskiej Stacji Zastosowanie Sposób transportu kompletnej , Morskiej Konwerterowej HVDC , oraz jejszyn. posadowienie w czterech morzu , jednostek pokazano na puszczające ten obiekt do eksploatacji. Kolektorowej (MSK) dużej mocy. OTM 400 MVA/66 kV/220 kV jest związaRYS. 1. To widok kompletnej , Morskiej Stacji Konwerterowej +/- 320 kV produkcji ABB , o mocy 924 MW. Z praktycznych względów dopuszcza Sposób transportu kompletnej, Mor- ne z założeniem, że w przypadku odstasię wykonanie prób zdawczo odbior- skiej Stacji Konwerterowej HVDC, oraz wienia jednego z transformatorów, trzy

Rys. 1. Widok platformy DolWin-2 ze Stacją Konwerterową HVDC, z kompletem wyposażenia produkcji ABB o mocy 924 MW (masa

ok. 20.000 ton) [1].DolWin-2 ze Stacją Konwerterową HVDC, z kompletem wyposażenia produkcji ABB o RYS.platformy 1. Widok platformy mocy 924 MW (masa platformy ok. 20.000 ton) [1].

Funkcjonalne wymagania dla pól GIS zostaną przedstawione w oparciu o poglądowy schemat Morskiej 45Stacji URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020 Kolektorowej (MSK) , patrz RYS. 2 . , gdzie cztery „Offshorowe” Transformatory Mocy 400 MVA/66kV/220 kV z atonicznym systemem chłodzenia (patrz RYS. 3) , oraz pola rozdzielcze GIS są rozmieszczone we wnętrzu pojedynczej

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI pozostałe będą w stanie zasilić pobli- blowych GIS typu ELK-04 (Un = 72,5 kV) ską Stację Konwertero wą HVDC o mo- można podłączyć 9 kabli (patrz Rys. 4), cy 1000 – 1100 MW. Do OTM / 400 MVA co dopuszcza obciążenie pola prądem po stronie 66 kV podłączono ka- roboczym doMVA/66 4000 A. W celu ułatwieszyn. Zastosowanie czterechtrzy jednostek OTM 400 kV/220 kV jest ble jednożyłowe na fazę (patrz Rys. 2), nia prób zdawczoodbiorczych padku odstawienia jednego z transformatorów , trzy pozostałe będą (próby w stanie w rezultacie do trzech przedziałów ka- WN/50Hz/60s kompletnie zmontowa-

nej MSK) ograniczniki przepięć ZnO, oraz przek-ładniki napięciowe VT na napięciu 66 kV oraz 220 kV, są podłączone poprzez związane z trójpołożeniowy założeniem , że odłączniw przyko-uziemnik (patrzStację Rys. 2;KonwerteroRys. 4; Rys. zasilić pobliską 5), co eliminuje konieczność demon-

Rys. 2. Schemat poglądowy Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) 66 (MSK) kV/220 kV sumaryczną transformatorów 1600 MVA, zasiRYS. 2. Schemat poglądowy Morskiej Stacji Kolektorowej 66zkV/220 kV zmocą sumaryczną mocą transformatorów lanej „STRINGÓW” 66 kV, przewidzianej dla zasilania konwerterowej o mocy 1000 MW, lub stacji lądowej 1600z 16 MVA , zasilanej z 16 „STRINGÓW” 66 kV stacji , przewidzianej dla HVDC zasilania stacji konwerterowej HVDC napięcia o mocy przemiennego 220/400 kV krajowego systemu mocy [1]. 220/400 kV krajowego systemu mocy [1]. 1000 MW, lub stacji lądowej napięcia przemiennego

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI tażu tych komponentów GIS na czas prób, skutkującego koniecznością odpompowania gazu izolacyjnego z danego przedziału GIS, następnie wytworzenia próżni przed ponownym napełnieniem gazem. W przypadku pola ELK-04 zasilającego transformator 400 MVA (patrz Rys. 2 oraz

Rys. 4) przekładnik napięciowy VT jest odłączany z obydwu stron, po otwarciu odłączniko-uziemników 5 oraz 6, a następnie uziemiany. Po stronie 220 kV transformatorów 400 MVA, zastosowano pola rozdzielnicy GIS typu ELK-14/300 z wyłącznikami In = 4000 A; Isc = 63 kA (patrz Rys. 2 oraz Rys. 5).

Do pól GIS typu ELK-14/300 wyprowadzających moc z MSK, są podłączone dwa morskie kable „eksportowe” 220 kV na fazę, aby w przypadku uszkodzenia jednego z nich, odłączyć uszkodzony kabel od GIS, a nie uszkodzonym kontynuować przesył energii w takiej ilości, aby Stacja Kolektorowa mogła przekazać maksymalną moc generowaną w Moeskiej Farmie Wiatrowej. Powszechnie wiadomo, że najbarzmiany w strukturze chemicznej ZnO , ze względu tzw. „starzenie elementem elektryczne” , związane dziejna awaryjnym urzą- ze skumulowan częstych wyładowań silnoprądowych. dzeń łączeniowych są ich napędy, zwłaszcza pracujące w warunkach otoczenia z4 wilgotnym i6 zasolonym 1 3 2 7 powietrzem. Napędy hydrauliczno-sprężynowe typu HMB stosowane w wyłącznikach GIS na napięcia 72,5 kV … 550 kV (patrz Rys. 6), wyróżniają się wysoką niezawodnością w porównaniu z innymi typami napędów, co potwierdza parametr MTBF, czyli odstęp czasowy od awarii do awarii, który dla napędów typu HMB wynosi 300 lat. Konstrukcja napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB została sprawdzona z bardzo dobrym rezultatem w przypadku GIS z Un: 72,5 kV; 220 kV; 275 kV oraz 400 kV, Rys. 3. Widok „Offshorowego” Transformatora Mocy (OTM) z autonomicznym systeeksploatowanych w MSK, rozmieszczoRYS. 3. Widok „Offshorowego” Transformatora Mocy (OTM) z autonomicznym systemenm chłodzenia transformenm chłodzenia transfor-matora (radiatory na zewnątrz stacji), jednostka bez wennych na Platformach Morskich.

matora (radiatory na zewnątrz stacji) , jednostka wentylatorów , oraz bez wymuszonego obiegu tylatorów, oraz obiegu oleju transfor-matorowego [1]. miany w strukturze chemicznej ZnObez , ze wymuszonego względu na tzw. bez „starzenie elektryczne” , związane ze skumulowaną energią oleju transformatorowego [1]. silnoprądowych. 8 9 10 ęstych wyładowań

wą HVDC o mocy 1000 – 1100 MW. Do OTM / 400 MVA po stronie 66 kV podłączono trzy kable jednożyłowe 7 4 1 3 1 2 2) , w rezultacie 4 7 GIS typu ELK-04 (Un = 72,5 kV) można 6 na fazę (patrz RYS. do3trzech przedziałów kablowych podłączyć 9 kabli (patrz RYS. 4) , co dopuszcza obciążenie pola prądem roboczym do 4000 A. W celu ułatwienia prób dawczo-odbiorczych (próby WN/50Hz/60s kompletnie zmontowanej MSK) ograniczniki przepięć ZnO , oraz przekadniki napięciowe VT na napięciu 66 kV oraz 220 kV , są podłączone poprzez trójpołożeniowy odłączniko-uziemnik patrz RYS. 2 ; RYS. 4 ; RYS. 5 ) , co eliminuje konieczność demontażu tych komponentów GIS na czas prób , kutkującego koniecznością odpompowania gazu izolacyjnego z danego przedziału GIS, następnie wytworzenia próżni przed ponownym napełnieniem gazem . W przypadku pola ELK-04 zasilającego transformator 400 MVA (patrz RYS. 2 oraz RYS. 4 ) przekładnik napięciowy VT jest odłączany z obydwu stron , po otwarciu odłączniko-uziemników 5 oraz 6 , a następnie uziemiany. Po stronie 220 kV transformatorów 400 MVA , zastosowano pola rozdzielnicy GIS ypu ELK-14/300 z wyłącznikami In = 4000 A ; Isc = 63 kA (patrz RYS. 2 oraz Rys. 5) . Do pól GIS typu ELK-14/300 wyprowadzających moc z MSK , są podłączone dwa morskie kable „eksportowe” 220 kV na fazę , aby w przypadku uszkodzenia jednego z nich , odłączyć uszkodzony kabel od GIS , a nie uszkodzonym kontynuować przesył energii w akiej ilości , aby Stacja Kolektorowa mogła przekazać maksymalną moc generowaną w Moeskiej Farmie Wiatrowej. Powszechnie wiadomo , że najbardziej awaryjnym elementem urządzeń łączeniowych są ich napędy , zwłaszcza pracuące w warunkach otoczenia z wilgotnym i zasolonym powietrzem . Napędy hydrauliczno-sprężynowe typu HMB tosowane w wyłącznikach GIS na napięcia 72,5 kV … 550 kV (patrz RYS. 6) , wyróżniają się wysoką niezawodnością w porównaniu z innymi typami napędów , co potwierdza parametr MTBF , czyli odstęp czasowy od awarii do awarii , który dla napędów typu HMB wynosi 300 lat . Konstrukcja napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB została 9 10 prawdzona z bardzo dobrym 8rezultatem w przypadku GIS z Un : 72,5 kV ; 220 kV ; 275 kV oraz 400 kV , eksploato6 5 wanych w MSK , rozmieszczonych na Platformach Morskich . RYS. 4. Przykład konfiguracji „silnoprądowego” pola 72,5 kV (In = 4000 A ; Isc = 63 kA) rozdzielnicy Rys. 4. Przykład konfiguracji „silnoprądowego” pola 72,5 kV (In = 4000 A; Isc = 63 kA) rozdzielnicy gazowej 7 4 1 typu ELK-04 w Morskiej StacjiTransformatorów Kolektorowej (MSK) typu ELK-04 w Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) dla3 zasilania „Offshorowych” Mocydla zasilania „Offshorowych” Transformatorów 2. Rozmieszczenie ograniczników przepięć ZnO w Morskiej400 Stacji Kolektorowej (MSK) , ze względu na skuMVA/66 kV/220 kV [1] . 400 MVA/66 kV/220 kV [1]. eczną ochronę urządzeń od przepięć , zwłaszcza generowanych przez częste wyładowania piorunowe. 1- ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych faz we wspólnej obudowie 1- ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych faz we wspólnej obudowie 2- napęd odłączniko-uziemnika dla odłączenia ZnO od kabli 66 do kV, rozwiązania a następiedla jego uziemienia 2- zagadnieniem napęd odłączniko-uziemnika odłączenia ZnO od kabli W Morskich Farmach Wiatrowych (MFW) szczególnie ważnym jest właściwy dobór , 66 kV , a następie jego uziemienia 3- napęd uziemnika szybkiego dla uziemienia 66 kV,uziemnika podłączonych do wspólnej 3- napęd szybkiego dla uziemienia kabli 66 kV , podłączonych do wspólnej szyny oraz miejsce zainstalowania ograniczników przepięć ZnO. Nakabli schemacie poglądowym Morskiej Stacjiszyny Kolektorowej 4- przekładnik napięciowy (VT) zainstalowania4-ograniczników przekładnik napięciowy (VT) . MSK są narażone na MSK) , patrz RYS. 2 , zasugerowano miejsca przepięć ZnO 5- od napęd odłączniko-uziemnika dla w odłączenia od kabli a następnie jego uziemienia 5napęd odłączniko-uziemnika odłączenia VT kabli a następnie jego uziemienia zybko zmienne przepięcia , generowane w dla rezultacie wielokrotnych udarów piorunowych MorskieVTTurbiny odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem 6- odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem Wiatrowe (MTW) albo w metalowe komponenty obudowy MSK6-. Wyładowania piorunowe w obszarach morskich , są 7- ,wyłącznik (4000 A/63 Transformatory kA) (4000 A/63 kA) niebezpiecznie 7dlawyłącznik wszystkich urządzeń , zainstalowanych w MSK jak : „Offshorowe” Mocy (OTM) 8,9,10 - przedziały dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę , w sumie 9 kabli) 8,9,10 dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę, wprzyłącza sumie 9 kabli) komponenty GIS , a -wprzedziały szczególności przekładniki pomiarowe oraz rozłączne kablowe tupu wtykowego. ednym z elementów oceny gotowości GIS do pracy , jest kontrola stanu ograniczników przepięć ZnO , zainstalowanych w oddzielnym przedziale GIS, i z tego powodu w MSK zaleca się zastosować liczniki aktywacji ZnO (patrz RYS. 7) , a dane z tych urządzeń pozwalają ocenić okres jakim należy wymienić ZnO , ze względu na prawdopodobne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

ZnO

ZnO FAES

BB DS/ES

DS/ES

FAES

DS/ES

Dwa kable na fazę (2 x 220 kV)

VT DS/ES VT

CB CT

VT DS/ES VT

Dwa kable na fazę (2 x 220 kV)

RYS. 5. Konfiguracja kompletnego pola rozdzielnicy 220 kV w izolacji gazowej Typu ELK-14/300 stosowana w Morskich Stacjachkompletnego Kolektorowych prądu 220 przemiennego Rys. 5. Konfiguracja pola(MSK) rozdzielnicy kV w izolacjiHVAC gazowejdużej Typumocy. ELK-14/300 stosowana w Morskich Stacjach Ko1przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik RYS. 5. Konfiguracja lektorowych (MSK) prądu kompletnego przemiennegopola HVACrozdzielnicy dużej mocy. 220 kV w izolacji gazowej Typu ELK-14/300 stosowana w odłączniko-uziemnik zintegrowany z VT 1-2-przekładnik napięciowy (VT) podłączony do prądu GIS poprzez odłączniko-uziemnik Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) przemiennego HVAC dużej mocy. 3ogranicznik przepięć ZnO podłączony poprzez odłączniko-uziemnik 2- odłączniko-uziemnik zintegrowany z VT do GIS 1przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik odłączniko-uziemnik zintegrowany z ZnO 3-4-ogranicznik przepięć ZnO podłączony do 2odłączniko-uziemnik zintegrowany z GIS VTpoprzez odłączniko-uziemnik 5podłączenie dwóch kabli 220 kV do jednej fazy 4- odłączniko-uziemnik zintegrowany z ZnO

3- ogranicznik przepięć ZnO podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik 5- podłączenie dwóch kablizintegrowany 220 kV do jednej fazy 4odłączniko-uziemnik z ZnO 5- podłączenie dwóch kabli 220 kV do jednej fazy

Rys. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB, przystosowanych do dłuRYS. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB , przystosogotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK).

wanych do długotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK).

2. Rozmieszczenie niem do rozwiązania jest właściwy do- piorunowych w Morskie Turbiny Wiaograniczników przepięć ZnO bór, oraz miejsce napędów zainstalowania ogra- trowe (MTW) albo metalowe komRYS. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność hydrauliczno-sprężynowych typuwHMB , przystosow Morskiej Stacji Kolektorowej niczników przepięć ZnO. Na schemacie ponenty obudowy MSK. Wyładowania wanych do długotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK). (MSK), ze względu na skuteczną poglądowym Morskiej Stacji Kolektoro- piorunowe w obszarach morskich, są ochronę urządzeń od przepięć, wej (MSK), patrz Rys. 2, zasugerowano niebezpiecznie dla wszystkich urzązwłaszcza generowanych przez miejsca zainstalowania ograniczników dzeń, zainstalowanych w MSK, jak: „Ofczęste wyładowania piorunowe. przepięć ZnO. MSK są narażone na fshorowe” Transformatory Mocy (OTM) W Morskich Farmach Wiatrowych (MFW) szczególnie ważnym zagadnie-

szybko zmienne przepięcia, generowane w rezultacie wielokrotnych udarów

komponenty GIS, a w szczególności przekładniki pomiarowe oraz rozłącz-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI 1

Rys. 7. Przykład wielopolowej rozdzielnicy w izolacji gazowej typu ELK-04, zainstalowanej w morskiej Stacji Kolektorowej HVAC wielkiej mocy po stronie 66 kV (prąd szyn zbiorczych 4000 A prąd wyłączalny 63 kA) [1] RYS. 7. Przykład wielopolowej rozdzielnicy 1- napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika typu HMB w izolacji gazowej typu ELK-04 , zainstalowanej w morskiej Stacji Kolektorowej HVAC wielkiej mocy po stronie 66 kV (prąd szyn zbiorczych 4000 A prąd wyłączalny 63 kA) [1] 2- szafy sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 1- zadziałań napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika fazach typu HMB 4- liczniki ograniczników ZnO w poszczególnych 2- szafy sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych

3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 4- liczniki zadziałań ograniczników ZnO w poszczególnych fazach 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych

Morska Stacja Kolektorowa (MSK) dużej mocy jest obecnie zasilana ze 100 - 120 Morskich Turbin Wiatrowych o mocy 10 MW , a niedługo z jednostek o mocy 12 MW. To rozproszone źrodla generaji energii - względnie małej mocy ( w porównaniu z genratorami elektrownianymi) , a dodatkowo energia jest z nich przekazywana do MSK poprzez względnie długie połączenia kablowe , czyli połączenia o dużej pojemności własnej . Do „Offshorowych” Transformatorów Mocy (OTM) po stronie 220 kV są podłączone morskie kable „eksportowe” ( 30 ….60 km !) , zwykle z kompensacją strat mocy biernej. W takim systemie przekazywania dużych mocy , należy brać pod uwagę złożone przebiegi słabo tłumionych stanów przejściowych. Dla przykładu pokzano oscylogram z próby typu GIS , polegajacej na wyłączeniu prądu dławika dużej mocy , patrz RYS. 8 , z zatem komponentu stosowanego dla kompenscji strat w dużej pojemności połączeń kablowych na terytorium MFW. W przypadku zwarcia doziemnego pojemność danego kabla jest „zwarta” ale do tego kabla nadal jest podłączony dławik kompemnsacyjny , i przebieg słabotłumionych oscylacji napięcia powrotnego TRV , pokazany na RYS. 8 - nie jest daleki o rzeczywistości . Jeśli w komorze wyłącznika nastąpi zapłon ponowny , i to nie z poowodu bardzo dużej wartości wyłączonego porądu ( zwykle kikaset amper ) a z powodu np. słabotłumionego przebiegu napięcia powrotngo TRV (patrz RYS. 8) , to generacja bardzo wysokich przepięć w sieci MFW będzie występowala z bardzo dużym prawdopodobieństwem , i w takiej sytuacja pobudzenie do działania ogranicznikow ZnO może zapobiedz uszkodzeniu izolacji podstawowych komponentów MSK oraz kabli morskich WN To bezpośredni powód sugestii autora , aby nie oszczędzać na stosowaniu ograniczników przepięć ZnO, i stosować je z bezpośrednim sąsiedztwie OTM , zarówno po stronie niskiego jak i wysokiego napięcia (patrz RYS. 2) , oraz zintegrować ZnO ze wszystkimi przyłączmi kablowymi - rozłącznymi GIS typu wtykowego. Tak duża ilość ogranicznikow przepięć ZnO w wzglednie złożonym schamacie MSK , utrudnia przeprowadzenie prób WN takiego kompletnie zmontowanego obiektu , ale zastosowanie trójpołożeniowych , zintegrowanych aparatów w postaci odłączniko-uziemników , porzez które ZnO podłączono do innych elementow MSK (patrz RYS. 2) , znakomicie ułatwia

Rys. 8 Przykład przebiegu słabo tłumionego napięcia powrotnego TRV, po wyłączeniu prądu obiążenia dławika kompensacyjnego [2]. RYS. 8 Przykład przebiegu słabo tłumionego napięcia powrotnego TRV , po wyłączeniu prądu obiążenia dławika kompensacyjnego [2]. wykonanie tych niezbednych prac przed uruchomieniem MSK . Prawidlowo dobrane oraz zamontowane ograniczniki

URZĄDZENIA ENERGETYKI przepięćDLA ZnO mogą kilkukrotnie2/2020 przedlużyć czas życia izolacji wszystkich komponentów Morskiej Stacji Kolektorowej. 3. Szybkie wyłączniki stosowane w GIS dla Morskich Stacji Kolektorowych (MSK) , wymaganie uzasadnione

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Rys. 9 Potwierdzenie krótkiego, całkowitego czasu wyłączenia zwarcia, charakteRystyczna cecha wyłączników GIS produkcji ABB, stosowanych w Morskich Stacjach Kolektorowych dużych mocy [3]. RYS. 9 Potwierdzenie krótkiego , całkowitego czasu wyłączenia zwarcia , charakterystyczna cecha wyłączników GIS produkcji ABB , stosowanych w Morskich Stacjach Kolektorowych dużych mocy [3]. WNIOSKI

ne przyłącza kablowe tupu wtykowe- przejściowych. Dla przykładu pokzano ZnO ze wszystkimi przyłączmi kablogo. JednymJeśli z elementów ocenysposób goto-ograniczenia oscylogram z próby typu GIS,utrzymania polegaja- w ruchu wymiMorskiej - rozłącznymi GIS typu wtykowewziąć pod uwagę kosztów wieloletniego Stacji Kolektorowej wości GIS do pracy, stanu łączeniowych cej na wyłączeniu prądu dławika dużej go. Tak duża ilość ogranicznikow dużej mocyjest , tokontrola dobór urządzeń oraz transformatorów mocy , w oparciu o przestrzeganie prawidłowo przeograniczników przepięć ZnO, zainstalomocy,- patrz Rys. 8, z zatem komponen-dla urządzeń pięć ZnOpracujących w wzglednie złożonym schasformułowanych wymagań technicznych porównywalnych w wymaganiami w obwodach własnych elektrowni jądrowych , jest niezwykledla ważny dla osiągniecia celu. MSK, utrudnia przeprowadzenie wanych w potrzeb oddzielnym przedziale GIS, tu stosowanego kompenscji strattegomacie i z tego powodu w MSK zaleca się za- w dużej pojemności połączeń kablo- prób WN takiego kompletnie zmonZ racji aktywacji miejsca usytuowania oraz warunków pracy Morskiej Stacji , należy zastosować bardzo stosować liczniki ZnO (patrz wych na terytorium MFW. W Kolektorowej przypad- (MSK) towanego obiektu, ale zastosowanie skuteczną ochronę izolacji urządzeń stacyjnych WN , nie tylko przed przepięciami generowanymi w rezultacie częstych Rys. 7), a dane z tych urządzeń pozwa- ku zwarcia doziemnego pojemność da- trójpołożeniowych, zintegrowanych udarówjakim piorunowych dużej mocy, ale i zekabla względu możliwość występowania tłumionych przepięć łączeniolają ocenić okres należy wymienić nego jest na „zwarta” ale do tego ka- słabo aparatów w postaci odłączniko-uziemwych , jakie mogą być przyczyną zapłonów ponownych w komorach gaszeniowych wyłączników , co nieuchronnie ZnO, ze względu na prawdopodobne bla nadal jest podłączony dławik kom- ników, porzez które ZnO podłączono prowadzi do generacji bardzo wysokich przepięć . Dlatego miejsce zainstalowania oraz właściwy dobór ograniczników zmiany w strukturze chemicznej ZnO, pemnsacyjny, przebieg do innych elementow MSK (patrz Rys. przepięć ZnO , bezpośrednio wpływa na wieloletniąi pracę MSKsłabotłumio– bez częstych uszkodzeń izolacji jej podstawowych ze względuelementów. na tzw. „starzenie elektrycznych oscylacji napięcia powrotnego 2), znakomicie ułatwia wykonanie tych ne”, związane ze skumulowaną energią TRV, pokazany na Rys. 8 - nie jest daleki niezbednych prac przed uruchomieczęstych wyładowań silnoprądowych. rzeczywistości. komorze niem MSK. Prawidlowo Projektując schemat główny MSK onależy wziąć pod Jeśli uwagęw próby WN wy, jakie należy wykonywać w MSKdobrane przed oraz dopuszczeniem tego(MSK) obiektududo eksploatacji co jest związane specyfiką prób o względnie złożonej konfiguracji Morska Stacja Kolektorowa łącznika, nastąpi zapłonzeponowny, i to GISzamontowane ograniczniki przepięć orazobecnie z utrudnionym dostępem GIS oraz elementów „Offshorowych” Mocy (OTM) czas żej mocy jest zasilana ze 100do komponentów nie z poowodu bardzo dużej wartości ZnOTransformatorów mogą kilkukrotnie przedlużyć ze względu na bardzo ograniczone wymiary wnętrzaporądu MSK , dodatkowo odnośnie redundancji w - 120 Morskich Turbin Wiatrowych wyłączonego ( zwykle respektując kikaset wymagania życia izolacji wszystkich komponentów oraz w doborze morskich „kabli” o mocy 10 grupie MW, aOTM niedługo z jednostek amper) a zeksportowych. powodu np. słabotłumio- Morskiej Stacji Kolektorowej. o mocy 12 MW. To rozproszone źro- nego przebiegu napięcia powrotngo Szczególnie w MSK jest uzasadnione stosowanie szybkich wyłączników w GIS oraz szybkich zabezpieczeń , z możdla generajiliwie energii - względnie małej TRV (patrz Rys. 8), to generacja bardzo 3. Szybkie wyłączniki najkrótszym , sumarycznym czasem wyłączenia zwarcia , zwłaszcza jeśli wziąć pod uwagę fakt , że MSK mogą stosowane w GIS dla Morskich mocy ( w zasilać porównaniu genratorami wysokich w siecielementami MFW będzie MorskiezStacje Konwerterowe HVDC zprzepięć bardzo drogimi półprzewodnikowymi (np. z tranzystorami Stacji Kolektorowych (MSK), elektrownianymi), a dodatkowo enerwystępowala z bardzo dużym prawIGBT) , wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu . gia jest z nich przekazywana do MSK dopodobieństwem, i w takiej sytuacja wymaganie uzasadnione poprzez względnie długie połączenia pobudzenie do działania ograniczni- warunkami pracy chronionych kablowe, czyli połączenia o dużej po- kow ZnO może zapobiedz uszkodzeniu urządzeń. jemności własnej. Do „Offshorowych” izolacji podstawowych komponentów Jednym z najważniejszych kryteriów doTransformatorów Mocy (OTM) po stro- MSK oraz kabli morskich WN To bezpo- boru danego typu GIS do pracy w Mornie 220 kV są podłączone morskie kable średni powód sugestii autora, aby nie skiej Stacji Konwerterowej (MSK), zwłasz„eksportowe” ( 30 ….60 km !), zwykle oszczędzać na stosowaniu ograniczni- cza dużej mocy jest sumaryczny czas z kompensacją strat mocy biernej. W ta- ków przepięć ZnO, i stosować je z bez- wyłączenia zwarcia, co jest szczególkim systemie przekazywania dużych pośrednim sąsiedztwie OTM, zarówno nie uzasadnione jeśli wziąć pod uwagę mocy, należy brać pod uwagę złożo- po stronie niskiego jak i wysokiego na- fakt, że MSK mogą zasilać Morskie Stacje ne przebiegi słabo tłumionych stanów pięcia (patrz Rys. 2), oraz zintegrować Konwerterowe HVDC z bardzo drogimi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI elementami półprzewodnikowymi np. z tranzystorami mocy typu IGBT, z natury wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu. Wyłączniki, stosowane w polach GIS 72,5 kV …550 kV produkcji ABB są szybkie, co w połączeniu w krótkim czasem zabezpieczeń cyfrowych, efektywnie skraca całkowity czas wyłączenia zwarcia, również w przypadku wyłączenia asymetrycznego prądu zwarciowego, patrz Rys. 9. Jeśli założyć: czas własny zabezpieczenia: 10 ms ( np. zabezpieczenie różnicowe transformatora); zmierzony czas własny wyłącznika ok. 20 ms (patrz Rys. 9) oraz dodać zmierzony czas łukowy ok. 10 ms po wyłączeniu prądu zwarciowego asymetrycznego, to całkowity czas wyłączenia zwarcia nie przekroczy 40 ms ! [3].

Wnioski

Jeśli wziąć pod uwagę sposób ograniczenia kosztów wieloletniego utrzymania w ruchu Morskiej Stacji Kolektorowej dużej mocy, to dobór urządzeń łączeniowych oraz transformatorów mocy, w oparciu o przestrzeganie prawidłowo sformułowanych wymagań technicznych - porównywalnych w wymaganiami dla

urządzeń pracujących w obwodach potrzeb własnych elektrowni jądrowych, jest niezwykle ważny dla osiągniecia tego celu. Z racji miejsca usytuowania oraz warunków pracy Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK), należy zastosować bardzo skuteczną ochronę izolacji urządzeń stacyjnych WN, nie tylko przed przepięciami generowanymi w rezultacie częstych udarów piorunowych dużej mocy, ale i ze względu na możliwość występowania słabo tłumionych przepięć łączeniowych, jakie mogą być przyczyną zapłonów ponownych w komorach gaszeniowych wyłączników, co nieuchronnie prowadzi do generacji bardzo wysokich przepięć. Dlatego miejsce zainstalowania oraz właściwy dobór ograniczników przepięć ZnO, bezpośrednio wpływa na wieloletnią pracę MSK – bez częstych uszkodzeń izolacji jej podstawowych elementów. Projektując schemat główny MSK należy wziąć pod uwagę próby WN, jakie należy wykonywać w MSK przed dopuszczeniem tego obiektu do eksploatacji, co jest związane ze specyfiką prób GIS o względnie złożonej konfiguracji oraz z utrudnionym dostępem do komponentów GIS oraz elementów „Offshorowych” Transformatorów Mocy (OTM) ze względu na bardzo ograniczone wymiary wnętrza

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

MSK, dodatkowo respektując wymagania odnośnie redundancji w grupie OTM oraz w doborze morskich „kabli” eksportowych. Szczególnie w MSK jest uzasadnione stosowanie szybkich wyłączników w GIS oraz szybkich zabezpieczeń, z możliwie najkrótszym, sumarycznym czasem wyłączenia zwarcia, zwłaszcza jeśli wziąć pod uwagę fakt, że MSK mogą zasilać Morskie Stacje Konwerterowe HVDC z bardzo drogimi elementami półprzewodnikowymi (np. z tranzystorami IGBT), wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu. Dr inż. Aleksander Gul ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. ekspert SEP , członek PKWSE

Literatura:

[1] A. Gul, „Innowacyjne rozwiązania zastosowane w Kompleksie Morskich Farm Wiatrowych Wielkiej Mocy, z uwzględnieniem wymagań dla zabezpieczenia morskiej sieci kablowej prądu stałego”. Studium rozmieszczone na stronie SEP, 2019. [2] Raport Próby Typu, PEHLA No.11088Ba, Laboratorium PEHLA Baden, Szwajcaria [3] Raport Próby Typu, PEHLA No .10065Ba, Laboratorium PEHLA Baden, Szwajcaria n

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Pomiary WNZ Metodą UHF w 400 kV GIS Streszczenie

W artykule przedstawiono wyniki pomiarów wyładowań niezupełnych wykonane metodą bardzo wysokiej częstotliwości w rozdzielnicy gazowej izolowanej SF6 na napięcie 400 kV. Opisano sposób kontroli rozmieszczenia sond bardzo wysokiej częstotliwości w przedziałach rozdzielnicy według zaleceń CIGRE, a więc określono czułość metody w celu detekcji krytycznych defektów generujących sygnały wyładowań niezupełnych. Metoda pomiaru w zakresie bardzo wysokiej częstotliwości jest stosowana na całym świecie przez producentów GIS podczas rutynowych testów w fabryce, podczas rozruchu w miejscu zainstalowania oraz przez użytkowników w celu zapewnienia kontroli w trakcie eksploatacji.

Summary

This paper presents the results of the partial discharge measurements peformed on 400 kV GIS with ultra high frequency method. The sensitivity check of the location of ultra-high frequency couplers installed in the GIS was performed according to the CIGRE requirements so the sensitivity of ultr-high frequency method to detect critical defects was verified. The ultra-high frequency measurement method is used worldwide by GIS manufacturers during routine testing in the factory, during on-site tests and by utilities for continuous in-service monitoring. Słowa kluczowe: rozdzielnica gazowa z SF6, pomiar wyładowań niezupełnych, metoda bardzo wysokiej częstotliwości. Keywords: gas insulated substation, partial discharge measurements, ultra-high frequency method.

Wstęp Rozdzielnice wysokiego napięcia z izolacją z SF6 (GIS) działają od ponad 45 lat i wykazują wysoki poziom niezawodności. Doświadczenie wskazuje jednak, że niektóre awarie w eksploatacji są związane z defektami w izolacji. Wiele z tych defektów można wykryć za pomocą diagnostyki wyładowań niezupełnych (WNZ). Istnieje duże zapotrzebowanie na system monitorowania WNZ, który jest w stanie zapewnić użytkownikom wykrycie defektów w początkowej fazie rozwoju a następnie monitorować ich ewoucję.

Rys. 1. Typowe źródła WNZ w GIS, [6].

Metoda pomiaru bardzo wysokiej częstotliwości (UHF), która została wprowadzona w późnych latach 80-tych do wykrywania WNZ, jest stosowana na całym świecie przez producentów GIS podczas prób odbioru w fabryce oraz prób w miejscu zaistalowania jak również w czasie eksploatacji [1, 2, 3]. Metoda UHF jest mniej wrażliwa na hałas, dzięki czemu jest łatwiejsza w obsłudze w porównaniu z metodą konwencjonalną wykonywaną zgodnie z IEC 60270 [4]. W artykule przedstawiono zastosowanie zaproponowanej przez CIGRE metody weryfikacji czułości systemu detekcji WNZ metodą UHF dla rozdzielnicy GIS na napięcie 400 kV [5].

Typowe źródła WNZ i wynikające z nich zagrożenie dla wytrzymałości elektrycznej izolacji Na rys.1 pokazano lokalizację typowych defektów w przedziale rozdzielnicy gazowej. Jak pokazano na rys. 1, typowe źródła WNZ to: y Ruchome, przewodzące cząstki umiejscowione na powierzchni obudowy. y Defekty na powierzchni elektrod. y Wadliwie zamocowane elementy rozdzielnicy. y Defekty we wnętrzu izolatorów odstępnikowych. y Defekty na powierzchni izolatorów odstępnikowych. Wyznaczenie defektu o parametrach krytycznych wymaga określenia najmniejszych jego wymiarów, przy których następuje obniżenie wytrzymałości elektrycznej izolacji do poziomu uznanego za minimalny przy próbach napięciowych rozdzielnicy po jej zmontowaniu w miejscu eksploatacji. Wymiary krytyczne muszą być odniesione do rodzaju napięcia probierczego i jego wartości. W tabeli I podano krytyczne i wykrywalne długości defektów dla każdego

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI typu defektu. Wykrywalne wartości uzyskano za pomocą konwencjonalnych pomiarów PD wykonywanych przy napięciu nominalnym. Na tym poziomie napięcia, tylko krytyczne cząstki mogą być wykrywane poprzez pomiar WNZ. Przy napięciu probierczym przemiennym wszystkie krytyczne defekty będą wykazywać WNZ, ale ich wielkość może być bardzo niska (poniżej 1 pC ładunku pozornego), w zależności od długości defektu i napięcia znamionowego GIS. Wielkość WNZ dla tego samego defektu umieszczonego w GIS o różnym poziomie napięcia zmniejsza się wraz ze wzrostem napięcia znamionowego. Wartość ładunku pozornego jest odwrotnie proporcjonalna do całkowitej szerokości izolacji, więc im wyższy poziom napięcia w urządzeniu, tym niższa czułość pomiaru PD. W normie IEC 62271-203 [7] ustalono maksymalna˛ dopuszczalna˛ wartość ładunku pozornego w rozdzielnicy SF6 na poziomie 10 pC. Należy jednak wyraźnie zaznaczyć, że nie istnieje bezpośredni związek między wartością ładunku pozornego a rzeczywistym zagrożeniem izolacji rozdzielnicy. Już wartości rzędu kilku pikokulombów mogą być groźne przy defektach nieruchomych, a z kolei wartości rzędu tysięcy pikokulombów, odpowiadające WNZ wytwarzanym przez wadliwie zamocowane elementy rozdzielnicy, moga˛ prowadzić do awarii dopiero po dłuższym czasie. Zatem dopuszczalna wartość ładunku pozornego w rozdzielnicy powinna być wyznaczana w zależności od typu defektu [6].

Pomiar WNZ w czasie prób fabrycznych i w miejscu zainstalowania Zasadą jest, że do eksploatacji wprowadza się rozdzielnicę dokładnie sprawdzoną w czasie prób pomontażowych i wolną od wyładowań niezupełnych. Wykonanie pomontażowych badań zgodnie z obowiązującą procedurą, nie gwarantuje jednak wykrycia wszystkich potencjalnie groźnych defektów w izolacji. Dodatkowo, istnieje możliwość wystąpienia defektów powodowanych zużyciem elementów rozdzielnicy. Dlatego też niezbędne są badania diagnostyczne rozdzielnicy w eksploatacji. Rozdzielnice najwyższych napięć, usytuowane w strategicznych punktach systemu energetycznego, wymagają ciągłego monitorowania poziomu wyładowań niezupełnych, przy czym priorytet ma tu metoda UHF. Pozostałe rozdzielnice powinny być poddawane

Tabela I Krytyczne i wykrywalne długości defektów, [6]

1) Podane w tablicy długości krytyczne defektów odpowiadają typom defektów poddanym próbom w laboratorium. 2) Napięcie podniesienia się cząstki. Tabela II Zalecana częstość okresowych pomiarów WNZ, [6]

okresowej kontroli przy zastosowaniu metody UHF lub akustycznej. Każde pojawienie się sygnału WNZ powinno być natychmiast przeanalizowane. Należy dokonać identyfikacji defektu, oceny zagrożenia dla izolacji rozdzielnicy i na tej podstawie podejmować decyzje co do eliminacji lub pozostawienia w niej defektu [6]. Na podstawie doświadczeń eksploatacyjnych postuluje się, by pomiary diagnostyczne odbywały się z podaną w tabeli II częstością [6].

Pomiary metodą UHF Wyładowaniom niezupełnym w SF6 towarzysza˛ bardzo krótkie impulsy elektryczne o czasie trwania poniżej 1 ns, a więc o widmie częstotliwości dochodzącym do wartości rzędu GHz. Prowadzą one do powstania fali elektromagnetycznej w rozdzielnicy. W praktyce pomiaru natężenia pola elektrycznego w zakresie UHF dokonuje się za pomocą sond umieszczonych wewnątrz lub na zewnątrz obudowy rozdzielnicy, w różnych jej miejscach. Pomiar taki pozwala na określenie typu defektu i umożliwia jego lokalizację. W większości przypadków, w celu uzyskania jak

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

najlepszej czułości, sondy umieszcza się we wnętrzu rozdzielnicy. Wdrożenie układu UHF wymaga stosowania określonej dwuetapowej procedury w celu kontroli zarówno właściwego rozmieszczenia sond w rozdzielnicy, jak i poprawnej pracy całego układu pomiarowego [6]. Kontrolę czułości układu UHF można przeprowadzic´ za pomocą udaru skalującego. W pierwszym etapie należy wyznaczyć amplitudę udaru skalującego, który doprowadzony do sondy wytworzy w jej otoczeniu sygnał UHF o amplitudzie i częstotliwości odpowiadającym sygnałowi emitowanemu przez ładunek pozorny rzeczywistego defektu o wartości 5 pC. W tym celu należy umieścić w przedziale rozdzielnicy, w niewielkiej odległości, dwie sondy pola C1 i C2 (rys. 2) i jeden z typowych defektów (ruchomą cząstkę przewodzącą lub ostrze na elektrodzie wysokiego napięcia), po czym do układu należy doprowadzić napięcie probiercze i zmierzyć poziom WNZ (rys 2 a). W chwili gdy ładunek pozorny osiąga wartość 5 pC, należy dokonać pomiaru sygnału na czujniku C2. Po usunięciu defektu, do sondy C1 należy doprowadzić niskonapięciowy udar o czasie trwania czoła około

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI 0.5 ns i zwiększać amplitudę udaru do wartości, przy której sygnał na sondzie C2 będzie w przybliżeniu równy sygnałowi obserwowanemu uprzednio, dającemu ładunek pozorny o wartości 5 pC (rys. 2 b). Weryfikacja czułości układu UHF powinna być kontynuowana w miejscu zainstalowania rozdzielnicy (drugi etap). Skalujący udar, o wcześniej wyznaczonej amplitudzie, jest doprowadzany kolejno do każdej sondy. Jednocześnie mierzona jest odpowiedź na ten sygnał na sąsiedniej sondzie. Odpowiedź ta w każdym przypadku powinna umożliwić identyfikację defektu. Jej brak wskazywałby na niewłaściwe, zbyt odległe rozmieszczenie sond.

Pomiary WNZ metodą UHF w rozdzielnicy GIS na napięcie 400 kV Pomiary WNZ w czasie prób pomontażowych Rozdzielnica GIS na napięcie 400 kV została oddana do użytkowania w 2009 roku (rys. 3). We wnętrzu rozlokowano zgodnie z [5] 158 sond UHF. Zostały one umieszczone we wnętrzu rozdzielnicy zarówno w polach rozdzielczych jak i w oddziałach szyn zbiorczych. Pierwszy etap sprawdzenia, czy czułość zainstalowanych czujników UHF jest wystarczająca do wykrycia sygnałów pochodzących z określonego krytycznego źródła WNZ w każdym przedziale GIS, został wykonany w fabryce. Stwierdzono, że impuls o amplitudzie 10 V generuje sygnał równoważny sygnałowi WNZ o wartości 5 pC generowanym przez defekt. W ramach drugiego etapu przeprowadzono próby w miejscu zainstalowania GIS. Sygnał z generatora impulsów był doprowadzany do jednej z sond UHF i mierzony na sąsiedniej sondzie. Tłumienie sygnału z generatora impulsów było mierzone pomiędzy dwiema sąsiednimi sondami umieszczonymi: y W tych samych szynach zbiorczych. y W różnych szyn zbiorczych. y Jedna w szynie zbiorczej a druga w najbliższym polu rozdzielczym. Przykład pomiarów tłumienia sygnału pomiędzy sonadami umieszczonymi w tych samych szynach zbiorczych jest przedstawiony na rys. 4. Rozmieszczenie sond jest poprawne w tym przypadku, gdyż sygnał z kalibratora o amplitudzie 10 V doprowadzony do sondy w głównej szynie zbiorczej jest widoczny na sąsiedniej sondzie w tej samej szynie. W 2013 r. układ rozdzielnicy został roz-

Rys. 2. Układ do wyznaczenia amplitudy udaru skalującego [6].

Rys. 3. Rozdzielnica 400 kV GIS, [8].

Rys. 4. Sprawdzenie poprawnego rozmieszczenia sond UHF na szynach zbiorczych przy użyciu generatora impulsów o amplitudzie 10 V.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI szerzony o dodatkowe pole rozdzielcze, a pomiary WNZ w czasie prób polowych wykonano wykorzystując uprzednio zainstalowane sondy UHF i doprowadzając napięcie probiercze przemienne z zewnętrznego źródła. Sygnał przypominający WNZ został wykryty w jednej z faz, na sondzie umieszczonej w przedziale głównych szyn zbiorczych. Sygnał ten nie był widoczny na sąsiednich sondach UHF. W celu lokalizacji miejsca emisji WNZ, wykonano pomiary na zewnętrznych sondach UHF dostarczonych prze konstruktora rozdzielnicy i umiejscowionych na czas próby w bezpośrednim sąsiedztwie wewnętrznej sondy (rys. 5). Nie udało się jednak określić typu defektu i miejsca jego lokalizacji.

Pomiary WNZ w czasie eksploatacji Pomiary zostały wykonane przy napięciu pracy na wszystkich zainstalowanych sondach UHF bez odłączania rozdzielnicy spod napięcia. Szczególną uwagę zwrócono na pomiary w przedziale, w którym wykryto sygnał WNZ w czasie próby pomontażowej. Dostęp do sond umieszczonych na szynach zbiorczych oraz na połączeniach wychodzących na zewnątrz budynku rozdzielnicy wymagał użycia rusztowania (rys. 6). Przed rozpoczęciem pomiarów UHF wykonano pomiary halasu w zakresie mierzonych częstotliwości od 100 MHz do 2 GHz. Pomiar w zakresie częstotliwości do 2 GHz jest narażony na działanie zakłóceń elektromagnetycznych, których źródłem mogą być: y Urządzenia stacji elektroenergetycznych; charakter zakłóceń będzie zależny od budowy poszczególnych aparatów, przy czym w pewnych przypadkach można obserwować istotne zakłócenia w zakresie częstotliwości do 100 MHz. y Ulot na połączeniach wysokiego napięcia, widoczny czasami w widmie sygnału aż do 500 MHz. y Radiowe stacje nadawcze (częstotliwości zakłóceń w zakresie od 60 do 120 MHz). y Telewizyjne stacje nadawcze (częstotliwości zakłóceń do 800 MHz). y Telefonia komórkowa (częstotliwości do 1800 MHz). y Urządzenia radarowe np. w sąsiedztwie lotnisk (zakłócenia do 1400 MHz). Zakłócenia te najczęściej dostają się do wnętrza rozdzielnicy przez przepusty wysokonapięciowe stanowią-

Rys. 5. Sygnał WNZ rejestrowany w czasie próby w miejscu zainstalowania rozdzielnicy na sondzie wewnętrznej PDC2 i na zewnętrznych sondach.

Rys. 6. Pomiary WNZ na sondach umieszczonych wewnątrz i na zewnątrz budynku rozdzielnicy.

Rys. 7. Przykładowe widma rejestrowane na sondzie UHF umieszczonej na: głównej szynie zbiorczej (góra) i na sondzie w pobliżu linii napowietrznej (dół).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI ce połączenie rozdzielnicy z liniami wysokiego napięcia. Po wniknięciu do wnętrza rozdzielnicy następuje propagacja zakłóceń, które oczywiście podlegają tłumieniu, ale mogą uniemożliwić osiągnięcie wysokiej czułości przy pomiarach na sondach najbliżej położonych w stosunku do przepustu. W tym przypadku wskazane jest ograniczenie zakresu częstotliwości pomiarowych. Wnikanie zakłóceń może mieć również miejsce przez szklane wizjery obserwacyjne na obudowie rozdzielnicy oraz przez izolatory odstępnikowe. Poziom hałasu jest wyższy w przypadku pomiarów na sondach umieszczonych blisko linii napowietrznej i na szynach wyprowadzonych na zewnątrz rozdzielnicy niż w przypadku sond umieszczonych na szynach zbiorczych (rys. 7). Należy zauważyć, że w sondach tych widma sygnałów UHF zawierają częstotliwości radiowe i telefonii komórkowej. Potwierdza to prawidłowe działanie i dobrą czułość samych sond. Przed rozpoczęciem pomiarów UHF, wykonano kontrolę poprawnego rozlokowania sond UHF za pomocą generatora impulsów i urządzenia rejestrującego innego konstruktora niż miało to miejsce w czasie prób odbiorczych w miejscu zainstalowania. Wykonano próby udarem o czasie trwania czoła 0,5 ns i amplitudzie 10 V. Jest to wartość typowa i uznana przez CIGRE za najczęściej stosowaną jako odpowiednik 5 pC w czasie prób laboratoryjnych [7]. Pomiary wykonano dla trzech przypadków opisanych w poprzednim rozdziale artykułu (rys. 8). Stwierdzono, iż lokalizacja sond pola w przedziałach szyn zbiorczych jest prawidłowa gdyż udary o amplitudzie 10 V doprowadzane do dowolnej sondy w szynach zbiorczych są widoczne na sąsiedniej sondzie (rys 8a i b). Defekty krytyczne, które znajdą się w tym obszarze będą wykryte w czasie pomiarów przy wykorzystaniu zainstalowanych sond UHF. Odmienna sytuacja miała miejsce, gdy udary były doprowadzone do sondy na szynach zbiorczych a pomiary wykonywano na sondach w polach rozdzielczych. W tym przypadku minimalna amplituda rejestrowanego udaru wynosi 50 V (rys. 8c). Oznacza to, że nie wszystkie defekty krytyczne będę możliwe do wykrycia. Istnieje możliwść, że tylko jedna sonda UHF będzie wskazywała obecność WNZ co uniemożliwi lokalizację miej-

(a)

(b)

(c)

Rys. 8. Rezultaty weryfikacji rozmieszczenia sond UHF: Udar o amplitudzie 10 V został doprowadzony do sondy w głównej szynie zbiorczej a pomiar sygnału dokonano na sąsiedniej sądzie: na szynie głównnej (a), na szynie rezerwowej (b) i na sondzie w polu rozdzielczym (c).

Rys. 9. Fragment pola rozdzielczego gdzie znajduje się defekt emitujący sygnał WNZ.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Rys. 10. Widmo sygnału WNZ.

Rys. 11. Obraz PRPD sygnału WNZ.

Literatura [1] B. Hampton and R. Meats, “Diagnostic Measurements at UHF in Gas Insulated Substations”, IEE Proceedings C: Generation, Transmission and Distribution, Vol. 135, Issue 2, pp. 137-145, 1988. [2] A. Bargigia, W. Koltunowicz and A. Pigini, “Detection of Partial Discharges in Gas Insulated Substations”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 7, No. 3, pp. 1239-1249, 1992. [3] CIGRE WG D1.03 (TF 09), “Risk Assessment on Defects in GIS Based on PD Diagnostics”, CIGRE Technical Brochure No. 525, February 2013. [4] IEC 60270 (2000) “High-voltage test techniques - Partial discharge measurements” International Electrotechnical Commission, Publication 60270, 2000. [5] CIGRE WG D1.25, “UHF Partial Discharge Detection System for GIS: Application Guide for Sensitivity Verification”, CIGRE Technical Brochure No. 654, April 2016. [6] W. Kołtunowicz, “Badania diagnostyczne rozdzielnic gazowych wysokiego napięcia”, Zeszyty Naukowe Politechniki Warszawskiej, z. 124, Elektryka, 2003. [7] IEC 62271-203 First Edition 2003-11, High-voltage switchgear and controlgear – Part 203: gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages above 52 kV [8] W. Koltunowicz, L.V. Badicu, D. Gebhardt, S. Abouzeid, M. Amara, “Partial Discharge Diagnostic Testing of High-Voltage Equipment”, in proceedings of GCC Power 2017 Conference in OMAN, October 2017.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

sca wyładowania. Konieczne więc będzie w takim przypadku użycie dodatkowych, zewnętrznych sond UHF o zmniejszonej czułości. Pomiary WNZ na wszystkich zainstalowanych sondach UHF wykonano za pomocą detektora szerokopasmowego pracującego w zakresie częstotliwości od 100 MHz do 2 GHz. W każdym punkcie pomiarowym obserwowano sygnał UHF i sprawdzano częstotliwości charakterystyczne widm pod kątem możliwej aktywności WNZ. Sygnal WNZ został zarejestrowany na jednej sondzie UHF zlokalizowanej wewnątrz jednego z pól rozdzielczych (rys. 9). Widmo sygnału WNZ jest przedstawione na rys. 10 a uzyskany dla częstotliwości pomiarowej 692 MHz obraz PRPD (ang. Phase Resolved Partial Discharge Diagram) przedstawiony jest na rys. 11. Jest to obraz typowy dla sygnału generowanego przez wtrącinę gazową znajdującą sią we wnętrzu izolatora odstępnikowego. Nie wykryto obrazu WNZ na żadnej z sąsiednich sond. W celu zlokalizowania źródła PD wykonano pomiary akustyczne w przedziałach po obu stronach sondy, ale nie udało się zlokalizować miejsca defektu. Zalecono wykonanie lokalizacji miejsca emisji sygnału WNZ metodą „time of flight” przy wykorzystaniu dodatkowych, zewnętrznych sond UHF.

Podsumowanie y Aby można było wykryć i zlokalizować krytyczne defekty w izolacji rozdzielnicy z SF6 metodą UHF, konieczne jest spełnienie wymagań co do czułości systemu pomiaru WNZ zgodnie z wytycznymi zaproponowanymi przez CIGRE i opisanymi w dokumencie TB 654. y Isnieje konieczność kontroli poziomu WNZ w rozdzielnicach znajdujących się w eksploatacji, gdyż nie wszystkie defekty mogą być wykryte w czasie prób pomontażowych. Wojciech Kołtunowicz OMICRON Energy Solutions GmbH, Berlin, Germany n

Mirosław Kuchta , Enertest testery i diagnostyka sp. z o.o. TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Studium wybranychtechnologii technologii i przypadków wykorzystania p Studium wybranych wyładowań niezupełnych ( PD) dla badania stanu aparató i przypadków pomiaru izolacjiwykorzystania gazowej ( GIS , GIL ). i analizy wyników wyładowań Wstęp. niezupełnych dla badania Według(PD) opracowań organizacji CIGRE oczekiwany czas życia izolowa przyjmowany jest na około 35-50 lat, co czyni dla ich operatorów , waż stanu aparatów napięcia okresu życiawysokiego ” takich aparatów ( szczególnie problem współczynnika be Dotychczasowe doświadczenia CIGRE wskazują , że dla aparatów w w izolacji gazowej (GIS, GIL).

50% przypadków awarii/uszkodzeń powodowane jest przez defekty diele

1. Wstęp

Według opracowań organizacji CIGRE oczekiwany czas życia izolowanych gazem rozdzielnic (GIS) przyjmowany jest na około 35-50 lat, co czyni dla ich operatorów, ważnym problem kosztów ”całego okresu życia ” takich aparatów (szczególnie problem współczynnika bezawaryjności). Dotychczasowe doświadczenia CIGRE wskazują, że dla aparatów wysokiego napięcia (WN) około 50% przypadków awarii/uszkodzeń powodowane jest przez defekty dielektryczne (Rysunek 1). Dlatego wysoka efektywność testów odbiorczych i diagnostycznych wykonywanych na miejscu instalacji w trakcie eksploatacji, ewentualnie monitorowanie, jest zalecana. Jedną z szeroko akceptowanych nieinwazyjnych metod diagnostyki wspomnianego typu uszkodzeń jest metoda pomiarów wyładowań niezupełnych (PD). Najczęściej stosowanym Rysunek 1. Rozkład błędów dielektrycznych podczas serwisoRysunek 1. technoRozkładwania błędów GIS (wg.dielektrycznych broszury CIGRE 523,2013)podczas serwisowania G sposobem (stał się właściwie standardem) jest pomiar logią UHF, ze względu na wysoką czułość wykrywania i uzyski,2013) wany, wystarczający stosunek sygnału do szumu (SNR). Przeprowadzona analiza testów instalacji systemów monitoro- 0,24 a 1,18 uszkodzeń na pole i na 100 lat. Uszkodzenia te Dlatego wysoka odbiorczych i diagnostycznych wania na bieżąco, biorąc pod uwagę pełen okres życia aparatów efektywność można podzielić testów na uszkodzenia związane z realizacją wymaGIS, w oparciu o badania 70 urządzeń GIS (420 kV) wyposażoganych operacji lub funkcji (63%) i uszkodzenia dielektryczinstalacji w trakcie eksploatacji , ewentualnie monitorowanie , jest zale nych w monitorowanie na bieżąco, wykazała, że zmniejszenie ne (23%). Nawet dla małych stacji GIS (5 pól), intensywność kosztów nieplanowych konserwacji/odstawień były niż- akceptowanych uszkodzeń dielektrycznych wynosiłaby 0,28metod do 1,36, co znaJedną zmocy szeroko nieinwazyjnych diagnostyki w sze, niż inwestycja i koszty operacyjne systemu monitorowania. cząco odbiega od wartości zalecanej w IEC (tj. 0,1). CIGRE zna jest imetoda pomiarów wyładowań niezupełnych ( PD ).stanowiNajczęściej st Aktualnie uzyskiwane parametry czułości współczynnik pre- przypadki sytuacji, gdzie uszkodzenia dielektryczne wencyjnego wykrywania, oraz biorąc pod uwagę naturę akły około 50% w okresie przed uruchomieniem GIS. właściwie standardem ) jest pomiar technologią UHF , ze względu na tywności WN, czynią systemy monitorowania (PD) na bieżąco, Zatem większa efektywność testów odbiorczych na miejscu uzyskiwany, wystarczający stosunek dotesty szumu ( SNR). jako mające rację bytu, tylko w szczególnych, bardzo krytyczw tym badanie PD, kolejne sygnału profilaktyczne diagnostycznych instalacjach, tam gdzie koszt przypadkowego odstawienia ne i ewentualne monitorowania krótkookresowe z analizą jest bardzo wysoki. Co więcej fizyka Przeprowadzona rządząca tym, czy sygna- analiza trendu, jeśli zjawiskinstalacji PD zostanie systemów stwierdzone, jest zalecana testów monitorowania na ły PD mogą być wykryte przed uszkodzeniem, prowadzącym i niezbędne. pełen okres życia aparatów GIS , w oparciu o badania 70 urządzeń GI do wykrycia miejsca przebicia izolacji, wpływa ograniczająco na Technologie badania wyładowań niezupełnych (PD), ewentual, wykazała , że zmniejszenie kosztów nieplan wskaźnik zapobiegania, który obecniemonitorowanie możemy osiągnąć. na bieżąco nie krótko-okresowe monitorowania na miejscu urządzeniami Jednak niska intensywność uszkodzeń dla GIS jest bardzo poprzenośnymi, wydają się wystarczającymi w większości przy- monitoro mocy były niższe, niż inwestycja i koszty operacyjne systemu żądana w całym okresie ich eksploatacji. Norma IEC60071-2 padków, i niezbędnymi dla minimalizowania nieprzewidzianych parametry i współczynnik prewencyjnego wykrywania, ora określa akceptowaną intensywność dla uszkodzeńczułości dielek- ”odstawień” wywołanych problemami dielektrycznymi. trycznych instalacji w sieci elektroenergetycznej. Jest ona zaaktywności WN , czynią systemy monitorowania (PD) na bieżąco, ja leży od wielkości zagrożenia/wpływu na system, i określona 2. Rodzaje defektów dielektrycznych występują, bardzo cychkrytycznych w GIS, sygnały instalacjach i krytyczność , tam gdzie koszt prz jest pomiędzy 0,1 a 0,4 uszkodzeniaszczególnych na 100lat [5]. wysoki. Co więcej fizyka rządząca tym, czy PD mogą być Podstawowe wymagania dielektryczne dlasygnały systemu izolacji Ponieważ odstawienie dowolnegobardzo szynoprzewodu wywoGIS są zdefiniowane przez koordynację izolacji. Wytrzymałość łuje szereg konsekwencji, a GIS nie prowadzącym jest przyjemnym dodo na- wykrycia miejsca przebicia izolacji, wpływa ograniczaj prawy, akceptowalna intensywność uszkodzeń GIS winna napięciowa dla prądu zmiennego (ACWV) i wytrzymałość na, który obecnie możemy osiągnąć. pięciowa od impulsu udarowego (LIWV) są podstawowymi być bliższa 0,1 uszkodzenia na 100lat lub lepiej. Dla rozdzielnic GIS o napięciu 60kV i więcej, częstotliwość parametrami konstrukcyjnymi dla definiowania częstotliwości wykonywania serwisowania,dla uwzględniając uszkodzeń wg. informacji CIGRE (r.2018) wynosi pomiędzy Jednak niska intensywność uszkodzeń GIS jestzakłócenia bardzoprzepożądana w

. Norma IEC60071-2 określa akceptowaną intensywność dla uszkodze sieci elektroenergetycznej. Jest ona zależy od wielkości zagrożenia/w URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020 jest pomiędzy 0,1 a 0,4 uszkodzenia na 100lat [5].

testy diagnostyczne i ewentualne monitorowania krótkookresowe z analizą trendu , jeśli zjawisk PD zostanie stwierdzone, jest zalecana i niezbędne. Technologie badania wyładowań niezupełnych (PD) , ewentualnie krótko-okresowe monitorowania na miejscu urządzeniami przenośnymi, wydają się wystarczającymi w większości przypadków, i

niezbędnymi dla minimalizowania nieprzewidzianych ”odstawień” wywołanych problemami TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI dielektrycznymi.

2. Rodzaje defektów dielektrycznych występujących w GIS, sygnały i krytyczność

pięciowe na dielektrykach. Aby zapobiegać długookresowej Podstawowe Zjawiskuwymagania PD towarzysza fala elektromadielektryczne dlaróżne systemu efekty izolacji GISjak są zdefiniowane przez koordynację Wytrzymałość napięciowa dla prądu (mechaniczna), zmiennego (ACWV) i wytrzymałość napięciowa od impulsu degradacji izolacji dielektrycznej (np. dla próżniowych bąbli izolacji. gnetyczna i akustyczna emisja światła udarowego ( LIWV) są podstawowymi parametrami konstrukcyjnymi dla definiowania częstotliwości w materiale izolacyjnym - void), zdefiniowane są dalsze wy- wykonywania i chemiczne produkty rozpadu medium Tezapobiegać fiserwisowania, uwzględniając zakłócenia przepięcioweizolującego. na dielektrykach. Aby degradacji izolacji dielektrycznej ( np. dla próżniowych bąbli w materiale izolacyjnym magania, uwzględniające maksymalny dopuszczalny poziom długookresowej zyczne i chemiczne efekty mogą być wykryte poprzez różvoid), zdefiniowane są dalsze wymagania, uwzględniające maksymalny dopuszczalny poziom PD, przy określonym poziomiediagnostyczne napięcia. PD, przy określonym poziomie napięcia. ne metody czujnikami, które można sklaWykrywalność defektów PD w GIS jest wysoce zależna od : y Rodzaju defektu (wolno poruszające się metalowe cząstki, metalowe występy/wypukłości lub ostre krawędzie na połączeniach, kiepskie lub luźne styki elektryczne, defekty w izolacji stałej –jak próżne miejsca, pęknięcia na powierzchni izolatorów, zanieczyszczenia w mediach izolujących), oraz jego specyficznej lokalizacji. • Podawanego napięcia y Drogi transmisji sygnału o częstotliwości radiowej (RF) do elementu wykrywającego (czujnika) • Maskowania przed silnym y Czułości czujnika i zastosowanej metodysygnałem wykrywaniaPD od defektów innych aparatów, znajdujących się w • Podawanego napięcia pobliżu. y Interferencji częstotliwości radiowej (RFI) i podatności metody detekcji na RFI • Maskowania przed silnym sygnałem PD od defektów innych aparatów, znajdujących się w Rysunek 2. Przedstawia obrazowo typowe rodzaje defektów w instalacji GIS y Podawanego napięcia pobliżu. y Maskowania przed silnym sygnałem PD od defektów in- Wykrywalność Rysunek 2.defektów Przedstawia obrazowo typowe PD w GIS jest wysoce zależna od : rodzaje defektów w instalacji nych aparatów, znajdujących się w pobliżu. • RodzajuGIS defektu ( wolno poruszające się metalowe cząstki, metalowe występy/wypukłości lub ostre krawędzie na połączeniach, kiepskie lub luźne styki elektryczne, defekty w izolacji stałej –jak próżne miejsca, pęknięcia na powierzchni izolatorów, zanieczyszczenia w mediach izolujących ), oraz jego specyficznej lokalizacji. • Drogi transmisji sygnału o częstotliwości radiowej (RF) do elementu wykrywającego (czujnika) •Czułości czujnika i zastosowanej metody wykrywania • Interferencji częstotliwości radiowej (RFI) i podatności metody detekcji na RFI

Rysunek.2 . Powyższe zdjęcie pokazuje przykładowy widok częstotliwościowego z Rysunek.2 . Powyższe zdjęcie pokazuje przykładowy widok spektrum spektrum częstotliwościowego Rysunek.2. Powyższe zdjęcie pokazuje przykładowy widok spektrum częstotliwościowego z uwzględnieniem tła dla wolnej cząstki z uwzględnieniem tła dla wolnej cząstki podskakującej i ostrego występu na obudowie. podskakującej i ostrego występu na obudowie. uwzględnieniem tła dla wolnej cząstki podskakującej i ostrego występu na obudowie.

Rysunek 3. Powyższe zdjęcie pokazuje przykładowe spektrum widma dla występującego po montażowego śladu metalu na izolacji powodujące wyładowanie PD.

Rysunek 3. Powyższe zdjęcie pokazuje przykładowe spektrum widma URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020 montażowego śladu metalu na izolacji powodujące wyładowanie PD.

dla występującego po

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

Najczęściej prezentowanym /analizującym obrazem przedstawiającym wykres (PD pattern ) pokazujący jednocześnie wielkości ( kąta fazow zdarzeń ). Każdy uchwycony impuls jest sortowany i zliczany z uwzg osiąganej amplitudy. Wykres zawiera więc informacje o różnych powodującego wyładowania. Te dane przedstawiane są jako zsyn zasilania ( WN). Są one wtedy typowe dla danego rodzaju defektu. Jed WW W praktyce praktyce diagnostyki diagnostyki GIS GIS spotykamy spotykamymetody metody : UHF : UHF(typowy (typowy (typowy zakres zakres 100-2000MHZ 100-2000MHZ )HFCT , HFCT , TEV ,sygnału TEV praktyce diagnostyki GIS spotykamy metody zakres 100-2000MHZ ) ), ,HFCT , TEV i i i dla , tłumienia , możliwych zakłóceń, czy też nakładania się ACmetoda akustyczna. ACACmetoda metoda akustyczna. akustyczna. powoduje możliwość prostej interpretacji , co jest pewnym problemem interpretatora. Pojawiły się jednak aplikacje umożliwiające /ułatwiające Poniżej zdjęcia zpraktycznego stosowania badań nana ii rozdzielnicach ŚN testerem podręcznym. Poniżej Poniżej zdjęcia zdjęcia z4. zpraktycznego praktycznego stosowania stosowania badań badań PDPD GIS GIS rozdzielnicach i rozdzielnicach ŚNŚN testerem testerem podręcznym. podręcznym. Rysunek Zdjęcia przebiegu widma zGIS istotnym tłumieniem sygnału dla sekcji GIS 145kV o długości 3,9m (B). odpowiednie algorytmy porównawcze i bazę danych z rzeczywistych z

Rysunek 4. Zdjęcia przebiegu widma z istotnym tłumieniem sygnału dla sekcji GIS 145kV o długości 3,9m (B) .

3. Spotkane metody detekcji ( czujniki ) dla GIS i rozdzielnic ŚN, sposoby prezentacji wyników

Rysunek 5. Powyżej przykładowe zdjęcia wykonywania pomiaru różnymi czujnikami na GIS. Rysunek 5. Powyżej przykładowe zdjęcia wykonywania pomiaRysunek Rysunek 5. 5. Powyżej Powyżej przykładowe przykładowe zdjęcia zdjęcia wykonywania wykonywania pomiaru pomiaru różnymi różnymi czujnikami czujnikami nana GIS. GIS. Rysunek 6. Poniżejczujnikami przykładowe zdjęcia wykonywania pomiarów na rozdzielnicach ŚN ru różnymi na GIS.

Rysunek Rysunek 6. 6. Poniżej Poniżej przykładowe przykładowe zdjęcia zdjęcia wykonywania wykonywania pomiarów pomiarów nana rozdzielnicach rozdzielnicach ŚNŚN

Rysunek 7. Przykładowe wzorcowe prezentacje wyników dla różnych defektów PD

Rysunek 7. Przykładowe wzorcowe prezentacje wyników dla różnych d syfikować jako: metody elektryczne, konwencjonalne metody zgodne ze standardem IEC60270 (typowo stosowane Ponieważ tematem tego referatu ma być pokazanie dostępnych rzec podczas testów fabrycznych), niekonwencjonalne dalszej części na prezentacji możliwych rozwiązań/ metody technologii badań P do testów w terenie),pomiarów metona elektryczne(typowo rynku rozwiązania, zużywane przykładami rzeczywistych i interpre dy akustyczne (typowo używane przy testach w terenie), metody optyczne (typowo używane przy testach w terenie) i metody chemiczne. W tym artykule zajmiemy się metodami elektryczną i akustyczną, gdyż obie są szeroko używane dla testowania rozdzielnic WN i ŚN w tym CIS i GIL. Interesować nas będą zwłaszcza metody, które nie są inwazyjne i pozwalające wykrywać PD, bez odłączania kabli/szyn zasilających od rozdzielnicy. Pomiar PD w GIS jest bardzo dobrze akceptowany i jest dojRysunek 6. Poniżej/analizującym przykładowe wykonywania pomiarzałą techniką pomiarową. W urządzeniach ŚN stosuje się Najczęściej prezentowanym obrazemzdjęcia przedstawiającym zmierzone zjawiska w GIS jest wykres ) pokazujący jednocześnie wielkości ( kąta fazowego , wielkości ładunku i ilości rów(PD napattern rozdzielnicach ŚN go niedawno zdarzeń ). Każdy uchwycony impuls jest sortowany i zliczany z uwzględnieniem jego kąta fazowego, osiąganej amplitudy. Wykres zawiera więc informacje o różnych właściwościach uszkodzenia powodującego wyładowania. Te dane przedstawiane są jako zsynchronizowane z przebiegiem zasilania ( WN). Są one wtedy typowe dla danego rodzaju defektu. Jednak fakt różnej drogi propagacji dla sygnału , tłumienia , możliwych zakłóceń, czy też nakładania się innych wyładowań, nie zawsze powoduje możliwość prostej interpretacji , co jest pewnym problemem i wymaga doświadczenia od interpretatora. Pojawiły się jednak aplikacje umożliwiające /ułatwiające interpretacje. Wykorzystują one odpowiednie algorytmy porównawcze i bazę danych z rzeczywistych zdefiniowanych defektów.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

w GIS jest wykres (PD pattern) pokazujący jednocześnie Rysunek 4. Zdjęciawiska przebiegu widma z istotny wielkości (kąta fazowego, wielkości ładunku i ilości zdarzeń). Każdy uchwycony impuls jest sortowany i zliczany z uwzględ3,9m (B) . nieniem jego kąta fazowego, osiąganej amplitudy. Wykres zawiera więc informacje o różnych właściwościach uszkodzenia

Należy odnotować, że testy PD w terenie mogą dawać fałszywe pozytywne (w sensie wykrycia) wyniki, z powodu dużych zewnętrznych szumów, lub zmierzonych zakłóceń od zewnętrznych obiektów, a również od przesłuchów pomiędzy fazami. Dodatkowo, wymagane jest, aby wyniki były przeglądane przez ekspertów dla rozdzielnic, aby określić relacje pomiędzy wynikami testu konwencjonalnego- fabrycznego, a naszymi pomiarami. Taka praktyka pozwala zmniejszyć prawdopodobieństwo stwierdzenia fałszywych pozytywnych wyników.

3. Spotkane metody detekcji (czujniki) dla GIS i rozdzielnic ŚN, sposoby prezentacji wyników

powodującego wyładowania. Te dane przedstawiane są jako zsynchronizowane z przebiegiem zasilania (WN). Są one wtedy typowe dla danego rodzaju defektu. Jednak fakt różnej drogi propagacji dla sygnału, tłumienia, możliwych zakłóceń, czy też nakładania się innych wyładowań, nie zawsze powoduje możliwość prostej interpretacji, co jest pewnym problemem i wymaga doświadczenia od interpretatora. Pojawiły się jednak aplikacje umożliwiające /ułatwiające interpretacje. Wykorzystują one odpowiednie algorytmy porównawcze i bazę danych z rzeczywistych zdefiniowanych defektów. Ponieważ tematem tego referatu ma być pokazanie dostępnych rzeczywistych metod skupimy się w dalszej części na prezentacji możliwych rozwiązań/ technologii badań PD w oparci o wybrane, dostępne na rynku rozwiązania, z przykładami rzeczywistych pomiarów i interpretacji wyników.

3. Spotkane metody detekcji ( czujniki ) dla

4. Diagnostyka Wyładowań Niezupełnych – Rozwiązania dla Inteligentnego Monitorowania i Diagnostyki Stanu Zasobów oraz procedura pracy w terenie nowoczesnego testera wyładowań niezupełnych dla GIS i przykłady pracy z wykorzystaniem chmury jako aplikacji do analiz

Innym rozwiązaniem jest diagnostyka wielokanałowa w trybie na bieżąco z możliwością krótkookresowego monitorowania 4. Diagnostyka Wyładowań Niezupełnych – Rozwiązania dlawInteligentnego i analizie dokonanej ”chmurze”. (Rysunek 10) Monitorowania i rozwiązania oferują również aplikacje do korzy-testera Diagnostyki Stanu Zasobów oraz proceduraNowoczesne pracy w terenie nowoczesnego stania z analizy w chmurze poprzez aplikacje programowe dla wyładowań niezupełnych dla GIS i przykłady pracy z wykorzystaniem chmury jako aplikacji smartfonów. (Rysunek 11) 4. Diagnostyka Wyładowań Niezupełnych – Rozwiązania dla Inteligentnego Monitorowania i W praktyce diagnostyki GIS spotykamy metody : UHF (typoDiagnostyka i interpretacja w ”ChmurzeCloud” jest wygoddo analiz wy zakres 100-2000MHZ), HFCT, TEV i AC- metoda narzędzie prowadzenia badania obiektówtestera w przedsięDiagnostyki Stanu Zasobów orazakustyczna. proceduranym pracy w do terenie nowoczesnego Obokwyładowań zdjęcia z praktycznego stosowania GIS i roz- pracy biorstwach nie mających specjalistów odjako analizyaplikacji zjawisk wyłaniezupełnych dlabadań GIS PDi na przykłady z wykorzystaniem chmury dzielnicach ŚN testerem podręcznym. Najczęściej prezentowa- dowań niezupełnych. Zaawansowana aplikacja poza przygoanaliz obrazem przedstawiającym zmierzone zja- towaniem planu testu, pozwala odczytać i zapisać w zidennymdo /analizującym

Rysunek. 8. Powyżej zbiorcze przedstawienie dostępnych metod diagnostyki PD w aparatach oraz procedurę z urządzeniem podRysunek. 8 . Powyżej zbiorcze przedstawienie dostępnych metod diagnostyki PD w aparatach oraz ręcznym.

procedurę z urządzeniem podręcznym.

Rysunek 9. Poniżej typowa konfiguracja podręcznego zestawu i przykłady pracy z wykorzystaniem

Rysunek. 8 chmury . Powyżej zbiorcze przedstawienie dostępnych metod diagnostyki PD w aparatach oraz jako aplikacji do analiz 61 URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020 procedurę z urządzeniem podręcznym.

procedurę z urządzeniem podręcznym. podręcznym. procedurę z urządzeniem procedurę procedurę zz urządzeniem urządzeniem podręcznym. podręcznym. Rysunek 9. Poniżej typowa konfiguracja podręcznego zestawu i przykłady pracy z wykorzystaniem

Rysunek Poniżej typowa konfiguracja podręcznego Rysunek Rysunek 9. 9. Poniżej Poniżej typowa typowa konfiguracja konfiguracja podręcznego podręcznegozestawu zestawu zestawui iiprzykłady przykłady przykładypracy pracy pracy zzz wykorzystaniem wykorzystaniem wykorzystaniem chmury9.jako aplikacji do analiz TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI chmury jako aplikacji dodo analiz chmury chmury jako jako aplikacji aplikacji do analiz analiz

Nowoczesne rozwiązania oferują również aplikacje do korzystania z analizy w chmurze aplikacje programowe dla smartfonów. Rysunek 9. Powyżej typowa konfiguracja podręcznego zestawu i przykłady pracy z wykorzystaniem chmury jako aplikacji do analiz

Innym rozwiązaniem jest diagnostyka wielokanałowa w trybie na bieżąco z możliwością krótkookresowego monitorowania i analizie dokonanej w ”chmurze”.

ż aplikacjeInnym do korzystania z jest analizy w chmurze poprzezw Innym rozwiązaniem rozwiązaniem jest diagnostyka diagnostyka wielokanałowa wielokanałowa w

trybie trybie na na na bieżąco bieżąco bieżąco zzz możliwością możliwością możliwością Innym rozwiązaniem jest diagnostyka wielokanałowa w trybie krótkookresowego krótkookresowego monitorowania monitorowania ii analizie analizie dokonanej dokonanejww w”chmurze”. ”chmurze”. ”chmurze”. krótkookresowego monitorowania i analizie dokonanej Nowoczesne rozwiązania oferują również aplikacje do korzystania z analizy w chmurze poprzez aplikacje programowe dla smartfonów.

Nowoczesne rozwiązania oferują również aplikacje do do korzystania Nowoczesne rozwiązania oferują również aplikacje korzystaniaz zanalizy analizywwchmurze chmurze poprzez poprzez Diagnostyka i interpretacja w ”ChmurzeCloud” jest wygodnym narzędzie do prowadzenia aplikacje programowe dla smartfonów. aplikacje programowe dla smartfonów.

obiektów w przedsiębiorstwach nie mających specjalistów od analizy zjawisk wyładowań niez Zaawansowana aplikacja poza przygotowaniem planu testu , pozwala odczytać i z zidentyfikowany sposób dla aparatu , zmierzone wartości z urządzenia, dokonać ich inter Rysuneko 10.wzorce i bazę danych, z różnych pomiarów użytkowników korzystających z tej chm oparciu Diagnostyka i interpretacja w ”Chmurze- Cloud” jest wygodnym narzędzie do prowadzenia badania przekazać z wynikami analizyspecjalistów równieżod np. ”metody i z zdefiniowanym typem obiektów w raport przedsiębiorstwach nie mających analizy zjawisk uczenia wyładowań się” niezupełnych. Zaawansowana aplikacja poza przygotowaniem planu testu , pozwala odczytać i zapisać w zidentyfikowany sposób dla aparatu , zmierzone wartości z urządzenia, dokonać ich interpretacji w oparciu o wzorce i bazę danych, z różnych pomiarów użytkowników korzystających z tej chmury, oraz jest wygodnym narzędzie do prowadzenia badania przekazać raport z wynikami analizy również np. ”metody uczenia się” i z zdefiniowanym typem defektu.

Cloud” ch specjalistów od analizy zjawisk wyładowań niezupełnych. waniem planu testu , pozwala odczytać i zapisać w ierzone wartości z urządzenia, dokonać ich interpretacji w Diagnostyka i interpretacja w ”Chmurze- Cloud” jest wygodnym narzędzie do prowadzenia badania h pomiarów użytkowników korzystających z tej oraz Diagnostyka i interpretacja w ”ChmurzeCloud” jestchmury, wygodnym narzędzie dowyładowań prowadzenia badania obiektów w przedsiębiorstwach nie mających specjalistów od analizy zjawisk niezupełnych. obiektów w przedsiębiorstwach mających specjalistów od analizy wyładowań ż np. ”metody uczeniaaplikacja się” i z nie zdefiniowanym typem defektu. Zaawansowana poza przygotowaniem planu testu ,zjawisk pozwala odczytaćniezupełnych. i zapisać w

Zaawansowana aplikacja poza przygotowaniem planu testu , pozwaladokonać odczytać zapisać ww zidentyfikowany sposób dla aparatu , zmierzone wartości z urządzenia, ich iinterpretacji zidentyfikowany sposóbi bazę dla aparatu zmierzone wartości z urządzenia, dokonać ich interpretacji w oparciu o wzorce danych, ,z różnych pomiarów użytkowników korzystających z tej chmury, oraz oparciuprzekazać o wzorceraport i bazę danych, analizy z różnych pomiarów użytkowników korzystających z tej typem chmury, oraz z wynikami również np. ”metody uczenia się” i z zdefiniowanym defektu. przekazać raport z wynikami analizy również np. ”metody uczenia się” i z zdefiniowanym typem defektu. Rysunek 11. Powyżej przykładowe okna z aplikacji w chmurze i raportu

5. Przedstawiamy studium trzech wybrany technologii badania PD dla oceny stanu ap

Rysunek 11. Powyżej przykładowe okna z aplikacji w chmurze i raportu

Monitorowanie GIS na bieżąco jest drogim rozwiazaniem, ale w niektórych /krytycznych przypadkach może być słusznym rozwiązaniem.

5.1 GIS – 1/ wolne cząstki (free particles). Rysunek 12. Poniżej przykład rozwiazania systemu monitorujacego GIS. Monitorowanie GIS na bieżąco jest drogim rozwiazaniem, ale w niektórych /krytycznych prz GIS 230 kV,5 lat pracy , jeszcze na gwarancji . Ruty może być słusznym rozwiązaniem. Rysunek 11. Powyżej przykładowe okna z aplikacji w chmurze Rysunek 12. Poniżej przykład rozwiazania systemu monitoruCzujnik akustyczny wykrył PD typu wolne cząstki n i raportu jacego GIS. typu PD od wolnych cząstek. Przep Rysunek 12. Poniżej przykład rozwiazaniapokazało systemusygnał monitorujacego GIS. PD nie wykazał. Uznano, że zmierzone wyłado odstawieniu. URZĄDZENIA Wizualna DLA analiza ( kamera 62 ENERGETYKI 2/2020) pokaza 11. Powyżej przykładowe okna z aplikacji w chmurze i raportu rysunek . Oczyszczono próżniowo wnętrze poprz aplikacjiRysunek w chmurze i raportu

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI tyfikowany sposób dla aparatu, zmierzone wartości z urządzenia, dokonać ich interpretacji w oparciu o wzorce i bazę danych, z różnych pomiarów użytkowników korzystających z tej chmury, oraz przekazać raport z wynikami analizy również np. ”metody uczenia się” i z zdefiniowanym typem defektu. (Rysunek 10) Monitorowanie GIS na bieżąco jest drogim rozwiazaniem, ale w niektórych /krytycznych przypadkach może być słusznym rozwiązaniem.

5. Przedstawiamy studium trzech wybranych przypadków wykorzystania z sukcesem technologii badania PD dla oceny stanu aparatu.

5.3. Zakładowa rozdzielnica ŚN badanie pod katem obecności PD W jednym z zakładów przemysłu aluminiowego w USA rozpoczęto w 2014 roku patrolowanie pod kątem obecności PD posiadanych 377 rozdzielnic ŚN. Zakupiono zestaw przenośny podręczny z technologią RFID i rozpoczęto procedurę. W przypadkach wątpliwych wykonywano krótkoterminowe monitorowania urządzeniem przenośnym z serwisem w chmurze do analiz i oceny (PMDTCloud). Procedura polegała na: 1. automatycznym sczytywaniu nr. ID rozdzielnicy 2. Osłuchiwanie rozdzielnic czujnikiem UHF, AE i TEV

5.1 GIS – 1/ wolne cząstki (free particles).

GIS 230 kV,5 lat pracy, jeszcze na gwarancji. Rutynowy test z wykorzystaniem podręcznego zestawu. Czujnik akustyczny wykrył PD typu wolne cząstki na wyprowadzeniu mocy w kątniku rurowym. Widmo pokazało sygnał typu PD od wolnych cząstek. Przeprowadzono również badanie czujnikiem UHF, który PD nie wykazał. Uznano, że zmierzone wyładowanie jest groźne i przeprowadzono rewizje po odstawieniu. Wizualna analiza (kamera) pokazała obecność cząstek na spodzie obudowy.Patrz rysunek. Oczyszczono próżniowo wnętrze poprzez dwuwarstwowy papier, dla pojmania cząstek. Odnalezione na papie. Zakładowa rozdzielnica badanie pod katem obecności PD Zakładowa rozdzielnica ŚNŚN badanie pod katem obecności rze cząstki pokazane na rysunku. Po 5.3. Zakładowa rozdzielnica ŚN badanie pod katem PD obecności PD usunięciu cząstkowych zanieczyszzmontowano przemysłu GIS i po podaniu aluminiowego w USA rozpoczęto w 2014 roku patrolowan ednym zczeń zakładów dnym zW zakładów przemysłu aluminiowego w USA rozpoczęto w 2014 rokuw patrolowanie jednym z zakładów przemysłu aluminiowego w USA rozpoczęto 2014 roku patp napięcia nie wykryto PD. W konkluzji uznano że dla PD typu wolne cząstki ecności PD posiadanych 377 rozdzielnic ŚN. Zakupiono zestaw przenośny podręczny ności PD posiadanych 377 rozdzielnic Zakupiono zestaw przenośny podręczny z tez obecności PDsięposiadanych 377 ŚN. rozdzielnic ŚN. Zakupiono zestaw przenośny pod metoda AE okazała bardziej skuID i rozpoczęto procedurę. W przypadkach wątpliwych wykonywano krótkoterminowe m teczna niż UHF. Również w W okresie i rozpoczęto przypadkach wątpliwych wykonywano krótkoterminowe moni RFID i procedurę. rozpoczęto procedurę. W przypadkach wątpliwych wykonywano krótkotermi gwarancji należy dokonywać rutynoądzeniem przenośnym z serwisem w chmurze do analiz i oceny (i PMDTCloud dzeniem przenośnym z serwisem chmurze dochmurze analiz i oceny ( PMDTCloud ). ). wych sprawdzeń GIS. przenośnym urządzeniem zwserwisem w do analiz oceny ( PMDTCloud

5.2. GIS 2 wyprowadzenie mocy ocedura automatycznym sczytywaniu rozdzielnicy 2. Osłuchiwani edura polegała na:na: 1. 1. automatycznym sczytywaniu nr.nr. ID ID rozdzielnicy 2. Osłuchiwanie r Procedura polegała na: 1. automatycznym sczytywaniu nr. ID rozdzielnicy 2. Osłu zpolegała transformatora. PD wykryto akustycznie i czujnikiem ujnikiem UHF, i TEV ikiem UHF, AEAE i TEV czujnikiem UHF, AEcząsti TEV HFCT. Rewizja wykazała wolne ki na styku ślizgowym (patrz rysunek obok).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

5.3.1. Lokalizacja uszkodzenia (PD) obecności PD) ..1. Lokalizacja uszkodzenia ( obecności Lokalizacja uszkodzenia ( obecności PD)

TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI

5.3.1. Lokalizacja uszkodzenia (obecności PD)

W tym przypadku wykryto w 2014 r. czujnikiem UHF wyładowanie PD, typu pływająca elektroda. Nie podjęto żadnych kroków. W roku 2015 bardziej zaawansowaną analizą dokonano ponownego pomiaru i lokalizacji (poniżej zdjęcia i przebiegi). Zlokalizowano miejsce, dokonano odstawienia i odnaleziono uszkodzenie, które usunięto. W kolejnym badaniu w roku 2016. Osłuchiwanie wykazało brak PD. Usunięcie skuteczne.

5.3.2. Analiza sygnałów trendu i wykonanie rewizji defektu Konkluzje z badania rozdzielnic. Wyładowanie od pływającej elektrody może trwać przez długi czas, nawet gdy amplituda sygnału PD jest bardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezieniu i ustaleniu przyczyny, i w efekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie PD na bieżąco może poprawić rzetelność pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie jest konieczne.

5.4.. Przykład zastosowania zestawu przenośnego wielokanałowego do wykrywania PD i lokalizacji

Z wykorzystaniem aplikacji na lokalnym PC

6. Podsumowanie

Pomiary PD dostarczają ważnych informacji o stanie izolacji rozdzielnic. Tradycyjnie test PD stosowany jest jako zapewniajacy jakość podczas procesu produkcji GIS, dla sprawdzenia ewentualnej obecności defektów w izolacji. Pro-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

uzje z badania rozdzielnic .

estawu przenośnego wielokanałowego do wykrywania P

taniem aplikacji naelektrody lokalnym PC dowanie od pływającej może trwać przez długi czas, nawet gdy amplituda sygna 5.3.2. Analiza sygnałów trendu rewizji defektu 5.3.2. Analiza sygnałów trendui wykonanie i wykonanie rewizji defektu TRANSFORMATORY I ŁĄCZNIKI W EKSPLOATACJI ardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezie Konkluzje z badania rozdzielnic . . Konkluzje z badania rozdzielnic niu przyczyny, i w efekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie PD na bieżąco może pop Wyładowanie od pływającej elektrody może trwać przez długi czas, nawet gdygdy amplituda sygnału PD PD Wyładowanie od pływającej elektrody może trwać przez długi czas, nawet amplituda sygnału ność systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie jest konieczne. jestpracy bardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezieniu i i jest bardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezieniu

a lokalnym PC

ustaleniu przyczyny, i w iefekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie PD PD na bieżąco może poprawić ustaleniu przyczyny, w efekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie na bieżąco może poprawić rzetelność pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie jestjest konieczne. rzetelność pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie konieczne.

Przykład zastosowania zestawu przenośnego wielokanałowego do wykrywania PD i lokaliza 5.4..5.4.. Przykład zastosowania zestawu przenośnego wielokanałowego do wykrywania PD PD i lokalizacji Przykład zastosowania zestawu przenośnego wielokanałowego do wykrywania i lokalizacji

orzystaniem aplikacji na lokalnym PC

Z wykorzystaniem aplikacji na lokalnym PC PC Z wykorzystaniem aplikacji na lokalnym

Konkluzje z badania rozdzielnic .

Wyładowanie od pływającej elektrody może trwać przez długi czas, nawet gdy amplituda sygnału PD Konkluzje z badania rozdzielnic jest bardzo mocna. Użyta metoda. lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezieniu i Konkluzje z badania ustaleniu przyczyny, i w rozdzielnic efekcieelektrody jej .usunięciu. Coroczne PD na może poprawić Wyładowanie od pływającej może trwać przez sprawdzanie długi czas, nawet gdybieżąco amplituda sygnału PD rzetelność pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie jest konieczne. jest bardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji czujnikiem UHFczas, była nawet skuteczna w znalezieniu i PD Wyładowanie od pływającej elektrody może 3D trwać przez długi gdy amplituda sygnału ustaleniu przyczyny, i w efekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie PD na bieżąco może poprawić jest bardzo mocna. Użyta metoda lokalizacji 3D czujnikiem UHF była skuteczna w znalezieniu rzetelność pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie jest konieczne. ustaleniu przyczyny, i w efekcie jej usunięciu. Coroczne sprawdzanie PD na bieżąco może poprawi 5.4.. Przykład zestawu przenośnego wielokanałowego do wykrywaniajest PDkonieczne. i lokalizacji rzetelnośćzastosowania pracy systemu mocy. Ponowne testowanie po konserwacji/naprawie Z wykorzystaniem aplikacji na lokalnym 5.4.. Przykład zastosowania zestawu PC przenośnego wielokanałowego do wykrywania PD i lokalizacji Z wykorzystaniem aplikacji na zestawu lokalnym przenośnego PC 5.4.. Przykład zastosowania wielokanałowego do wykrywania PD i lokalizacji

Z wykorzystaniem aplikacji na lokalnym PC

wadzone przez ostatnie 10-20 lat badanie w terenie wykazały skuteczność i potrzebę wykonywania diagnostyki pod kątem obecności PD w rozdzielnicach WN i ŚN.Są na rynku obecne technologie pozwalające w szerokim zakresie takie badania na rozdzielnicach prowadzić. Interpretacja wyników nie jest w wielu wypadkach łatwa, ale pojawiły się aplikacje programowe ułatwiające uzyski-

wanie informacji o radzaju wyładowania oraz miejscu defektu. Można uznać, że technologia badania PD oraz dostępne na rynku narzędzia, ułatwiaja prowadzenie zarzadzania zasobami w tym GIS. Mirosław Kuchta, Enertest testery i diagnostyka sp. z o.o. n

Ciąg dalszy artykułów konferencyjnych w następnym numerze.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 2/2020

Badania oleju elektroizolacyjnego w zakresie: analiza chromatograficzne gazów (DGA), badania fizykochemiczne, badanie zawartości siarki korozyjnej, badanie zawartości związków furanu. Badanie zawartości wody w próbkach izolacji stałej. Badania właściwości materiałów elektroizolacyjnych.

Laboratorium Analityczne Materiałów Elektroizolacyjnych

www.obre.pl

Wykonaj dobrze swoją pracę za pierwszym razem Przygotuj się na wszystkie wymagania. • Ustal poziom odniesienia dla używanych urządzeń • Prosta obsługa dla wszystkich członków zespołu • Wykrywanie różnic temperatury z większej odległości Kamera TiS60+ z opatentowaną technologią IR-Fusion™ firmy Fluke pozwala zobaczyć rzeczy, które są niewidoczne dla oka, i ujawnić problemy, których nie można wykryć za pomocą innych przyrządów.

NOWOŚĆ! TiS60+ Kamera termowizyjna

Urządzenia dla Energetyki nr 2/2020

Articles inside

Studium wybranych technologii i przypadków wykorzystania pomiaru i analizy wyników wyładowań niezupełnych (PD) dla badania stanu aparatów wysokiego napięcia w izolacji gazowej (GIS, GIL

Pomiary WNZ Metodą UHF w 400 kV GIS

Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV, ze szczególnym uwzględnieniem prób WN oraz ochrony antyprzepięciowej

w morskich farmach wiatrowych

TECHNOFLAME FOC-2-SLT-HFFR PH120/E30-E60

Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce

Szeroki zakres transformatorów energetycznych dedykowanych do aplikacji PV