Urządzenia dla Energetyki 3/2017 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 3/2017 (102)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Inżynieria jutra z napędami elektrycznymi Danfoss o wysokiej sprawności i wydajności energetycznej • REZIP© – system lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN – rozwiązanie firmy TAVRIDA ELECTRIC • „ZEG-ENERGETYKA” Tychy, powrót do przyszłości • Rozwój systemu MASTER w zakresie istniejących zasobów i nowych strategii • Specyfika elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej transformatorów z kątową regulacją przekładni •

102

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017 (102)

OD REDAKCJI

Spis treści n WYDARZENIA I INNOWACJE Segment pomiarowy obecnym motorem wzrostu grupy Apator. Duży potencjał w automatyzacji sieci.................................6 Enea zamawia przekładniki ABB o wydłużonej trwałości w ramach modernizacji 9 stacji elektroenergetycznych..........................8 ELESTER-PKP już po raz trzeci zdobywcą Złotego Medalu ................. 10 TAURON ustalił warunki potencjalnego sfinansowania przez Polski Fundusz Rozwoju budowy nowego bloku w Jaworznie........ 12

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: mgr inż. Marek Bielski, tel. kom.: 602 191 040, e-mail: marek.w.bielski@gmail.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: mgr Marta Olszewska tel. kom.: 531 266 287, e-mail: marta.is.roxy@gmail.com

Energia, której nie trzeba produkować może

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

zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne..................................................... 15

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

Kolejna firma w programie Partner Community firmy COPA-DATA...16

Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl

PGE z warunkową umową na zakup polskich aktywów EDF. Po transakcji zostanie liderem na rynku ciepła ........................................... 14

Fotoreporter: Zbigniew Biel

n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Wyłączanie w jednym okresie................................................................................ 18 Bosch Rexroth stawia na produkcję zintegrowaną w sieci ................. 22 REZIP© – system lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN – rozwiązanie firmy TAVRIDA ELECTRIC............................ 24 Inżynieria jutra z napędami elektrycznymi Danfoss

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl 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.

o wysokiej sprawności i wydajności energetycznej................................. 30 Fluke wprowadza na rynek przenośny automatyczny kalibrator ciśnienia - Fluke 729............................................................................... 32 „ZEG-ENERGETYKA” Tychy, powrót do przyszłości .................................... 34 Rozwój systemu MASTER w zakresie istniejących zasobów i nowych strategii..................................................................................... 38 Oszczędność energii w wyniku audytu układów pompowych........ 44 Specyfika elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej transformatorów z kątową regulacją przekładni........................................ 49 Fotowoltaika od BELOS-PLP..................................................................................... 60 Dla dobra kabli i przewodów…............................................................................ 62

n EKSPLOATACJA I REMONTY Zakrętarki i klucze udarowe Hitachi.................................................................... 64

Współpraca reklamowa: DANFOSS............................................................................................I OKŁADKA ZPRAE..................................................................................................II OKŁADKA WILK................................................................................................... III OKŁADKA FLUKE................................................................................................ IV OKŁADKA BELOS PLP............................................................................................................61 ELTAR-ENERGY....................................................................................................17 ENERGETAB..........................................................................................................29 ENERGOELEKTRONIKA...................................................................................... 6 HITACHI.................................................................................................................65 INSTYTUT ELEKTROTECHNIKI......................................................................28 KONTRATECH........................................................................................................ 7 MERSEN................................................................................................................... 9 MIKRONIKA............................................................................................................ 5 NORATEL...............................................................................................................13 SEMICON...............................................................................................................62 TAURUS-TECHNIC..............................................................................................11 TAVRIDA.................................................................................................................27 ZEG ENERGETYKA.............................................................................................33 ZWARPOL................................................................................................................ 3

Nowe akumulatorówki od Hitachi...................................................................... 66

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

EXPOPOWER 23-25 maja 2017

Pawilon 7A, Stoisko 35

WYDARZENIA I INNOWACJE

Segment pomiarowy obecnym motorem wzrostu grupy Apator Duży potencjał w automatyzacji sieci Grupa Apator osiągnęła w pierwszym kwartale 2017 roku bardzo dobre wyniki finansowe, notując w ujęciu rok do roku wzrost przychodów o 12%, a dzięki dźwigni operacyjnej jeszcze wyższe wzrosty na niższych poziomach rachunku wyników – o 20% wzrósł wynik EBITDA, a o 23% zysk netto.

ocniej niż sprzedaż krajowa wzrósł eksport, który stanowił już 56% całkowitych przychodów. Odnotowaliśmy wzrosty 10-20% w każdej linii biznesowej segmentu pomiarowego. Bardzo mocno, do właściwie nieistotnego poziomu, zmniejszyła się już negatywna kontrybucja do wyników ze strony spółki Apator Rector, a na rentowność pozytywnie wpłynął również miks produktowy, w tym zoptymalizowany pod względem kosztowym statyczny licznik energii elektrycznej Norax – powiedział Piotr Nowak, CFO i Członek Zarządu Apator SA. - Pomimo wzrostu skali działania zmniejszyliśmy dług netto, który stanowił na koniec marca tylko 1,3 wyniku EBITDA za ostatnie cztery kwartały. Mamy też silne operacyjne przepływy gotówkowe – dodał Pan Piotr Nowak. Grupa Apator poprawiła rentowność na każdym poziomie, zbliżając się w zakresie rentowności brutto na sprzedaży do 30% i osiągając 15% na poziomie EBITDA. - Bardzo dobre rezultaty pierwszego kwartału i korzystne perspektywy kolejnych miesięcy sprawiają, że pod-

trzymujemy prognozę finansową dla całego roku, mówiącą o 900-950 mln zł przychodów i 75-80 mln zł zysku netto – powiedział Andrzej Szostak, Prezes Zarządu Apator SA. Przedstawiciele Apatora wskazali na wzrost sprzedaży aparatury łączeniowej oraz spadek przychodów z linii sterowania i nadzoru, co w rezultacie przyniosło stabilne rok do roku przychody w segmencie automatyzacji pracy sieci. Wyniki tego segmentu były jednak gorsze niż przed rokiem ze względu na m.in. dekoniunkturę na rynku rozwiązań IT dla operatorów sieci dystrybucyjnych energii elektrycznej i związaną z nią silną presję konkurencyjną. Jednocześnie warto zauważyć, że linia sterowania i nadzoru pozwala generować wysokie marże, co powinno zdecydować pozytywnie kontrybuować do wyników skonsolidowanych Apatora w przypadku ożywienia na rynku inwestycji w zakresie dystrybucji energii elektrycznej w Polsce (Elkomtech) oraz zakończenia problematycznych kontraktów długoterminowych (Rector), których finalizacja zbudowała bazę do realizacji szeregu

kolejnych kontraktów – zdecydowanie mniejszych, krótszych i bardziej przewidywalnych – dla strategicznych klientów w tym obszarze, jakimi są krajowe spółki energetyczne. Te dodatkowe umowy usługowe są już zresztą realizowane w oparciu o zasoby spółki Apator Rector. Prezes Andrzej Szostak wskazał dodatkowo, że Apator widzi szansę znacznego zwiększenia eksportu liczników energii elektrycznej do Niemiec (przetargi). Wysoką dynamikę wzrostu ze względu na realizowane umowy powinna nadal notować linia opomiarowania zużycia gazu. Jeśli natomiast chodzi o technologię ultradźwiękową, to pilotażowe liczniki zimnej wody pracują już na sieci, rusza też produkcja pierwszych krótkich serii. Efekt wprowadzenia do oferty sprzedażowej tej technologii, która otwiera przed Apatorem najbardziej zaawansowane rynki, powinien być – mając oczywiście na względzie relatywnie niedużą początkową skalę produkcji – już widoczny w wynikach finansowych tego roku. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

WYDARZENIA I INNOWACJE

Enea zamawia przekładniki ABB o wydłużonej trwałości w ramach modernizacji 9 stacji elektroenergetycznych

ABB wygrała przetarg na dostawy 189 sztuk indukcyjnych przekładników wysokiego napięcia dla Enea Operator Sp. z o. o. To największe zamówienie na przekładniki WN realizowane przez ABB w Polsce dla Grupy Enea.

rządzenia zostaną wyprodukowane w zakładzie aparatury wysokich napięć ABB w Przasnyszu i posłużą do wymiany przekładników starego typu w ramach modernizacji 9 stacji elektroenergetycznych w północno-zachodniej Polsce. Dostawy potrwają do końca 2017 roku. Warte około 2,3 mln PLN zamówienie to element planu inwestycyjnego spółki Enea Operator, która w zeszłym roku zainwestowała łącznie ponad 900 mln zł w projekty wysokiego, średniego i niskiego napięcia. Działania operatora związane są z rozwojem i poprawą infrastruktury dystrybucyjnej, które mają na celu zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego, zapewnienie ciągłości dostaw energii elektrycznej oraz przyłączanie do sieci nowych odbiorców. ABB zrealizowała już wcześniejsze zamówienie dla spółki Enea Operator w ra-

mach wygranego w 2016 roku przetargu na dostawy 159 sztuk przekładników, które zainstalowano na 11 stacjach elektroenergetycznych. – W obu przypadkach mówimy o przekładnikach, które charakteryzują się obniżoną o 1/8 zawartością oleju w porównaniu do poprzednich konstrukcji. W przekładnikach napięciowych, które są już dobrze znane na rynku, zastosowaliśmy też inny rodzaj oleju inhibitowanego, charakteryzujący się lepszą trwałością, dzięki czemu cykl życia produktu wydłuża się do nawet 40 lat, podnosi się również poziom bezpieczeństwa na stacjach elektroenergetycznych – mówi Grzegorz Syska z biznesu wysokich napięć ABB w Polsce. ABB w Polsce jest liderem na krajowym rynku przekładników wysokiego napięcia (firma dostarczała te urządzenia m.in. dla PGE Dystrybucja S.A. i Tauron Dystry-

bucja S.A). Zamówienia na przekładniki WN realizuje również dla odbiorców za granicą. Przekładniki prądowe i napięciowe służą przede wszystkim do przetwarzania wysokich prądów i napięć do niskich znormalizowanych wartości, pełniąc kluczową rolę w procesie pomiaru energii. ABB jest innowatorem w technologii przekładników wysokiego napięcia. Firma poszerza obecnie swój asortyment o nowy, indukcyjny przekładnik napięciowy typu PV123a. Charakteryzujące się nowoczesną i ujednoliconą konstrukcją urządzenie będzie produkowane w fabrykach ABB w Polsce, Szwecji i Stanach Zjednoczonych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

WYDARZENIA I INNOWACJE

ELESTER-PKP już po raz trzeci zdobywcą Złotego Medalu Podczas zbliżających się Targów Energetyki EXPOPOWER 2017 spółka ELESTERPKP zostanie uhonorowana Złotym Medalem Międzynarodowych Targów Poznańskich. Eksperci docenili znacznie innowacji i postępu jaki dokonuje się w sektorze elektroenergetyki kolejowej.

egoroczna nagroda przyznana zostanie spółce za konstrukcję nowoczesnego sterownika programowalnego CZAT7. Jest to jedyny Polski sterownik zgodny z normą IEC 61850 realizujący funkcję automatyki polowej i zabezpieczeniowej w systemach zasilania sieci trakcyjnej prądem stałym. Godnym podkreślenia jest fakt, iż sterowniki z rodziny CZAT są od lat najczęściej wybieraną automatyką zabezpieczeniową rozdzielni prądu stałego w naszym kraju. Nowy sterownik CZAT7 jest innowacyjnym rozwiązaniem w branży automatyki dedykowanym gównie dla obiektów elektroenergetyki transportu szynowego. Urządzenie to odpowiedzialne jest za proces bezpiecznego sterowania zasilaniem sieci trakcyjnej, pozwalając na sprawne podróżowanie pociągami oraz tramwajami w Polsce. Nowością technologiczną reprezentowaną przez CZAT7 jest zaimplementowanie w sterowniku stosu protokołów komunikacyjnych oraz struktur logicznych zgodnych z normą IEC 61850. Pozwala to na zmianę sposobu przesyłania informacji wewnątrz stacji elektroenergetycznej oraz do systemu nadzoru. Rozwiązanie to stanowi rewolucję w projektowaniu i budowie układów telemechaniki stacji zasilających, podnosząc znacząco bezpieczeństwo pracy tych obiektów oraz zwiększając pewność zasilania pojazdów szynowych. Nowy sterownik CZAT7 otwiera również nieosiągalne wcześniej możliwości tworzenia cyfrowych podstacji trakcyjnych. Otrzymanie Złotego Medalu Międzynarodowych Targów Energetyki EXPOPOWER 2017 stanowi już 3 nagrodę poznańskiej wystawy w dorobku ELESTER-PKP. Poprzednie wyróżnienia spółka otrzymała w roku 2011 za skonstruowanie licznika energii prądu stałego zasilanego z napięcia mierzonego. Licznik energii LE3000plus był pierwszą w kraju kon-

strukcją licznika energii przeznaczoną na pojazdy szynowe, pozwalającą przewoźnikom kolejowym na pomiar rozliczeniowy energii trakcyjnej. Pierwszą nagrodę MTP spółka otrzymała w 2008 roku za innowacyjny, jak na ówczesne czasy, elektroniczny system stacyjny, obsługujący zasilanie trakcji elektrycznej. System ten oparty był na poprzednich generacjach sterownika CZAT.

O firmie ELESTER-PKP

Spółka ELESTER-PKP to jedna z czołowych firm dostarczających różnorodne systemy automatyki na rynek transportu szynowego w Polsce. Specjalizuje się w tworzeniu złożonych systemów sterowania i nadzoru dyspozytorskiego oraz systemów sterowania ruchem kolejowym (SRK). Warto zaznaczyć, iż większość centrów zdalnego sterowania elektroenergetyką kolejową i tramwajową w kraju została zaprojektowana i wykonana właśnie przez ELESTER-PKP. Firma od lat konstruuje innowacyjne urządzenia oraz realizuje pionierskie w skali kraju projekty. Jednym z ciekawszych wyzwań ostatniego roku było zaprojektowanie i wykonacie nowego rodzaju obiektu elektroenergetycznej infrastruktury kolejowej - kabiny połączenia poprzecznego

(KPP), która pozwala na poprawę parametrów zasilania trakcji 3kV. W najnowszym Rankingu Innowacyjnych Firm 2016 opracowanym przez dziennik Rzeczpospolita, ELESTER-PKP został sklasyfikowany na 28 miejscu. Wysoką pozycję w tym rankingu spółka zawdzięcza zakończonemu dużemu projektowi badawczo-rozwojowemu, który doprowadził do opracowania i certyfikacji całkowicie polskiego Komputerowego Systemu Sterowania Ruchem Kolejowym o nazwie ISKRA. Udziały ELESTER-PKP w równym stopniu należą do jednej z największych polskich spółek PKP Energetyka oraz do światowego koncernu General Electric, reprezentowanego przez polski podmiot GE Power Controls S.A.

MTP EXPOPOWER

Międzynarodowe Targi Energetyki EXPOPOWER to jedno z najważniejszych w Polsce wydarzeń od lat gromadzące w Poznaniu branżę energetyczną. Zakres ekspozycji obejmuje prezentację ofert firm z dystrybucji, przemysłu, wytwarzania i handlu energią. W ramach wystawy targowej odbędzie się również wiele wydarzeń towarzyszących i tematycznych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

WYDARZENIA I INNOWACJE

TAURON ustalił warunki potencjalnego sfinansowania przez Polski Fundusz Rozwoju budowy nowego bloku w Jaworznie TAURON Polska Energia podpisał z Polskim Funduszem Rozwoju porozumienie określające wstępne warunki zaangażowania w realizację budowy nowego bloku energetycznego 910 MW w Jaworznie. PFR wyraził wstępne zainteresowanie zainwestowaniem kwoty 880 mln zł.

udowa bloku o mocy 910 MW w Jaworznie jest obecnie największą inwestycją realizowaną w ramach ambitnego programu inwestycyjnego Grupy. Myśląc długoterminowo o rozwoju Grupy TAURON oraz o bezpieczeństwie energetycznym systematycznie inwestujemy w nowe moce wytwórcze, dbając jednocześnie o odpowiednie modelowanie struktury finansowania umożliwiające utrzymanie wskaźników zadłużenia na bezpiecznym poziomie, a tym samym zachowanie stabilności finansowej – podkreśla prezes Filip Grzegorczyk, prezes zarządu TAURON Polska Energia. Formalnie stronami porozumienia są TAURON Polska Energia S.A. oraz Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Kapitałowy Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych i Fundusz Inwestycji Infrastrukturalnych – Dłużny Fundusz Inwestycyjny Zamknięty Aktywów Niepublicznych, których częścią portfela inwestycyjnego zarządza Polski Fundusz Rozwoju S.A. Na podstawie porozumienia Fundusze wyraziły wstępne zainteresowanie zainwestowaniem w Projekt łącznie kwoty 880 mln zł, w drodze obejmowania przez Fundusze nowych udziałów w spółce celowej Nowe Jaworzno Grupa TAURON sp. z o.o., będącej obecnie jednoosobową spółką TAURON Polska Energia, która realizuje Projekt. Spółka Nowe Jaworzno Grupa TAURON powstała poprzez wydzielenie zorganizowanej części przedsiębiorstwa z TAURON Wytwarzanie i rozpoczęła działalność 3 kwietnia. Utworzenie wyodrębnionego podmiotu dedykowanego do realizacji jednej konkretnej inwestycji umożliwi zmianę dotychczasowego modelu finansowania budowy bloku

910 MW co w konsekwencji pozwoli na ograniczenie wpływu wydatków związanych z tą inwestycją na bilans Grupy TAURON. Nowa Strategia Grupy TAURON na lata 2016-2025 zakłada, że realizacja budowy bloku 910 MW w Jaworznie będzie prowadzona w nowej formule finansowania polegającej na obejmowaniu udziałów spółki Nowe Jaworzno Grupa TAURON przez partnerów zewnętrznych, , przy założeniu utrzymywania przez TAURON Polska Energia pakietu kontrolnego spółki Nowe Jaworzno Grupa TAURON. Porozumienie reguluje kluczowe warunki potencjalnej współpracy oraz wyraża wolę stron prowadzenia w dobrej wierze dalszych negocjacji. Przystąpienie Funduszy do Projektu będzie uzależnione od wyników szczegółowej analizy Projektu przez Fundusze, uzgodnienia przez strony i spełnienia warunków dotyczących dokumentacji transakcji oraz uzyskania przez Fundusze wymaganych zgód inwestycyjnych

na uczestnictwo w Projekcie. Porozumienie obowiązuje do dnia 31 grudnia 2017 r. Obecne zaawansowanie budowy nowego bloku w Jaworznie przekroczyło 33%. Blok o sprawności 45,9% netto budowany jest w technologii węglowej na parametry nadkrytyczne z wyprowadzeniem mocy linią 400 kV, przyłączonej do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Planowane roczne zużycie węgla wyniesie do 2,8 mln ton. Paliwo w większości będzie pochodzić z kopalń Grupy TAURON. Blok wytworzy rocznie do 6,5 TWh energii elektrycznej, co odpowiada zapotrzebowaniu 2,5 mln gospodarstw domowych. Po zakończeniu inwestycji ze względu na ponad 10% wzrost sprawności w stosunku do bloków oddanych do eksploatacji w latach 70 i 80 ubiegłego wieku do atmosfery trafi o 2 mln ton CO2 mniej, a w ramach wymagań polityki klimatycznej, blok przygotowany będzie pod budowę instalacji wychwytu CO2 ze spalin (CCS ready). n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

WYDARZENIA I INNOWACJE

PGE z warunkową umową na zakup polskich aktywów EDF. Po transakcji zostanie liderem na rynku ciepła PGE Polska Grupa Energetyczna z sukcesem zakończyła negocjacje zakupu aktywów francuskiego EDF w Polsce. Dzięki samodzielnemu przejęciu 8 elektrociepłowni w największych aglomeracjach, takich jak Trójmiasto, Wrocław czy Kraków, zlokalizowanych łącznie w pięciu województwach, elektrowni Rybnik na Śląsku i blisko 400 km sieci ciepłowniczej w czterech miastach, Grupa PGE umocni pozycję lidera na polskim rynku elektroenergetycznym i zostanie największym dostawcą ciepła systemowego. Umowa warunkowa o łącznej wartości 4,5 mld zł została podpisana 19 maja 2017 r.

zięki przejęciu 8 elektrociepłowni w Gdyni, Gdańsku, Krakowie, Wrocławiu, Toruniu, Zielonej Górze, Zawidawie i Siechnicy, Grupa PGE zwiększa swoje zainstalowane moce cieplne z 3,55 GWt do 7,57 GWt, to jest o ponad 100 proc. Utrzymanie dotychczasowego, raportowanego za 2016 r. poziomu produkcji, zwiększyłoby wolumen produkowanego przez Grupę ciepła o ponad 150 proc. Połączone moce zainstalowane PGE i EDF pozwalają uzyskać Grupie PGE największy, bo 15 proc. udział w rynku ciepła. Zainstalowane moce elektryczne zwiększą się o 25 proc. i osiągną poziom 15,95 GWe. Przejęcie polskich aktywów EDF to strategiczna transakcja dla Grupy Kapitałowej PGE, dzięki której realizujemy świadomą ekspansję. Przede wszystkim pozwala nam ona na ugruntowanie pozycji lidera na rynku energetycznym i daje pierwsze miejsce na rynku ciepła. Transakcja buduje wartość Grupy, a także pozwala z optymizmem patrzeć na rozwój w segmencie regulowanej działalności ciepłowniczej na bazie przejmowanych aktywów – mówi Henryk Baranowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej. Transakcja wpisuje się w zaktualizowaną strategię Grupy do 2020 r. Nabywane aktywa ciepłownicze pasują do profilu biznesowego PGE, zwiększając udział stabilnej EBITDA z regulowanej działalności, a także, poprzez wielokierunkową dywersyfikację, ograniczając ogólne ryzyko działalności spółki. W obliczu dynamicznych zmian rynku energii elektrycznej, rynek ciepła charakteryzuje stabilne otoczenie rynkowe i regulacyjne. Inwestycje w aktywa ciepłownicze są również zgodne z megatrendem rozwoju energetyki rozproszonej i wpływają na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Ponadto działania te wspierają realizację celów klimatycznych, wpisują się w postulat poprawy jakości powietrza w miastach oraz ograniczenia niskiej emisji. Są także gwarantem pewności dostaw do klientów po konkurencyjnej cenie – mówi Henryk Baranowski. Wszechstronna analiza aktywów, jak i możliwości finansowych PGE, utwierdziła nas w przekonaniu, że chcemy i jesteśmy w stanie zrealizować tę akwizycję samodzielnie. Korzyścią takiego rozwiązania jest możliwość operacyjnego dysponowania cennymi aktywami i kształtowania ich rozwoju zgodnie ze strategią Grupy PGE – mówi Henryk Baranowski. Wartość transakcji dla wszystkich aktywów nabywanych od EDF wynosi 4,51 mld złotych, z czego ok. 2,45 mld złotych przypada

na wartość kapitałów własnych, a ok. 2,06 mld złotych przypada na zadłużenie netto, będące długiem wewnątrz Grupy EDF (zobowiązania polskich spółek EDF wobec francuskiego właściciela). Transakcja zostanie sfinansowana ze środków własnych. Na koniec I kwartału 2017 r. Grupa PGE dysponowała środkami pieniężnymi w wysokości 4,6 mld zł. W ubiegłym roku Grupa PGE wypracowała wynik EBITDA na poziomie 7,4 mld zł. Dla porównania aktywa EDF w Polsce wygenerowały zysk EBITDA w wysokości 1,1 mld zł. Z tej perspektywy, cena przedsiębiorstwa określona na poziomie 4,5 mld zł wpisuje się w standardy rynkowe i w naszej ocenie jest korzystna – mówi Henryk Baranowski. Umowa ma charakter warunkowy (ang. Conditional Share Sale Agreement, „CSSA”), a zamknięcie transakcji uwarunkowane jest: uzyskaniem przez PGE zgody Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów oraz Ministra Energii, uzyskaniem przez PGE odstąpienia - od prawa pierwokupu od Prezesa Agencji Nieruchomości Rolnych oraz uzyskaniem przez EDF zgody na transakcję od odpowiednich władz rządowych we Francji dotyczących nadzoru nad spółkami skarbu państwa i transakcjami na ich udziałach. 11 maja 2017 r. Grupa PGE złożyła indywidualną ofertę na aktywa EDF w Polsce, wyrażając zainteresowanie pełną kontrolą operacyjną i pełną konsolidacją spółek. 19 maja Grupa podpisała umowę zakupu finalizującą trwającą kilka miesięcy transakcję. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

WYDARZENIA I INNOWACJE

Energia, której nie trzeba produkować może zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne Jednym z palących problemów Polski i krajów Unii Europejskiej jest rosnący popyt na energię. Jednak coraz trudniej jest nam wyprodukować odpowiednią ilość energii, zwłaszcza przy ograniczeniach czekających energetykę w związku z ustaleniami pakietu klimatycznego. Istnieje jednak pokaźna rezerwa mocy, którą można wykorzystać stosując odpowiednią technologię. Jak wykorzystać ten potencjał tłumaczy Michał Ajchel, Wiceprezes, Dyrektor Pionu Energetyki w Schneider Electric Polska.

akie skutki dla systemu energetycznego powoduje rosnący popyt na energię? Obecnie energetyka w Polsce i Europie boryka się z problemami szczytowego zapotrzebowania na energię. Szczególnie widoczne jest to w okresach zimowych i latem, kiedy energii zużywa się zdecydowanie więcej. Wówczas powstają sytuacje, w których produkcja zaczyna równać się ilości energii zużywanej i zanika tzw. rezerwa energii, którą każde państwo stara się zachować głównie w celach zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Takie sytuacje wystąpiły w Polsce w sierpniu 2015 roku oraz w styczniu 2017 we Francji, gdzie zużycie krajowe było bliskie, osiągnięcia rekordowego poziomu ponad 93 GW przy średniej pomiędzy 70 a 80 GW. W takiej sytuacji istnieje zagrożenie awarii systemu energetycznego ze względu na przeciążenie elektrowni, jak również sieci przesyłowych. Jak można przeciwdziałać takim sytuacjom? Okazuje się, że możliwe jest wygenerowanie dodatkowej energii poprzez odpowiednie zarządzanie popytem na nią u odbiorców końcowych (głownie przemysłowych) przy wykorzystaniu sieci energetycznych i technologii Demand Side Response. Taką technologię oferuje już firm Energy Pool, która działa również w Polsce. Dzięki tym technologiom w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię tj. głównie w godzinach 6.00 – 9.00 oraz 18.00 - 20.00 możemy ograniczyć dostawy dużych ilości energii do zakładów przemysłowych i skierować ją do odbiorców

indywidualnych. Dodatkową zaletą tego sposobu generacji jest to, że energia ta nie jest wyprodukowana, dzięki czemu jest to najczystsza energia, którą posiadamy na rynku. Takie przesuwanie zapotrzebowania możliwe jest właśnie dzięki technologii Demand Response, którą oferujemy.

Michał Ajchel Wiceprezes Pionu Energetyki Schnedier Electric Polska

Czy oprócz zwiększenia bezpieczeństwa systemu energetycznego są jeszcze jakieś inne korzyści z wdrożenia takiej technologii? Oczywiście. Są to wyraźne korzyści dla Operatora Systemu Przesyłowego i odbiorców końcowych. Operator optymalizuje pracę systemu energetycznego i sieci przesyłowych w szczytowych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

momentach poboru. Odbiorcy końcowi, a mam tu na myśli przede wszystkim przemysł oraz dużych odbiorców energii, redukują swoje roczne koszty energii od 5 do 20%, i nie tracą nic na produkcji. Mogą również korzystać z dostarczanej energii w godzinach poza szczytami poboru nie myśląc o ewentualnych ograniczeniach ze strony operatora. Na końcu zyskuje także gospodarka i społeczeństwo, gdyż takie działania nie powodują zwiększenia ilości produkowanej energii, a tym samym większej emisji CO². Otrzymujemy, więc szereg korzyści, tym większych im większe jest doświadczenie firmy pomagającej we wdrożeniu Demand Side Response, a niewątpliwie liderem na tym rynku i firmą posiadającą największą wiedzę w tym zakresie jest dzisiaj firma Energy Pool. O firmie Schneider Electric Schneider Electric jest globalnym specjalistą w zarządzaniu energią i automatyce. W 2015 roku firma zanotowała przychody w wysokości 26,6 mld euro i zatrudniała 170 tys. pracowników. Obsługuje klientów w ponad 100 krajach, wspomagając ich w zarządzaniu energią i procesamiw bezpieczny, niezawodny, efektywny i zrównoważony sposób. Począwszy od najprostszych przełączników po złożone systemy operacyjne, nasze technologie, oprogramowanie oraz usługi udoskonalają zarządzanie przedsiębiorstwami i automatyzację procesów. Nasze zintegrowane rozwiązania zmieniają oblicze przemysłu i miast oraz wzbogacają nasze życie. W Schneider Electric nazywamy to Life is On. n

WYDARZENIA I INNOWACJE

Kolejna firma w programie Partner Community firmy COPA-DATA. Firma Automatech oficjalnym partnerem COPA-DATA, światowego lidera w produkcji oprogramowania HMI/SCADA Społeczność programu Partner Community firmy COPA-DATA, powitała w swoim gronie kolejnego członka, firmę Automatech Sp. z o.o., uznanego na polskim rynku integratora systemów i dystrybutora światowych marek produktów automatyki przemysłowej.

rogram COPA-DATA to aktywna, światowa sieć certyfikowanych specjalistów opierająca się na długotrwałym i zrównoważonym partnerstwie biznesowym, gdzie zaufanie i zaangażowanie to wartości kluczowe. Jednocześnie cechy, które są cenione u wszystkich partnerów to: umiejętności w zakresie tworzenia nowych rozwiązań, docierania do nowych klientów, otwierania się na nowe rynki i nowości technologiczne. Firma inżynierska Automatech Sp. z o.o., idealnie wpisuje się we wszystkie założenia i z tego powodu przyjęcie jej do programu, było dla COPA-DATA czymś bardzo naturalnym. Partnerstwo COPA-DATA i Automatech odpowiedzią na rozwój technologii Industry 4.0 i IoT. Automatech Sp. zo.o. jest firmą inżynieryjną z ponad 20-letnim doświadczeniem w kraju i za granicą. Znaczna część rozwiązań, które tworzy jest dedykowana dla zaspokojenia indywidualnych potrzeb klientów przemysłowych. Realizowane projekty są niepowtarzalne i mają w większości charakter prototypowy. Dodatkowo firma prowadzi własne prace badawcze nad technicznymi i fizycznymi możliwościami wyjaśnienia przedstawionych przez klientów problemów. Niemniej jednak w jej ofercie znajdują się także gotowe i sprawdzone rozwiązania techniczne powstałe na bazie wiedzy i wieloletnich doświadczeń. Aby zaspokoić gusta nawet najbardziej wybrednych klientów

Pani Anna Kołodziejczyk-Mieciek (Prezes) wraz z pracownikami Automatech Sp. z o.o.

oraz utrzymać światowy poziom swoich realizacji, zespół inżynierów z firmy Automatech Sp. z o.o., nieustannie poszerza wiedzę i zdobywa nowe kompetencje. Powyższe argumenty to jedne z wielu, które przemawiały podjęcie bliższej współpracy z COPA-DATA, już nie na zasadach producent oprogramowania - klient ale jako Partner. Kolejnym bardzo ważnym powodem decyzji o partnerskiej współpracy z COPA-DATA, była możliwość udzielania odpowiedzi na coraz częstsze zapytania klientów o kompleksowe usłu-

gi obejmujące najnowsze rozwiązania oparte o systemy typu SCADA. Ponadto ciągła ekspansja przemysłu w kierunku Industry 4.0 oraz IoT stawia coraz wyższe wymagania polskim firmom i odpowiedzią na te oczekiwania jest właśnie oprogramowanie zenon od firmy COPA DATA. „Oprogramowanie zenon idealnie wpisuje się w aktualne zmiany i oczekiwania rynku. Pokazało nam ono jak ważnym elementem realizacji projektów inżynierskich jest etap końcowy czyli właściwa wizualizacja procesów” – mówi Prezes firmy Automatech Sp. z o.o., pani Anna Kołodziejczyk-Mieciek. I dalej kontynuuje: ,,Warto również dodać, iż dzięki zenon, efekt końcowy nie musi być okupiony wieloma dniami żmudnej i ciężkiej pracy nad danym projektem, tylko może stać się czystą przyjemnością.’’ Partnerska współpraca obydwu firm pozwoli na zwiększenie kompetencji w zakresie rozwiązań oferowanych dla automatyki przemysłowej, a samej firmie Automatech na oferowanie nowoczesnych rozwiązań coraz szerszej grupie klientów, którzy do tej pory byli poza jej zasięgiem. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

WYŁĄCZANIE W JEDNYM OKRESIE Dlaczego wystąpienie zwarcia łukowego jest takie niebezpieczne? Zgodnie z ostatnimi badaniami przeprowadzonymi w USA przez OSHA (Occupational Safety and Health Administration) zawód elektryka został uznany statystycznie trzecim najbardziej niebezpiecznym zawodem. Jedynie na terenie USA według OSHA każdego dnia ma miejsce 10 wypadków związanych z działaniem łuku elektrycznego, z czego co najmniej jeden z nich jest śmiertelny. Badania pokazują, że aż do 80% wypadków nie jest spowodowanych bezpośrednim przepływem prądu przez ciało człowieka, lecz powstaje wskutek oparzeń wywołanych intensywnym wypromieniowaniem energii cieplnej w chwili eksplozji wywołanej zwarciem łukowym. Zapobieganie eksplozjom wywołanym zwarciami łukowymi i ochrona personelu narażonego na oddziaływanie niekorzystnych czynników występujących w takich wypadkach pozostaje niezmiennie priorytetem. W celu zredukowania liczby tego typu wypadków przy pracy, National Fire Protection Association (NFPA) opracowała normę NFPA 70E „Standard for Electrical Safety in the Workplace”. Norma dostarcza wskazówek doboru środków ochrony osobistej PPE (Personal Protective Equipment), aby znacząco zredukować lub zapobiec uszkodzeniom ciała podczas wypadków związanych ze zjawiskiem łuku elektrycznego. W celu identyfikacji kategorii ryzyka NFPA stworzyła kategorie HRC (Hazard/Risk Categories). Ma to w założeniu pomóc użytkownikom i uprościć dobór środków ochrony osobistej - PPE (Personal Protective Equipment).

NFPA 70E Tabela 130.7(C)(16)(uproszczona i przeliczona na J/cm2)

Rys 1. Kombinezon ochronny. Źródło: TEE

Narażenie/kategoria ryzyka (HRC)

Minimalny poziom odporności termicznej PPE (J/cm2)*

HRC0

N/A

HRC1

16,74 J/cm2

HRC2

33,47 J/cm2

HRC3

104,6 J/cm2

HRC4

167,36 J/cm2

* - Minimalna wartość energii przy ekspozycji na którą środki ochrony osobistej PPE są zdolne ochronić personel przed termicznymi skutkami zwarcia łukowego w odległości roboczej od źródła łuku wg normy IEEE 1584

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Czym jest wyładowanie łukowe? Wyładowanie łukowe jest niebezpiecznym zjawiskiem związanym z wydzielaniem energii która jest proporcjonalna do V·I·t. Według NFPA 70E D.4.3 (c) wartość energii na jednostkę powierzchni obliczona według metody zawartej w normie IEEE 1584 wynosi:

E=4.184CfEn(t/0.2)(610x/Dx) gdzie: E - energia incydentalna J/cm2 (Incident Energy) Cf - przyjmuje wartość 1 dla napięć pow 1kV t - czas oddziaływania łuku, s X - wykładnik zależny od odległości (tabela NFPA 70E D.4.2.)

D - odległość robocza, mm (od łuku do osoby) - 910 mm dla rozdzielni SN (tabela NFPA 70E D.4.3) En - Energia incydentalna znormalizowana (dla czasu i odległości)

Energia incydentalna (Incident Energy) jest miarą energii cieplnej w odległości roboczej od zwarcia łukowego. Jednostką energii incydentalnej jest J/cm2 ewentualnie cal/cm2. Jako odległość roboczą przyjmuje się odległość od miejsca gdzie znajduje się narażona osoba obsługi (mierzona od twarzy lub klatki piersiowej) do miejsca palenia się łuku. Dla rozdzielni SN przyjmuje się 910 mm. Analiza wartości tej energii pozwala na właściwy dobór PPE ograniczających oparzenia do możliwego do wyleczenia stopnia. Przyjmuje się że wartość progowa która może spowodować już oparzenie II stopnia wynosi ok. 5 J/cm2. Podczas palenia się łuk elektryczny wytwarza olbrzymią ilość energii która powoduje: yy powstanie jednej z najwyższych na ziemi temperatur, aż do 19000 oC (piec łukowy posiada temperaturę 1600-3000°C) yy wyrzucenie odłamków yy najsilniejszą falę uderzeniową i falę dźwiękową yy toksyczny dym Wszystkie te zjawiska niszczą urządzenia i wyposażenie oraz są niebezpieczne dla obsługi.

Rys 2. Efekty zwarć łukowych. Źródło: Tavrida Electric.

Jak jeszcze można chronić ? Bezpieczeństwo personelu obsługi jest priorytetem w energetyce i przemyśle. Jednakże stosowanie nieporęcznych i niewygodnych środków ochrony osobistej jest drogie dla firmy i niekomfortowe dla samego personelu. Oprócz tego środki te wymagają okresowych badań i wymiany. Aby zredukować obciążenia dla firm pozwalających personelowi/elektrykom nosić tańszą, lekką i wygodną odzież roboczą została wprowadzona przez normy IEC klasa odporności na wewnętrzny łuk elektryczny (IAC). Obecnie rozdzielnice są klasyfikowane pod kątem wytrzymałości na zjawisko wewnętrznego zwarcia łukowego przez określony czas. Znacząco redukuje to ryzyko zniszczenia urządzeń i zranienia obsługi. Niemniej jednak, okapturzone obudowy rozdzielnic klasy „metal clad” wyposażone w klapy wydmuchowe i kanały dekompresyjne do ewakuacji gazów połukowych nie są jedynym miejscem powstawania zwarć i nie pokrywają 100% przypadków. Jako, że iloczyn V·I jest zależny od warunków zwarciowych w miejscu, jedynie czas palenia się łuku (t) jest zmienną.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Skutki zwarć łukowych w zależności od klasyfikacji IAC i zabezpieczeń. Bez klasyfikacji IAC i bez zabezpieczenia łukowego. Prąd zwarcia 25kA. Czas palenia się łuku 1s.

Całkowite zniszczenie

Klasyfikacja IAC 1s, bez zabezpieczenia łukowego. Prąd zwarcia 31,5kA. Czas palenia się łuku 1s.

Klasyfikacja IAC 1s, zabezpieczenie łukowe. Prąd zwarcia 31,5KA. Czas palenia się łuku 80ms.

Jedynie przedział wyłącznikowy został uszkodzony. Pozostałe przedziały w polu i polach sąsiadujących zostały nienaruszone.

Lekkie uszkodzenia w miejscu powstania łuku. Pole jest sprawne i wymaga jedynie wyczyszczenia.

Jak skrócić czas palenia się łuku? Energia uwolniona podczas palenia się łuku jest wprost proporcjonalna do czasu jego trwania. Krótszy czas oznacza mniej zniszczeń i mniejsze zagrożenie personelu. Zastosowanie nowoczesnych zabezpieczeń łukowych z optycznymi sensorami o czasie odpowiedzi 2ms umożliwia skrócenie całego czasu wyłączania do ok 20ms. W tych samych warunkach wyłączniki o napędzie zasobnikowo – sprężynowym potrzebują do 5 cykli (100ms). Wyłączniki TEL zaaplikowane w rozdzielnicy MILE zostały skonstruowane pamiętając o powyższej idei - zoptymalizowano komory próżniowe, izolację, napęd magnetyczny i moduł sterujący. Powstał w ten sposób najszybszy wyłącznik, wyłączający w czasie jednego okresu – przełom w szybkim wyłączaniu i technologii ochrony przeciwłukowej. Wyłącznik po otrzymaniu sygnału wyzwalającego z zabezpieczenia łukowego jest zdolny wyłączyć w czasie krótszym niż 20ms, zapewniając złagodzenie skutków zwarcia łukowego – najszybsze wyłączanie w branży – pozwala to na zredukowanie zniszczeń, poprawę bezpieczeństwa personelu obsługi i minimalizację czasu utraty zasilania. Czas odpowiedzi zabezpieczenia z szybkimi stykami, ms Czas zadziałania modułu sterowania CM16, ms Czas otwierania wyłącznika serii Shell, ms Zgaszenie łuku przy następnym przejściu prądu przez zero, ms Całkowity czas palenia się łuku, ms Energia incydentalna dla prądu do 50kA, J/cm2 Kategoria ryzyka HRC dla prądu zwarcia do 50kA

2 4 8 6 <22 <7,54

HRC0

Rys. 3 Schemat poglądowy. Źródło: TEE

Wyłączniki Tavrida Electric współpracują ze wszystkimi standardowymi zabezpieczeniami łukochronnymi.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Redukcja energii pochłoniętej i kategorii ryzyka HRC do absolutnego minimum Tabela poniżej pokazuje wartości energii incydentalnej w zależności od czasu wyłączenia prądu zwarciowego w przedziale od 10 do 50kA. Kolory od białego do czerwonego odpowiadają kategoriom zagrożenia wymienionym w normie NFPA 70E „Standard for Electrical Safety in the Workplace”. energia incydentalna (J/cm2)* Czas wyłączenia (s) Prąd zwarcia (kA)

0,02 (1 okres)

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,84

5,23

10,46

15,69

20,92

26,15

31,84

36,65

41,88

47,20

52,55

2,09

10,92

21,88

32,80

43,72

54,60

65,60

76,52

87,45

98,37

109,33

2,93

16,82

33,64

50,46

67,28

84,09

100,91

117,74

134,52

151,38

168,20

4,60

22,84

45,68

68,49

91,34

114,18

136,98

159,82

182,67

205,52

228,32

7,54

28,95

57,90

86,82

115,77

145,14

174,10

202,60

235,73

260,50

289,45

*- energia incydentalna obliczona wg metodologii IEEE 1584 Zastosowanie rozdzielnicy typu MILE z wyłącznikami o napędzie magnetycznym produkowanej przez ELTAR ENERGY wraz z nowoczesnymi zabezpieczeniami łukochronnymi obniża kategorię zagrożenia personelu do HRC0 dla wszystkich prądów zwarcia, co jest absolutnym minimum. Nie ma więc żadnej potrzeby używania przez personel specjalnych środków ochrony. Można przyjąć też założenie, że stosowanie osobistych środków ochrony nie ma uzasadnienia z innych powodów. Norma PN-EN 62271-200 nie przewiduje żadnych wymogów dla takiego sposobu ochrony, a prawidłowo zbudowana i przebadana zgodnie z normą rozdzielnica o zadeklarowanej odporności na łuk wewnętrzny powinna zapewnić niezbędne minimum pasywnego bezpieczeństwa. Niemniej jednak pozostaje kilka innych aspektów które przemawiają za stosowaniem szybszego wyłączania. Natura zwarcia łukowego nie jest do końca przewidywalna. Zawsze należy się liczyć z innym niż podczas badań zachowaniem urządzenia. Zwarcia powstające w zamkniętych przedziałach nie pokrywają wszystkich przypadków. Bezdyskusyjne jest też ograniczenie zniszczeń aparatów zainstalowanych w przedziale w którym wystąpiło zwarcie i ewentualnie w przedziałach sąsiednich. Przywrócenie zasilania przy szybkim wyłączeniu będzie zdecydowanie szybsze. W przypadku zastosowania zabezpieczeń z wejściami/kanałami optycznymi, uzupełnienie rozdzielnicy MILE o system szybkiego wyłączania zwarć wymaga jedynie zamontowania czujników optycznych. Stosując ten sam zabieg w przypadku rozdzielnic z wyłącznikami z napędem zasobnikowo-sprężynowym oczekiwanego efektu w takim stopniu jak poprzednio nie uzyskamy. Nawet przy braku zabezpieczeń łukowych rozdzielnice wyposażone w wyłączniki magnetyczne jeśli chodzi o czasy wyłączania pozostają bezkonkurencyjne w porównaniu ze swoimi tradycyjnymi odpowiednikami. Opracowanie własne ELTAR ENERGY na podstawie materiałów Tavrida Electric n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Bosch Rexroth stawia na produkcję zintegrowaną w sieci Wzrost dzięki przewadze technologicznej, wykorzystaniu synergii w ramach Grupy Bosch, zorientowaniu na przyszłość oraz rozwojowi nowych produktów.

ażnym elementem strategii firmy Bosch Rexroth jest koncentracja na przyszłości i Przemyśle 4.0. Oferta produktowa firmy Bosch Rexroth obejmuje inteligentne napędy i sterowania, które można łatwo zintegrować w usieciowionym zakładzie produkcyjnym W ciągu ostatniego roku firmie Bosch Rexroth, w ujęciu globalnym, udało się praktycznie zrównoważyć gwałtowne spadki w branżach przemysłowych uzależnionych od surowców naturalnych, dzięki zaangażowaniu w rynek aplikacji mobilnych oraz automatyzację przemysłu. Również w Polsce, pomimo ciężkiej sytuacji w górnictwie i metalurgii, lokalna spółka Bosch Rexroth Sp. z o.o zwiększyła swoje przychody o 9%. W 2017 roku zarówno na świecie, jak i w Polsce, firma planuje znaczny wzrosty sprzedaży dzięki rozwojowi nowych produktów i lepszej penetracji rynku. W 2016 roku w firmie Bosch Rexroth odnotowano wzrost zamówień na poziomie 3,7 procent w stosunku do roku poprzedniego. Polska spółka wyróżniła się znaczącym wzrostem zamówień na poziomie 19 procent. Firma

Bosch Rexroth przewiduje, że rosnąca tendencja wzrostu zamówień zostanie utrzymana również w tym roku. Firma Bosch Rexroth, odpowiadając na aktualne oczekiwania rynku, przeszła proces strategicznej restrukturyzacji. Głównymi czynnikami wzrostu i przewagi konkurencyjnej firmy są obecnie przewaga technologiczna, wykorzystanie synergii w ramach Grupy Bosch, zorientowanie na przyszłość oraz rozwój nowych produktów i usług.

Nakłady na badania i rozwój znacznie powyżej średniej w branży Globalnie, firma Bosch Rexroth zainwestowała ponad 100 mln euro w zintegrowanie w sieci swoich fabryk oraz dodatkowe 330 mln euro w rozwój nowych produktów i rozwiązań. Inwestycje te stanowiły 6,7 procent obrotów i po raz kolejny znacznie przekroczyły średnią w branży, która wyniosła 3,7 procent. Dzięki temu klienci firmy Bosch Rexroth mogą korzystać z wszechstronnych rozwiązań, które nie mają sobie równych na rynku.

Od wielu dziesięcioleci firma Bosch Rexroth rozwija napędy elektryczne o wysokiej sprawności znajdujące zastosowanie w aplikacjach przemysłowych. W oparciu o tę technologię specjaliści z firmy Bosch Rexroth oraz z innych jednostek biznesowych Grupy Bosch opracowują rozwiązania dla mobilnych maszyn roboczych, takich jak maszyny rolnicze czy budowlane, oparte na napędzie elektrycznym o napięciu 700 V. Dzięki odpowiedniemu dostosowaniu istniejących komponentów z zakresu napędów elektrycznych oraz ścisłej współpracy z producentami maszyn mobilnych powstaje zelektryfikowany system napędu. Przykładem rozwiązania opartego na koncepcji Przemysłu 4.0 jest prewencyjne serwisowanie z wykorzystaniem Online Diagnostics Network (ODiN), z którego już dzisiaj korzystają klienci firmy Bosch Rexroth. Przy wykorzystaniu ODIN pobierane dane z maszyn w fabrykach wysyłane są do chmury serwisowej (Bosch IoT Cloud), w której dedykowane do tego inteligentne i samouczące oprogramowanie analizuje otrzymane dane i wykrywa z wyprze-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE dzeniem zużycie. To z kolei pozwala na uniknięcie nieplanowanych przestojów. Dzięki wykorzystaniu ODiN, u pilotażowych klientów z branży metalurgii, cukrownictwa i przemysłu celulozowo-papierniczego, osiągnięto wskaźnik wykrywania zużycia na poziomie 95%. Dzięki temu nieplanowane awarie i zużycia stały się planowanymi przerwami technicznymi.

Messe firma Bosch Rexroth zaprezentowała rozwiązania, dzięki którym możliwy jest przekaz informacji i danych ze sterowników maszyn za pośrednictwem systemu IT firmy Bosch czy chmury IoT firmy Bosch. Tego rodzaju działania umożliwiają producentom zwiększenie wydajności i elastyczności produkcji.

Zorientowanie na przyszłość: Przemysł 4.0

Hydraulika przyszłości Connected Hydraulics: usieciowienie hydrauliki poprzez elektronizację

Ważnym elementem strategii firmy Bosch Rexroth jest koncentracja na przyszłości i Przemyśle 4.0. i wyznaczanie technologicznych trendów oraz standardów w przemyśle przyszłości. W toczącej się rewolucji przemysłowej, zwanej koncepcją Przemysłu 4.0, firma Bosch Rexroth, będąc jednocześnie producentem i użytkownikiem, odgrywa rolę prekursora technologii o uniwersalnym zastosowaniu. W oparciu o szeroką bazę produkcyjną Grupy Bosch liczącą ponad 100 zakładów produkcyjnych na całym świecie, sukcesywnie udoskonalamy nasze technologie zwiększając ich kompatybilność z koncepcją Przemysłu 4.0. Oferta produktowa firmy obejmuje inteligentne napędy i sterowania hydrauliczne oraz elektryczne, jak również systemy przemieszczeń liniowych i technikę montażu, które można łatwo zintegrować w usieciowionym zakładzie produkcyjnym. Będąc liderem technologicznym, firma wprowadza na rynek innowacyjne rozwiązania w zakresie elektro-hydrauliki oraz technologii płynów, które dostosowane są do potrzeb Przemysłu 4.0. Podczas tegorocznych targów Hannover

Elektronizacja hydrauliki i przeniesienie jej funkcji do poziomu oprogramowania gwarantują zachowanie dobrej pozycji na rynku również w przyszłości. Oferta Connected Hydraulics umożliwia wykorzystanie ogromnego potencjału środowisk Przemysłu 4.0 oraz Internet Rzeczy (IoT) Elektronizacja pozwala na podłączenie hydrauliki do nowoczesnych struktur sieciowych. Dzięki rozproszonej inteligencji i otwartym interfejsom możliwa jest integracja hydrauliki z rozwiązaniami opartymi na różnych innych technologiach. Oferta Connected Hydraulics umożliwia wykorzystanie ogromnego potencjału koncepcji Przemysłu 4.0 oraz Internetu rzeczy (IoT). Cyfrowe modele komponentów hydraulicznych umożliwiają symulacje i programowo kontrolowane zmiany procesów. Hydraulika podłączona do sieci sama się monitoruje i z prawdopodobieństwem 99% wykrywa błędy zanim doprowadzą one do awarii. Pozwala to na podejmowanie odpowiednich działań prewencyjnych w trakcie zaplanowanych przerw w produkcji.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

W 2017 roku firma Bosch Rexroth przewiduje tylko nieznaczne zmiany w światowej koniunkturze. Potencjalne ryzyka są związane ze słabymi prognozami w niektórych branżach i utrzymującym się niskim poziomem inwestycji w sektorach produkujących surowce. Szanse na rozwój oferują natomiast sektory maszyn samojezdnych oraz automatyzacji produkcji. Trwające obecnie strategiczne zmiany są odpowiedzią na coraz mniej przewidywalne trendy rynkowe i wynikające z nich nowe potrzeby klientów. Wydajność, precyzja, bezpieczeństwo i energooszczędność to cechy charakteryzujące napędy i sterowania firmy Bosch Rexroth, które wprawiają w ruch maszyny i urządzenia każdego formatu. Przedsiębiorstwo posiada szerokie doświadczenie w aplikacjach mobilnych, maszynowych i projektowych, jak również automatyzacji przemysłu. Doświadczenie to wykorzystuje przy opracowywaniu innowacyjnych komponentów, indywidualnych rozwiązań systemowych oraz usług. Bosch Rexroth oferuje swoim klientom kompleksowe rozwiązania z zakresu hydrauliki, napędów elektrycznych i sterowań, przekładni oraz techniki przemieszczeń liniowych i montażu. Przedsiębiorstwo, obecne w ponad 80 krajach, osiągnęło w 2015 roku obroty w wysokości 5,4 mld euro przy zatrudnieniu na poziomie 31 100 pracowników. Więcej informacji: www.boschrexroth.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

REZIP© – system lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN – rozwiązanie firmy TAVRIDA ELECTRIC REZIP© –faults location and power supply restoration system for MV networks – solution from TAVRIDA ELECTRIC Wstęp Proces modernizacji infrastruktury sieci SN umożliwił osiągnięcie w 2015 r. w skali całego kraju średniego czasu przerw w dostawach prądu ( wskaźnik SAIDI) na poziomie 293 minut rocznie [10]. Jest to wartość ciągle znacznie odbiegająca od poziomu średniej europejskiej (kraje tzw. Starej Unii), wynoszącej dla przerw nieplanowanych od 50 do 150 minut [9]. W planach URE zakłada się osiągnięcie w 2020 roku wskaźnika SAIDI na poziomie 136 minut [11]. Są to ambitne plany, wymagające aktualnie innego spojrzenia na automatyzację sieci, gdyż proste metody już się nie sprawdzają. W rezultacie w ostatnich kilku latach rozpoczęto w Polsce dyskusję o automatyce obejmującej coraz większe obszary sieci. Zainaugurowano budowę systemów lokalizujących i izolujących miejsce zwarcia, mające równocześnie za zadanie przywrócenie zasilania na obszarze nie objętym zwarciem. Artykuł przedstawia kierunki prac prowadzonych w Polsce w tym zakresie. W drugiej części artykułu przedstawiono system identyfikacji zwarcia i rekonfiguracji sieci SN po wystąpieniu zakłócenia o nazwie REZIP©, autorstwa firmy TAVRIDA ELECTRIC. Jest to rozwiązanie alternatywne i tańsze w stosunku do testowanych aktualnie w Polsce rozwiązań określanych mianem FDIR.

Systemy odbudowy zasilania wdrażane w Polsce Wśród aktualnie uruchamianych w Polsce pilotażowych układów automatycznej identyfikacji zwarcia i przywracania zasilania wyróżnić można dwie grupy systemów. Pierwsza grupa to systemy scentralizo-

wane, realizowane z poziomu systemu SCADA, promowane właśnie pod ogólną nazwą FDIR [5-8]. Do tej grupy należy także rozwiązanie ujęte w projekcie „Inteligentny Półwysep Helski” wdrożone przez Grupę Energa [1]. Te same cechy ma prezentowany w ostatnim czasie w prasie system CFI [2 ]. Druga grupa to systemy rozproszone. Do tej grupy rozwiązań należy system Self – Healing Grid wdrażany w Polsce przez firmę Schneider Electric [3,4].

Systemy scentralizowane W systemach scentralizowanych algorytmy automatyki FDIR są aplikacjami rozszerzającymi dotychczasowe funkcje systemów SCADA. Rozwiązania te wykorzystują dane pozyskiwane przez systemy SCADA i w momencie wystąpienia zwarcia z tego poziomu zarządzania siecią uruchamiają określone scenariusze łączeń. Działanie systemu inicjuje automatyczne wyłączenie zwarcia przez wyłącznik w GPZ lub reklozer umieszczony w głębi sieci. Na pierwszym etapie system na podstawie informacji z sygnalizatorów przepływu prądu zwarcia i aktualnej konfiguracji sieci lokalizuje miejsce zwarcia i izoluje uszkodzony obszar otwierając w głębi sieci wytypowane rozłączniki. Otwarcie rozłączników następuje w stanie beznapięciowym. W kolejnym kroku, na podstawie aktualnej konfiguracji sieci, system dokonuje odpowiednich przełączeń w celu przywrócenia zasilania na nieuszkodzonych fragmentach sieci. W publikacjach prasowych opisujących systemy scentralizowane i procesy wdrażania rozwiązań pilotażowych podkreśla się dominującą rolę łączności w systemie. Ma ona decydujący wpływ na pewność działania, równocześnie determinuje zaufanie do systemu.

Zwraca się uwagę, że w systemach opierających się na informacjach o położeniu łączników oraz stanie wskaźników prądów zwarcia informacje muszą być wiarygodne. Obecnie jednak wskaźniki nie gwarantują poprawnego działania w każdym przypadku. Ponadto, programy łączeń są złożone, gdyż muszą uwzględniać istniejąca infrastrukturę sieci, w której aktualnie kluczową rolę pełnią rozłączniki a nie wyłączniki. Tworząc algorytmy działania, wykorzystuje się doświadczenia operatorów systemu SCADA. W konsekwencji wymagane są skomplikowane i trudne do przeprowadzenia procedury weryfikacji algorytmów. Niezawodność takiego systemu ograniczona jest również przez zastosowanie prostych detektorów zwarcia. Układy te nie mają możliwości szybkiej zmiany nastaw i automatycznego dopasowania do bieżącej konfiguracji sieci a przez to mogą działać nieprawidłowo. Detektory zwarć doziemnych oparte tylko na kryterium prądowym mogą wprowadzić błędne informacje do systemu i poważnie zakłócić jego działanie. Koszty takich scentralizowanych systemów są zapewne znaczące. Do kosztów związanych z rozbudową systemu SCADA dochodzą bowiem koszty nowych, dodatkowych urządzeń instalowanych w sieci z myślą o systemie, a szereg urządzeń już eksploatowanych również musi być dodatkowo doposażonych.

Systemy rozproszone W systemie Self – Healing Grid mającym strukturę rozproszoną, tworzy się tzw. węzły (punkty podziału linii na sekcje) wyposażone w sterowniki obiektowe oraz ściśle współpracujące z nimi wskaźniki prądu zwarcia i obecności napięcia.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Sterowniki obiektowe sterują pracą lokalnych rozłączników. Moduł komunikacyjny sterownika posiada dwa kanały łączności. Jeden do łączności z systemem SCADA, drugi do komunikacji peer to peer pomiędzy sterownikami. Po wystąpieniu zwarcia działanie systemu SGH inicjuje wyłączenie linii przez wyłącznik w GPZ. System wykorzystując informację ze wskaźników prądu zwarcia i obecności napięcia oraz łączność między sterownikami, wydziela uszkodzoną sekcję dokonując równocześnie odpowiednich przełączeń w celu restytucji zasilania na nieuszkodzonych fragmentach sieci. Ze względu na bezpieczeństwo przełączeń oraz pewność działania system SHG wymaga potwierdzania na bieżąco stanu łączników, stanu kanałów łączności, obecności napięcia na szynach stacji. Utrata łączności między sterownikami obiektowymi lub brak informacji ze wskaźników zwarć powoduje blokadę działania systemu SHG. System jest przeznaczony głównie do automatyzacji ciągów kablowych lub ciągów mieszanych. Pilotażowe rozwiązania firma Schneider Electric realizuje korzystając z własnych rozwiązań sprzętowych i programowych.

wanego przez autonomiczne układy pomiarowe. W oferowanym przez firmę systemie lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN – REZIP© – ściśle współdziałają ze sobą wyłączniki w GPZ, reklozery i sekcjonizery w głębi sieci oraz wyłączniki z funkcją SZR w punktach podziału sieci. Zabudowa w ciągu większej ilości reklozerów była dotychczas ograniczona koniecznością zapewnienia selektywnego działania automatyk poszczególnych reklozerów (rys.1). W sieciach z systemem REZIP© ten problem już nie istnieje. Automatyki reklozerów działają nadal selektywnie, natomiast rozbudowa systemu następuje w oparciu o sekcjonizery REZIP© działające wg innej logiki. W tym przypadku nie ma ograniczenia ilościowego sekcjonizerów (rys.2). W ciągu można je instalować stosownie do potrzeb. Obszar pozbawiony za-

silania na skutek awarii zostanie ograniczony przez reklozery lub sekcjonizery z funkcją REZIP© usytuowane maksymalnie blisko miejsca wystąpienia awarii.

Zasada działania systemu REZIP© W momencie wystąpienia zwarcia automatyka zabezpieczeniowa reklozerów R1.1 i R1.2 (rys.3) oraz wyłącznika W1 w GPZ, czyli aparatów znajdujących się „powyżej” miejsca zwarcia, wykrywa awarię. Otwiera się jednak tylko reklozer R1.2. Wynika to z selektywnego działania zabezpieczeń w linii. Reklozer R1.2 ma najkrótszy czas zadziałania. Otwierając się wykonuje równocześnie pierwsze wyłączenie w cyklu SPZ. Sieć „poniżej” reklozera zostaje pozbawiona zasilania. Odbiorcy energii na odcinku sieci pomiędzy GPZ a reklozerem R1.2 nie odczuwają awarii. Jeśli zwarcie ma charakter nieprzemijający reklozer R1.2 wyko-

Automatyka REZIP© Inne podejście do tematyki identyfikacji miejsca zwarcia i przywracania zasilania w sieciach SN reprezentuje TAVRIDA ELECTRIC. Firma konsekwentnie rozwija ideę samoczynnego działania lokalnej automatyki wyłączników na podstawie stanu obiektu zidentyfiko-

Rys.1 Schemat sieci z reklozerami w standardowym układzie Pict.1 Diagram of network with reclosers in standard arrangement

Rys. 2 Schemat sieci z zabudowanymi dodatkowymi wyłącznikami działającymi w systemie REZIP© Pict.2 Diagram of network with additional circuit-breakers built-in operating in REZIP© system

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 3 Schemat ilustrujący działanie systemu REZIP© Pict.3 Diagram illustrating operation of REZIP© system

nuje drugie wyłączenie w cyklu SPZ. Sekcjonizery REZIP© S1.3 i S1.4 rozpoznają zanik napięcia, jaki ma miejsce na tym odcinku sieci w pierwszym i drugim cyklu SPZ. Odmierzają łączny czas zaniku napięcia . Przedłużający się ponad 2s stan beznapięciowy (zwarcie trwałe) powoduje, że wszystkie sekcjonizery REZIP© „poniżej” reklozera otwierają się. Równocześnie aktywowana jest funkcja bezzwłocznego otwarcia się sekcjonizera w sytuacji jego załączenia na zwarcie. Po wykonaniu drugiego załączenia w cyklu SPZ (w przedstawionym przykładzie 10s) reklozer R1.2 pozostaje w stanie zamkniętym. Jest odseparowany od miejsca zwarcia przez sekcjonizery. Sekcjonizer S1.3 wykrywa obecność napięcia od strony zasilania i po czasie 1s zamyka się. Wszystkie kolejne sekcjonizery działają identycznie. Sekcjonizer S1.4 po zamknięciu na zwarcie bezzwłocznie otwiera się. Jest to otwarcie definitywne, odseparowujące miejsce zwarcia od zasilania z kierunku GPZ 1. Zamknięcie reklozera R1.6 w punkcie podziału sieci, po okresie wynikającym z zaprogramowanego z góry czasu, powoduje podanie napięcia na linię z drugiego kierunku. Sekcjonizer S1.5 wykrywa podane napięcie i zamyka się. Po zamknięciu na zwarcie, w identyczny sposób jak S1.4, bezzwłocznie otwiera się odseparowując miejsce zwarcia od drugiej strony. Fragmentem sieci pozbawionym napięcia w wyniku zwarcia pozostaje wyłącznie odcinek między sekcjonizerami S1.4 i S1.5. Bardzo przydatnym narzędziem umożliwiającym poprawną prace w układzie z dwoma źródłami zasilania jest zastosowanie w reklozerach Tavrida Electric dynamicznej zmiany nastaw w zależności od kierunku przepływu mocy. Rozwiązanie to umożliwia dopasowa-

nie nastaw do źródeł o różnych mocach zwarciowych jak również zmianę czasu działania zabezpieczeń w celu zachowania selektywności działania przy zmianie konfiguracji sieci. Zmiany nastaw odbywają się automatycznie bez udziału dyspozytora. Jeżeli zmiana konfiguracji sieci prowadzona jest przez dyspozytora bez zastosowania automatu SZR, to oprócz funkcji dynamicznej zmiany nastaw, dyspozytor może wykorzystać cztery banki wcześniej przygotowanych nastaw. Wybranie jednego z czterech banków powoduje dostosowanie zabezpieczeń do aktualnego stanu sieci ale również może zmienić funkcjonalność urządzenia z reklozera na sekcjonizer REZIP© i odwrotnie. Wyłączniki umieszczone w głębi sieci działające w systemie REZIP© zawsze mają przypisaną jedną z dwóch funkcji, reklozera lub sekcjonizera REZIP©. Automatyczne wyłączniki firmy TAVRIDA ELECTRIC, niezależnie od tego, jaką funkcję pełnią w systemie, integrują w sobie wszystkie podzespoły niezbędne do działania w inteligentnych sieciach. Są niezależne, maja rozbudowaną automatykę, własny układ pomiarowy najwyższej klasy, współpracują w pełni z systemem nadrzędnym. Bardzo istotną cechą wyróżniającą system REZIP© w gronie systemów o podobnych funkcjach jest jego autonomiczne działanie w stosunku do łączności. Algorytm działania wynika wyłącznie z aktualnego, zidentyfikowanego przez układy pomiarowe stanu sieci oraz wprowadzonych wcześniej parametrów determinujących działanie systemu REZIP©. Dla działania automatyki nie jest wymagana łączność między poszczególnymi wyłącznikami. W tym rozwiązaniu rolą telemechaniki jest wyłącznie bieżące informowanie dyspozytora o automatycznym działaniu wyłączników oraz przekazywanie danych o parametrach i stanie

sieci. Dyspozytor i system nadrzędny zachowują w pełni kontrolę nad działaniem automatyki REZIP©. W każdym momencie jest możliwa ingerencja w realizowane procedury.

Podsumowanie Przedstawiony w artykule system REZIP© - System lokalizacji zwarć i przywracania zasilania w sieciach SN - oparty na automatycznych wyłącznikach (reklozerach) firmy Tavrida Electric spełnia wszystkie wymagania stawiane automatykom restytucyjnym. Monitoruje stan sieci, identyfikuje i izoluje miejsce usterki oraz przywraca zasilanie na nieuszkodzonym odcinku sieci. Jednym z kluczowych elementów systemu jest to, że jego działanie nie jest uzależnione od jakości i niezawodności systemu łączności oraz sprawności innych urządzeń w sieci. Automatyka działa samoczynnie, wykorzystując bieżące pomiary napięć i prądów. Podstawą są dane z własnych rozbudowanych układów pomiarowych. Wdrożenie systemu nie jest kosztowne. W ciągach, w których są już eksploatowane reklozery KTR uruchomione w latach ubiegłych, wymagana jest jedynie aktualizacja oprogramowania. Równocześnie uzyskuje się możliwość zwiększenia w sieci liczby punktów podziału. Oprogramowanie wszystkich reklozerów KTR oferowanych na rynku od 2017 r. zawiera już algorytmy działania w systemie REZIP©. Funkcję wyłącznika w sieci - reklozer czy sekcjonizer REZIP© - aktywuje się programowo. W dowolnym czasie sekcjonizerowi REZIP© można przywrócić funkcję reklozera i odwrotnie. Jest to istotne w momencie rozbudowy sieci. Wszystkie opisane w literaturze rozwiązania FDIR można zrealizować przy pomocy systemu REZIP©.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE W świecie system REZIP© pracuje na czwartym pod względem wydajności polu naftowym na świecie, należącym do chińskiej firmy Daqing Oilfield

Company Limited. Pompy pracujące na polu naftowym, a są ich tysiące, zasilane są z rozległej sieci napowietrznej. System rozwiązał problem wpły-

wu awarii pojedynczej pompy na prace pozostałych urządzeń. Lech Wierzbowski n

LITERATURA 1. Babś A., 2013. Automatyzacja sieci rozdzielczych jako podstawowy element sieci inteligentnych. AutomatykaElektryka-Zakłócenia 2, 22-28. 2. Broda K., Makowiecki K., Wlazło P., 2016. Integracja systemu lokalizacji i izolacji miejsca zwarcia z inteligentnym systemem sterowania stacją elektroenergetyczną w sieciach Smart Grid. Urządzenia dla Energetyki 7, 52-54. 3. Burek K., 2014. Rozproszony system restytucyjny Self-Healing oraz elementy automatyki w sieciach rozdzielczych SN. Energia Elektryczna grudzień 2014, 20-23. 4. Floryn J., 2016. Wdrożenie rozproszonego systemu automatyk restytucyjnych typu Self-Healing Grid produkcji Schneider Electric na terenie Tauron Dystrybucja Oddział we Wrocławiu. Wiadomości Elektrotechniczne 3, 24-29. 5. Grzeszczuk Z., Wiśniewski S., 2016. Moduł programowy FDIR na przykładzie praktycznych aplikacji. Seminarium KAE „Automatyka Elektroenergetyczna inteligentnych sieci rozdzielczych”, 157-169. 6. Kalusiński K., 2016. Automatyka FDIR w systemie dyspozytorskim Wind Ex – przykład wdrożenia dla krajowego Operatora Sieci Dystrybucyjnej. Wiadomości Elektrotechniczne 3, 39- 40. 7. Kalusiński K., 2015. Lokalizacja zwarć i odbudowa zasilania w sieciach średnich napięć. Wiadomości Elektrotechniczne 4, 41-43. 8. MIKRONIKA, 2017. MIKRONIKA SA: Wdrożenia Systemu FDIR. https://polskiprzemysl.com.pl 9. Rada Europejskich Regulatorów Energii, 2016. 6th CEER BENCHMARKING RAPROT ON THE QUALITY OF ELECTRICITY AND GAS SUPPLY. www.ceer.eu . 10. Tauron Dystrybucja SA, Energa Operator SA, Enea Operator sp. z o.o., PGE SA. dane dostępne na oficjalnych stronach internetowych. 11. Urząd Regulacji Energetyki, 2015, Jakość dostaw i obsługa odbiorców energii lepsze o 50% - Prezes URE wprowadza nowy model regulacji dużych dystrybutorów energii. http://www.ure.gov.pl

Instytut Elektrotechniki Electrotechnical Institute

Laboratorium Badawcze Aparatury Rozdzielczej

Laboratorium Badawcze i Wzorcujące

Laboratorium badawcze akredytowane przez PCA, Nr AB 074

Laboratorium badawcze akredytowane przez PCA, Nr AB 022 Laboratorium wzorcujące akredytowane przez PCA, Nr AP 102

AB 074: Badania aparatury łączeniowej, rozdzielczej i sterowniczej wysokiego, średniego i niskiego napięcia prądu przemiennego i stałego: napięciowe, obciążalności zwarciowej, zdolności łączeniowej, łukoochronności, przyrostów temperatury, klimatyczne, IP, IK oraz badania: transformatorów, izolatorów, ograniczników przepięć, bezpieczników, wyłączników nadprądowych i różnicowoprądowych, listew zaciskowych, złączek i zacisków, sprzętu ochronnego i narzędzi do prac pod napięciem.

Dziedziny badań AB 022: akustyka, elektryka, mechanika, drgania, fotometria, funkcjonalność, bezpieczeństwo użytkowania, odporność ogniowa, właściwości palne, odporność na narażenia mechaniczne i klimatyczne.

Laboratorium Badawcze Aparatury Rozdzielczej telefon: +48 22 11 25 300, 301 +48 693 590 090 fax: +48 22 11 25 444, 445 email: zwarcia@iel.waw.pl

Dziedziny wzorcowań AP 102: wielkości elektryczne DC i m. cz., wielkości optyczne.

Laboratorium Badawcze i Wzorcujące telefon: +48 22 11 25 290 +48 601 960 244 fax: +48 22 11 25 444, 445 email: badania@iel.waw.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Inżynieria jutra z napędami elektrycznymi Danfoss o wysokiej sprawności i wydajności energetycznej Firma Danfoss należy do niekwestionowanych liderów branży napędowej. Od lat nazwa ta jest kojarzona z przetwornicami częstotliwości i softstartami o najlepszych parametrach technicznych, najwyższej niezawodności i funkcjonalności. Należące do Danfoss marki VLT i VACON są gwarancją prawidłowego doboru komponentów napędu elektrycznego i redukcji kosztów eksploatacji. Rewolucja w dziedzinie napędów elektrycznych

W sektorach przemysłowych i produkcyjnych na całym świecie silniki elektryczne skutecznie i niezawodnie realizują swoje zadania. Praca milionów z nich jest regulowana za pomocą przetwornic częstotliwości AC. Regulacja prędkości to doskonałe rozwiązanie umożliwiające dyskretną optymalizację wydajności. Właściwie trudno sobie wyobrazić obecnie jakikolwiek aspekt życia codziennego bez przetwornic częstotliwości. W technologii napędów elektrycznych tkwi ogromny potencjał ograniczania zużycia energii, gdyż 65–70% całej zużytej energii elektrycznej wykorzystuje się do napędzania silników elektrycznych. Liczba zainstalowanych przetwornic AC stale wzrasta. Rosnący popyt wynika z tendencji do optymalizowania procesów i obniżania kosztów produkcji, a także bardziej wydajnego wykorzystania drogiej energii. W historii rozwoju technologii i przetwornic można wyróżnić trzy znaczące kamienie milowe: yy wynalezienie silnika prądu stałego w 1833 roku, yy wynalezienie silnika trójfazowego w 1889 roku, yy pierwsza seria masowo produkowanych przetwornic częstotliwości w 1968 roku (przetwornice VLT® firmy Danfoss). Od momentu wprowadzenia na rynek pierwszej produkowanej masowo przetwornicy nastąpił bardzo szybki rozwój technologii. Wraz z upowszechnieniem się automatyki na skalę globalną i wzrostem liczby silników wyposażonych w przetwornice częstotliwości, produkcja przetwornic dosłownie eksplodowała.

Zakłady produkcyjne firmy Danfoss w Graasten, Dania, 1968

Optymalizacja przetwornic pod kątem zastosowań

Produkcja przetwornic częstotliwości spełniających szerokie wymagania i jednoczesne podtrzymanie ich innowacyjności bardzo szybko zadecydowało o wyłonieniu się na rynku czołowych producentów spełniających te kryteria. U progu nowego tysiąclecia eksperci zajmujący się przetwornicami uświadomili sobie, że wiele możliwości otwieranych przez technologie informatyczne można wykorzystać w automatyce a więc również w rozwoju i funkcjonalności przetwornic AC. Dodatkowo wzrastał popyt na niestandardowe przetwornice częstotliwości, zoptymalizowane i ukierunkowane do konkretnych zastosowań i aplikacji.

Wydajne wykorzystywanie energii

Przed technologią napędową stoi kolejne ważne wyzwanie — wydajne i oszczędne korzystanie z energii. Szczególnie w ostatnich latach producenci szybko zdali sobie sprawę z konieczności ograniczania zużycia energii, które wpływa na koszty. To wszystko przekłada się na cenę co z kolei jest często kluczowym priorytetem dla ich klientów. Przetwornice częstotliwości stanowią podstawowy wybór w zakresie wydajnych rozwiązań pozwalających oszczędzać oraz ograniczać zużycie energii. Sterowanie pompami w wymagających niezawodności sieciach wodociągowych i kanalizacyjnych, obsługa systemów HVAC, zapewnienie niezawodności działania przenośników taśmowych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE i linii produkcyjnych, zabezpieczenie zasilania i sterowania na statkach czy bezpieczny i szybki transport windą na piąte piętro. We wszystkich wspomnianych i jeszcze wielu innych zastosowaniach przetwornice częstotliwości umożliwiają znaczną oszczędność energii i optymalizację procesów oraz obniżenie kosztów.

Optymalizacja procesów w celu zapewnienia dokładności, jakości i niezawodności

Współczesne zakłady produkcyjne często stanowią podręcznikowe przykłady optymalizacji i oszczędności. Regulacja prędkości silników zgodnie ze zmieniającymi się potrzebami umożliwia lepsze kontrolowanie procesu, co jest niezwykle istotne dla zapewnienia wysokiej jakości wytwarzanego produktu. Precyzyjna kontrola w pozytywny sposób wpływa na wydajność, zużycie materiału, wydajność produkcji czy emisje do środowiska. Jednocześnie kierownicy zakładów mają ściśle określone wymagania w zakresie wymiarów, emisji ciepła, możliwości czyszczenia powierzchni, integracji systemu komunikacji i łatwości obsługi. Ostatnio coraz częściej zauważa się tendencję do tworzenia rozwiązań bardziej przyjaznych dla użytkownika oraz napędów dostosowanych i dedykowanych do konkretnych zastosowań i zoptymalizowanych pod ich kątem.

Napędy firmy Danfoss pozwalają spełnić wszystkie wymagania związane z dokładnością, higieną i niewielkim rozmiarem.

Danfoss to czołowy dostawca rozwiązań napędowych dla przemysłu, gospodarki wodnej i HVAC.

Od konsumenta do wytwórcy energii

Procesy, które zawsze były uważane za energochłonne, są i będą optymalizowane w celu uzyskania lokalnych nadwyżek energii i oszczędności. Przykładem może być gospodarka wodna, która odpowiada za wykorzystanie nawet 40% budżetu gminnego w krajach Europy. Jeśli podniesiemy poprzeczkę, to zapotrzebowanie na moc można zredukować nawet do zera poprzez yy ograniczenie zużycia energii przez silniki przy użyciu przetwornic AC, yy wytwarzanie bioenergii elektrycznej z osadów ściekowych. Postępowa oczyszczalnia ścieków może potencjalnie wytworzyć ilość energii wystarczającą do zaspokojenia zapotrzebowania całego zakładu gospodarki wodnej: sieci wodociągowej, dystrybucyjnej i kanalizacyjnej. W skali globalnej 8% światowego zapotrzebowania na energię pochłania gospodarka wodna, zatem potencjał oszczędności jest ogromny.

Danfoss Drives to marki VLT® i VACON®, to unikalne technologie sterowania silnikami elektrycznymi do 5 MW.

Co dalej ?

Dzięki coraz mniejszym rozmiarom, coraz większym możliwościom i szerszemu stosowaniu inteligentnych technologii, przetwornice częstotliwości stały się nieodłączną częścią sektora przemysłowego i prywatnego. W codziennym życiu nadal niewiele osób je zauważa, ponieważ większość z napędów realizuje swoje zadania dyskretnie, w tle. Natomiast ich brak zauważyliby wszyscy i to natychmiastowo. Należy spodziewać się przy tym jeszcze większej liczby zainstalowanych napędów nie tylko w nowych aplikacjach, ale także wszędzie tam gdzie ich do tej pory nie było czyli starszych i niemodernizowanych aplikacjach. Będzie to

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

w dużej mierze podyktowane rachunkiem ekonomicznym, zwiększeniem wydajności i optymalizacją. Biorąc pod uwagę aktualne nastroje ekonomiczne, ograniczenie całkowitych kosztów w cyklu życia produktu oraz optymalizacje wydajności systemu bez jednoczesnego pogorszenia jakości produktu, przetwornice częstotliwości AC odgrywają obecnie kluczową rolę na wczesnych etapach procesu projektowania. Elastyczne innowacyjne rozwiązania opracowywane w odpowiedzi na te potrzeby nadal będą wyznaczały podstawowy trend w prognozowanej przyszłości. drives.danfoss.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Fluke wprowadza na rynek przenośny automatyczny kalibrator ciśnienia Fluke 729 Automatyczny kalibrator ciśnienia Fluke 729 został zaprojektowany z myślą o technikach obsługujących procesy, w celu uproszczenia kalibracji ciśnienia oraz zapewnienia szybszych i bardziej dokładnych wyników testów. Dodatkowo dzięki zgodności z aplikacją mobilną Fluke Connect® i oprogramowaniem komputerowym DPCTrack2™ technicy mogą bezprzewodowo monitorować i rejestrować zmierzone i wygenerowane wartości ciśnienia.

alibracja ciśnienia ma często kluczowe znaczenie dla systemów sterowania procesami a także pomaga optymalizować pracę i utrzymywać bezpieczeństwo na terenie zakładu. Aparatura pomiarowa znajduje się w prawie każdym zakładzie, a wiadomo, że jej właściwa kalibracja może stanowić poważne wyzwanie. Nowy automatyczny kalibrator ciśnienia Fluke 729 został zaprojektowany od podstaw z myślą o technikach obsłu-

gujących procesy; jest wyposażony w funkcje, które pozwalają zmienić sposób kalibrowania ciśnienia. Kalibracja ciśnienia może być czasochłonna - kalibrator 729 usprawnia ten proces dzięki wbudowanej pompie elektrycznej, która zapewnia automatyczne generowanie i regulowanie ciśnienia w jednym, prostym w użyciu, wzmocnionym, przenośnym przyrządzie. Obsługa przenośnego kalibratora ciśnienia 729 jest niezwykle prosta.

Główne funkcje kalibratora ciśnienia Fluke 729: • Automatyczne generowanie i regulacja ciśnienia do 300 psi • Łatwa dokumentacja procesu za pomocą wbudowanych szablonów testów • Automatyczna, precyzyjna regulacja wewnętrzna • Mierzenie, generowanie i symulowanie sygnałów od 4 do 20 mA • Zasilanie pętli 24 V umożliwia zasilanie nadajników testowych • Obsługa komunikacji HART umożliwiająca testowanie inteligentnych nadajników HART • Wbudowana możliwość testowania przecieków przy sprawdzania obwodów pod kątem szczelności • Zgodność z aplikacją Fluke Connect® • Możliwość pomiarów temperatury za pomocą opcjonalnej sondy 720RTD • Pomiar napięcia DC w celu testowania nadajników o sygnałach wyjściowych z zakresu od 1 V do 5 V DC • Zgodność z modułami ciśnieniowymi z serii 700 i 750 • Przesyłanie udokumentowanych wyników testów do oprogramowania do zarządzania kalibracją DPCTrack2™

Wystarczy wpisać ciśnienie docelowe, a kalibrator za pomocą pompy automatycznie osiągnie żądaną wartość. Następnie wewnętrzny regulator automatycznie ustabilizuje ciśnienie na żądanej wartości. Kalibrator Fluke 729 może także automatycznie testować wiele punktów testowych pod ciśnieniem i automatycznie zapisywać wyniki. Kalibracja jest prosta - wystarczy wpisać ciśnienie początkowe i końcowe, liczbę punktów testowych i poziom tolerancji. Obsługa komunikacji HART umożliwia regulację sygnałów z zakresu miliamperów w nadajnikach HART, jak również prostą konfigurację HART i korygowanie wskazań względem przyłożonego ciśnienia o wartości 0% i 100% pełnej skali. Przesyłanie i zarządzanie wynikami kalibracji za pomocą oprogramowania do zarządzania kalibracją DPCTrack2™ sprawia, że tworzenie zaplanowanych testów i raportów oraz zarządzanie aparaturą pomiarową i wynikami jest niezwykle łatwe. Z kolei możliwość wyboru ciśnienia pomiędzy 30 psi (2 bary, 200 kPa), 150 psi (10 barów, 1 MPa) i 300 psi (20 barów, 2 MPa) sprawia, że automatyczne kalibratory ciśnienia Fluke 729 sprawdzają się w każdych warunkach. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

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

ZEG TYCHY oraz KOPEX-EKO

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

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

„ZEG-ENERGETYKA” Tychy, powrót do przyszłości Początek 2017 roku oznaczał dla znanego producenta elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej kolejny zwrot w długoletniej działalności. Po pierwsze, nastąpił powrót do historycznej nazwy ZEG-ENERGETYKA i odzyskanie samodzielności Spółki po okresie przynależności do górniczej grupy KOPEX. Po drugie – podjęcie nowych kierunków rozwoju i wzbogacenie oferty z myślą o przyszłości. Nowa organizacja przejęła cały zespół projektowania i produkcji EAZ, jak i całą dotychczasową ofertę urządzeń wraz z ich pełną obsługą i serwisem. 45 lat tradycji. Spółka legitymuje się doświadczeniem i historią sięgającymi początku lat 70-tych XX w., kiedy w Zakładzie Elektroniki Górniczej w Tychach rozpoczęto produkcję elektronicznych przekaźników i automatyki zabezpieczeniowej dla energetyki. W tamtych latach większość budowanych w Polsce elektrowni i przemysłowych źródeł energii była wyposażana w zespoły automatyki zabezpieczeniowej systemu ZAZ, które można spotkać w eksploatacji jeszcze do dzisiaj.

ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. Współczesna, szeroka oferta urządzeń EAZ nowej generacji powstała po wydzieleniu w 1998 r. ze struktury „ZEG” SA. samodzielnej spółki-córki ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. Pod tą nazwą firma mocno zaznaczyła swoją obecność na rynku w nowych warunkach – konkurencji, wahań koniunktury i intensywnej modernizacji polskiej energetyki. Do tej nazwy firma wraca obecnie po kilkuletnim okresie zmian własnościowych i organizacyjnych, który nastąpił wraz z przejęciem spółki-matki ZEG SA. przez grupę KOPEX. Obecnie kontynuowane są działania na polu elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, w zakresie produkcji i sprzedaży zabezpieczeń generatorowych, sieci średnich napięć oraz przekaźników elektroenergetycznych, w tym serii mZAZ. Firma jest wiodącym w kraju dostawcą zabezpieczeń dla generatorów i bloków energetycznych – łącznie do tej pory zainstalowanych zostało 88 zespołów CZAZ-GT dla dużych bloków (np. 470MW w Elektrowni Łagisza) oraz 142 zespoły CZAZ-G/GTM dla generatorów małej mocy. Spółka realizuje prace usługowe (np. modernizacje zespołów generatorowych) oraz serwisowe dla wyrobów. W zakresie produkcji elektronicznej podejmowane są także kontraktowe prace montażowe. W sferze konstrukcyjnej przygotowywane są urządzenia nowej generacji zabezpieczeń, przede wszystkim dla pól średnich napięć. Rozwijana jest też nowa oferta urządzeń z zakresu automatyki stacji elektroenergetycznych oraz aparatury pomocniczej.

Nowe i modernizowane produkty Cyfrowe przekaźniki zabezpieczeniowe serii mZAZ

Przekaźniki serii mZAZ (Rys. 1) są niewielkimi, ekonomicznymi zabezpieczeniami dedykowanymi do ochrony wybranych urządzeń (transformator, silnik itd.) lub dla określonych funkcji (prądowe, napięciowe itd.). Poszczególne odmiany przekaźników są produkowane na bazie uniwersalnej platformy sprzętowej i programowej. Urządzenia mZAZ integrują w sobie funkcje pomiarowe, zabezpieczeniowe, sterownicze i rejestracyjne. Przeznaczone są do stosowania w układach elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w aplikacjach zarówno wysokiego, średniego jak i niskiego napięcia. Przekaźniki posiadają 2 lub 4 wejścia dwustanowe i 7 wyjść (styki zwierne) oraz 4 kanały analogowe, konfigurowane w zależności od przeznaczenia przekaźnika. Wyposażone są także w łącze szeregowe RS485 z protokołem Modbus RTU. Obecnie oferowany typoszereg obejmuje zabezpieczenia (funkcje w nawiasach): mZAZ-I - uniwersalne nadprądowe (50/51, 51, 50N/51N, 51N, 49M, 49R, 46, 46G) mZAZ-U - uniwersalne napięciowe (59, 27, 59N, 47, 27D, 59R, 27R, 27RA, 27I)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE mZAZ-T - transformatora SN (50/51, 50N/51N, 51N, 49M, 46, 59N, 67N) mZAZ-M - silnikowe (50/51, 50N/51N, 49M, 46, 59, 27, 38, 37, 51LR, 48/66) mZAZ-PR - pola pomiarowego (59, 27, 59N, 47, 27D) mZAZ-L - linii (50/51, 51, 50N/51N, 51N, 59N, 21N, 67N) mZAZ-Io - ziemnozwarciowe (50N/51N, 51N, 59N, 21N, 67N) mZAZ-Pz - od mocy zwrotnej (50N/51N, 59, 27, 81H/L, 32R) mZAZ-GR - małego generatora (50/51, 59, 27, 59N, 47, 59R, 27R/RA, 81H/L, 81R, 32R) mZAZ-DC - prądu stałego (50/51, 76, 59, 27).

Rys. 1 Przekaźnik mZAZ.

Zabezpieczenie sieci średniego napięcia – mZAZ PLUS Charakterystyka ogólna Zespół zabezpieczeń średniego napięcia typu mZAZ PLUS (Rys. 2), przeznaczony jest do stosowania w układach

Zestaw zabezpieczeń i automatyki zawiera bibliotekę 35 funkcji zabezpieczeniowych i automatyk (jak w mZAZ powyżej), niezależnie od możliwości wykonania logiki własnej.

Charakterystyczne cechy zespołu yy Logika działania podzielona na część stałą i konfigurowaną przez użytkownika. yy Osiem wejść analogowych, rezystancyjnych lub indukcyjnych, do współpracy z przekładnikami zabezpieczeniowymi. yy Dwa wejścia analogowe do współpracy z przetwornikami 4-20 mA albo 0-10 V, lub czujnikami PTC (PT100). yy Osiem programowalnych wyjść przekaźnikowych. yy Dwanaście wejść dwustanowych w trzech sekcjach. yy Pomiar bieżących wartości wielkości wejściowych i obliczeniowych. yy Rejestrator zdarzeń i rejestrator parametrów ostatniego zakłócenia. yy Rejestrator próbek i amplitud zakłóceń analogowych i sygnałów binarnych. yy Licznik prądu kumulowanego wyłącznika (PKW) i liczniki zadziałań. yy Formowany impuls sterujący na wyłączenie. yy Łącze RS-485 oraz port mini–USB do zdalnej komunikacji szeregowej w protokole MODBUS-RTU. yy System kontroli i autotestów sprawności zespołu. yy Wielopoziomowa ochrona przed nieuprawnionym dostępem.

Zespół zabezpieczeń sieci średniego napięcia - CZAZ-U nowe wykonanie

Rys. 2 Przekażnik mZAZ PLUS.

automatyki zabezpieczeniowej sieci SN do realizacji złożonych funkcji zabezpieczeniowych i automatyk. Urządzenie wyposażone jest i charakteryzuje się konfigurowalnością programową zestawu zabezpieczeń, logiki działania, pomiarów, sygnalizacji oraz innych funkcji - w oparciu o otwartą bibliotekę oprogramowania, co pozwala na dopasowanie urządzenia do rodzaju zabezpieczanego obiektu i wymagań użytkownika.

Zabezpieczenia CZAZ-U oraz silnikowe CZAZ-UM stanowią kompleksowe rozwiązanie do sterowania i zabezpieczenia w nowoczesnej rozdzielnicy SN. Zespół CZAZ-U jest uniwersalnym zabezpieczeniem pól SN, wyposażonym w funkcje specjalizowanego sterownika polowego, przewidzianym dla pól zasilających, sprzęgłowych oraz odpływowych. Dla zabezpieczania silników WN służy urządzenie CZAZ-UM, które posiada szereg wyspecjalizowanych funkcji silnikowych. Bogata biblioteka funkcji zabezpieczeniowych w urządzeniach CZAZ-U oraz CZAZ-UM umożliwia wykorzystanie różnorodnych kryteriów pomiarowych celem zapewnienia niezawodnego i selektywnego działania oraz wykrywania nieprawidłowego stanu pracy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

Rys. 3 Przekaźnik CZAZ-U.

pola. Urządzenia są oferowane w dwóch rodzajach obudowy z możliwością montażu natablicowego, zatablicowego oraz rozłącznego (Rys. 3).

Charakterystyczne cechy zespołu yy jednolity, uniwersalny sprzęt programowo dostosowany do potrzeb zabezpieczanego obiektu. yy dwa wykonania interfejsu operatora: - zintegrowany wyświetlacz graficzny monochromatyczny; dostępna jest również opcja z wyświetlaczem alfanumerycznym - kolorowy wyświetlacz z ekranem dotykowym w obudowie rozłącznej w stosunku do jednostki sterującej yy funkcje specjalizowanego sterownika polowego ze standardową logiką umożliwiającą bezpieczną obsługę pola przy sterowaniu lokalnym i zdalnym, w zależności od stanu położenia łączników i blokad od zadziałania zabezpieczeń. yy funkcje programowalnego sterownika polowego, pozwalającego zrealizować dodatkowe układy logiczne i sterujące (np. zabezpieczenie szyn zbiorczych ZS lub układ LRW): - 21 wejść dwustanowych oraz 16 wejść logicznych przesyłanych łączem szeregowym z systemu nadzoru; - 14 konfigurowanych przekaźników wyjściowych; - kilkadziesiąt sygnałów wewnętrznych wypracowanych w zespole (np. pobudzenie i zadziałanie zabezpieczeń, sygnalizacje i inne). yy możliwość wyboru układu pola z dostępnej biblioteki lub wykonania niestandardowego. yy obwody wyjściowe z możliwością bezpośredniego sterowania łącznikami, w tym 2 przekaźniki wyjściowe sterowania awaryjnego z kontrolą ciągłości obwodów wyłączających yy 8 wejść pomiarowych (prądy fazowe, napięcia międzyfazowe, prąd składowej zerowej, napięcie składowej zerowej).

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy pomiar bieżących wielkości elektrycznych (prądy fazowe, prąd składowej zerowej, napięcia międzyfazowe, napięcie składowej zerowej, moc czynna i bierna, energia czynna, współczynnik mocy), w wykonaniu 2 dostępne również pomiary napięć fazowych oraz energii czynnej i biernej liczone niezależnie w obu kierunkach), yy rejestracje zakłóceń i zdarzeń: - rejestrator ok. 150 różnych zdarzeń o pojemności 500 zapisów; - rejestrator przebiegu zakłóceń (8 przebiegów analogowych oraz 16 sygnałów dwustanowych); - rejestrator maksymalnej lub minimalnej wartości napięcia, prądu i częstotliwości oraz czasu trwania ostatniego zakłócenia; - licznik zadziałań poszczególnych zabezpieczeń oraz liczniki prądów kumulowanych wyłącznika. yy system samokontroli, autotestów i sygnalizacji awarii wewnętrznych. yy zdalna komunikacja z komputerem PC lub systemem nadrzędnym poprzez RS232/485/USB lub złącze światłowodowe w protokołach MODBUS CZAZ RTU, MODBUS CZAZ ASC, MODBUS RTU, IEC 60870-5-103.

AUTOMATYKA STACYJNA Sygnalizacja Centralna SC64 Zastosowanie Urządzenie SC-64 (Rys. 4) służy do optycznej i akustycznej wizualizacji informacji o zadziałaniu zabezpieczeń, stanach awaryjnych oraz zakłóceniach w pracy urządzeń elektroenergetycznych. Wizualizacja taka jest istotna dla szybkiej i precyzyjnej

oceny sytuacji przez służby eksploatacji i reakcji na pojawiające się zagrożenia. Urządzenie zawiera także rejestrator zdarzeń. Dane z dziennika zdarzeń mogą być przekazywane do systemu nadzoru za pomocą łączy światłowodowych, RS485, Ethernet. Protokoły komunikacyjne ustawiane są programowo - ZEG, IEC 608705-103 i opcjonalnie Modbus, DNP-3, IEC 61850. Podstawowe właściwości yy obudowa kasetowa 19’’/4U/160 yy zdejmowany panel frontow y z możliwością jego zabudowy w dowolnym miejscu yy 64 tory optycznej sygnalizacji zakłóceniowej (wejścia dwustanowe) yy 64 konfigurowalne diody sygnalizacyjne LED RGB yy możliwość rozbudowy do 256 sygnałów w systemie yy możliwość grupowania na sygnalizację do 15 dowolnych wejść yy możliwość programowania opóźnienia sygnałów wejściowych (do 25s) yy 16 wyjść stykowych do pobudzenia i powielania zbiorczej sygnalizacji zewnętrznej yy możliwe wyposażenie w przekaźniki powielające sygnały wejściowe z funkcją grupowania do 15 sygnałów yy szereg przycisków do wykonywania prób alarmowych, kasowania i blokowania funkcji yy osiem portów komunikacyjnych RS232, RS485, ST-światłowód, programowy wybór protokołu transmisji IEC 60870-5-103 / ZEG

Automatyka Samoczynnego Załączenia Rezerwy zasilania potrzeb własnych AZR-9

Rys. 4 Sygnalizacja SC-64 (dół) oraz automatyka AZR-9 (góra).

Zastosowanie Urządzenie SZR-9 (Rys. 4) służy do samoczynnego załączenia rezerwy zasilania w rozdzielniach 400/230V. Urządzenie dedykowane jest dla rozdzielni potrzeb własnych i obsługuje do dziewięciu wyłączników wraz z obsługą agregatów. Dopływ, na którym pojawi się zanik napięcia zostaje wyłączony, a załączony zostanie inny, zgodny z wybranym priorytetem. Sygnalizacja stanów zakłóceniowych zapewnia personelowi precyzyjną i szybką informację na temat pojawiających się zagrożeń. Urządzenie pełni także funkcję rejestratora zdarzeń. Dane z dziennika zdarzeń mogą być przekazywane do systemu nadzoru za pomocą łączy światłowodowych, RS485, Ethernet. Do wyboru użytkownika są protokoły ZEG, IEC 60870-5-103 oraz opcjonalnie MODBUS, DNP-3, IEC 61850. Podstawowe właściwości yy obudowa kasetowa 19’’/4U/160 yy zdejmowany panel frontow y z możliwością jego zabudowy w dowolnym miejscu yy 48 wejść dwustanowych konfigurowalnych yy 24 wyjścia stykowe do sterowania wyłącznikami i sygnalizowania awarii yy 16 wejść pomiarowych z wykrywaniem asymetrii zasilania yy 32 konfigurowalne diody sygnalizacyjne LED RGB yy możliwa rozbudowa urządzenia do dowolnej liczby dopływów zasilających yy przyciski funkcyjne F1-F6 służące do zmiany priorytetu zasilania yy osiem portów komunikacyjnych, RS232, RS485, ST-światłowód

Rys. 5 Wskaźnik numeru zaczepu.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 6 Rezystory dociążające RDZ-3

Automatyczny wskaźnik numeru zaczepu transformatora Automatyczny wskaźnik numeru zaczepu transformatora AWZ-1 (Rys. 5) jest przeznaczony do sygnalizacji numeru aktualnie wybranego zaczepu transformatora 110/15 kV. Urządzenie posiada wejścia 24V DC odbierające dane z przełącznika w różnych standardach kodowania: BCD, BCD Energopomiar, BINARNY, GRAY lub dowolny zdefiniowany przez użytkownika. Wskaźnik sygnalizuje także alarmy określone przez użytkownika – np. skrajny zaczep lub zbyt częste przełączanie. Urządzenie posiada wyjścia stykowe, które umożliwiają wysłanie odczytanego numeru zaczepu transformatora w innym systemie kodowania do dowolnego urządzenia. Zestyki umożliwiają wysyłanie kodu za pomocą innego zewnętrznego napięcia np. 220V DC/ AC. Dostępne kodowanie wyjść: BCD, BINARNY, GRAY lub dowolny zdefiniowany przez użytkownika. Dekodowanie numeru zaczepu transformatora i ponowne jego kodowanie wykorzystuje się przy pracy z regulatorem napięcia transformatora w rozdzielniach 110kV/15kV.

Rezystory dociążające obwody wtórne przekładników pomiarowych RDZ-3 Zastosowanie Przekładniki prądowe jak i napięciowe gwarantują poprawne warunki pracy przy obciążeniu w przedziale 25¸100% mocy znamionowej. W przypadku przekładników starszego typu często obciążenie na poziomie 25% mocy znamio-

Rys. 7 Optyczny punkt gwiazdowy OPG-6

nowej nie jest wystarczające. Rezystory dociążające mają na celu dodatkowo obciążyć układ pomiarowy w celu zapewnienia odpowiedniego przedziału pracy przekładników prądowych oraz napięciowych. Podstawowe właściwości Wkłady rezystorowe wykonano w technologii grubowarstwowej, przez co charakteryzują się minimalną indukcyjnością, dużą odpornością na przeciążenia impulsowe i wysokie temperatury oraz niezawodnością. Rezystory dociążające typu RDZ-3 składają się z trzech rezystorów (dla układów 3-fazowych) umieszczonych w specjalnej obudowie z zamkiem przemysłowym z możliwością plombowania. Zaciski rezystorów umożliwiają montaż w układzie typu gwiazda lub trójkąt. Wartości rezystorów są dobierane na indywidualne zamówienie klienta.

Optyczne punkty gwiazdowe OPG-1, -2, -6, IZ Zastosowanie Koncentratory gwiazdowe światłowodowych kanałów komunikacyjnych dla energetyki zawodowej są instalowane w obrębie stacji elektroenergetycznych. Umożliwiają połączenie wielu kanałów (zależnie od wersji - 1÷6) wejściowych z jednym kanałem transmisyjnym do zewnętrznej sieci komputerowej. Poprzez urządzenie mogą być przesyłane dane telemechaniki (sterowanie, zdarzenia), jak i dane kanału inżynierskiego (odczyt rejestratorów zakłóceń, pomiary diagnostyczne, dziennik zdarzeń, nastawy). Urządzenia OPG mogą być łączone ze sobą umożliwiając grupowanie kanałów łączności wielu urządzeń stacyjnych.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

Właściwości (OPG-6) yy sześć portów optycznych ze złączem ST (820nm - światłowód wielomodowy) yy port 1 ST MASTER/SLAVE (możliwość wyboru trybu pracy: MASTER, SLAVE, EHO ON/OFF), porty 2,3,4,5,6 ST - SLAVE yy port RS-485 i RS-232 pracują w trybie MASTER

Konwertery KKU. W grupie akcesoriów pomocniczych oferowane są także konwertery łączy szeregowych w niewielkich obudowach (35x25x50mm). Obudowy wyposażone są w magnes umożliwiający ich swobodny montaż na metalowej konstrukcji. Konwertery zamieniają sygnał portu USB na: KKU-1 - COM światłowodowy KKU-2 - RS-485HD (halfduplex A,B) KKU-3 - RS-485FD (fullduplex TA,TB, RA,RB) KKU-4 - RS-232 KKU-5 - TTL (3/5V) KKU-6 - TTL (3/5V z wyprowadzonym zasilaniem 5V). KKU-7 jest podwójnym izolatorem portu USB z wbudowanym zasilaczem 5V@500mA, który zapewnia izolację galwaniczną pomiędzy komputerem, a urządzeniem peryferyjnym. Stosowany jest gdy połączone urządzenia zasilane są z różnych potencjałów. Na długich odcinkach pełni również rolę „wzmacniacza sygnału”. ZEG-ENERGETYKA Sp. z o.o. ul. Fabryczna 2, 43-100 TYCHY www.zeg-energetyka.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rozwój systemu MASTER w zakresie istniejących zasobów i nowych strategii System MASTER jest w pełni polskim systemem automatyki, rozwijanym od prawie 40 lat przez wiele pokoleń inżynierów technologów, informatyków i matematyków.

iedza o systemie „od środka” przekazywana jest kolejnym pokoleniem, które wnoszą nowa jakość, na miarę ich wiedzy w zakresie aktualnych technologii obiektowych, technik przesyłania danych, praktyk programistycznych, sprzętu komputerowego i sieciowego etc. Poniżej zostały przedstawione nowości rozwoju systemu automatyki MASTER: yy w zakresie funkcjonalności istniejących zasobów dotyczących interfejsu użytkownika, modułu MasterMemBox, bezpieczeństwa obsługi obiektów przemysłowych oraz integracji z systemami innych producentów, yy w obszarze nowych strategii tj. stacji operatorskich MASTER-Windows, systemu DCS MASTER oraz zastosowania sieci internetowych w systemie MASTER.

1. Ogólna struktura organizacyjna systemu MASTER System Automatyki MASTER (Rys. 1) posiada strukturę warstwową i składa się z: yy poziomu procesowego, w skład którego wchodzą stacje procesowe (ogniwa MASTER) oraz stacje komunikacyjno - przetwarzające (bramki MGate), yy poziomu operatorskiego z równorzędnymi stacjami operatorskimi w dowolnej ilości, z tym samym lub innym oprogramowaniem aplikacyjnym, yy poziomu nadrzędnego, w tym witryn internetowych, stacji sprzęgających oraz linków do obcych systemów,

Rys. 1. Przykładowa struktura systemów AKPiA MASTER

yy podsystemu inżynierskiego, obejmującego m.in. edytory poziomów procesowego/operatorskiego oraz różnorodne narzędzia dla diagnostyki i serwisu, yy podsystemu komunikacyjnego, w skład którego wchodzą sieci procesowe, technologiczne, graficzne, diagnostyczno-serwisowe, linki do innych systemów, szyfrowane połączenia internetowe stosowane w działaniach regulacyjno-sterowniczych (z/bez technologii VPN) oraz łączy VPN w zdalnych pracach diagnostyczno-serwisowych, etc. Sieci komputerowe integrują fizycznie i funkcjonalnie wszystkie elementy systemu w pionie i poziomie w zakresie komponentów systemu MASTER jak również zewnętrznych systemów, bez względu na fakt na jakich platformach operacyjnych

zrealizowane zostały poszczególne komponenty. Zazwyczaj są to sieci redundantne z protokołami warstwy transportowej TCP, UDP o wydajności transmisyjnej w zakresie: 10Mb-1Gb.

2. Rozwój systemu automatyki MASTER w zakresie istniejących zasobów 2.1. Rozwój interfejsu użytkownika systemu MASTER Funkcjonalność interfejsu użytkownika podlega ciągłej modyfikacji w trakcie eksploatacji systemu automatyki MASTER. Wynika ona z doświadczeń wdrożeniowych naszego systemu i ścisłej współpracy z użytkownikami systemu, którzy dysponują doświadczeniem i przyzwyczajeniem do interfejsu systemów innych producentów. Jedne z ostatnich modyfikacji dotyczą:

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy możliwości obsługi w jednej aplikacji stacyjek regulacyjno-sterowniczych z wykorzystaniem myszy i klawiatury lub myszy i suwaka, yy sieciowego dostępu do archiwów pomiarów, yy możliwości zmian przez operatorów granic ostrzegania/alarmowania.

Edytowalne stacyjki regulacyjne i sterownicze Na rysunkach (Rys. 2 i 3) przedstawiono przykładowe stacyjki w obu wariantach.

Rys. 2. Stacyjka obsługiwana przez klawiaturę i mysz.

Rys. 3. Stacyjka obsługiwana przez suwaki i mysz

Sieciowy dostęp do archiwów pomiarów Jest to możliwość pobierania i prezentowania na wykresach dowolnej stacji operatorskiej pomiarów z innej stacji operatorskiej w trybie on-line. Ma to znaczenie w przypadku przerw w pracy stacji operatorskiej i braku ciągłości archiwów pomiarów. Funkcjonalność przydatna jest również w przypadku stacji inżynierskich i multioperatorskich.

Zmiany on-line granic ostrzegania i alarmowania sygnałów pomiarowych dla inżynierów i operatorów Do tej pory możliwość zmian granic dostępna była tylko dla inżyniera systemu. Po modyfikacji interfejsu, zmian może dokonywać również operator, jeśli zostanie skonfigurowana w systemie taka opcja dla operatora. Zmiany wykonane na jednej stacji przenoszone są automatycznie na inne równorzędne stacje w grupie. Funkcjonalność może być wykorzystywana m.in. do drobnej korekty granic ostrzegania i alarmowania w okresie letnim, żeby ustrzec się przed lawiną alarmów / zdarzeń generowanych nadmiarowo w sytuacji pogorszenia się warunków pracy urządzeń przez letnie upały. (Rys. 4)

Rys. 4. Przykładowe okno zdarzeń z możliwością filtracji zdarzeń zwykłych i alarmów

2.2. Nowy moduł MasterMemBox MasterMemBox (w skrócie mmbox) to nowa usługa systemu MASTER służąca do przechowywania wartości ważnych sygnałów wyliczanych w systemie (np. różnego rodzaju liczniki oraz czasy pracy urządzeń). (Rys. 5) Usługa mmbox stanowi bezpieczne repozytorium istotnych danych, zrealizowane w oparciu o redundantne

Rys. 5. Przykładowe okno z możliwością zmiany granic ostrzegania i alarmowania

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Układy zabezpieczeń Preferowane w IASE zabezpieczenia, realizowane są w logice „2z3” i składają się z 3 ogniw zabezpieczeń (Z1, Z2, Z3), na wejścia których podawane są sygnały w ilości 1-3 z torów pomiarowych. Na wyjściu ogniw zabezpieczeń generowane są sygnały, podawane na elektroniczne wybieraki „2z3”, sterujące przekaźnikami wyłączenia (wybicia) zabezpieczanych urządzeń. Na synoptyce zawierającej listę wszystkich zabezpieczeń, zaznaczone jest zadziałanie tego zabezpieczenia, które spowodowało wybicie urządzenia. (rys. 6)

Rys. 6. Implementacja usługi MasterMemBox w systemie MASTER

układy stacji komunikacyjno-przetwarzających (SKP), potocznie nazywanych bramkami MGate. Stabilną i bezpieczną pracę w zakresie przechowywania danych uzyskuje się poprzez ciągłą wymianę danych między głównymi usługami bramek tj. oprogramowaniem MGate oraz usługami mmbox. Ponadto pomiary przechowywane w repozytorium są cyklicznie zapisywane w plikach archiwalnych. Jest to ważne dla odtworzenia liczników w przypadku jednoczesnego zaniku zasilania w obu bramkach. Przygotowanie projektu przetwarzania wtórnego bramek dla danych przechowywanych w repozytorium mmbox przygotowuje się za pomocą edytora ReginEd.

2.3. Bezpieczeństwo obsługi obiektów przemysłowych yy W Instytucie przykłada się ogromną wagę do bezpieczeństwa prowadzenia procesów technologicznych. Wyraża się ona w kilku aspektach tj.: yy opracowywaniu układów zabezpieczających urządzenia, które w newralgicznych sytuacjach wyłączają poszczególne urządzenia lub cały blok bez ingerencji operatora, yy zastępowaniu operatorów w uciążliwych, powtarzalnych operacjach, przez automatyczne wykonywanie tych sekwencji w sterownikach SMC4. yy realizacji specjalizowanych systemów automatyki do pracy samodzielnej lub w kompleksie systemów automatyki IASE i innych producentów. yy opracowywaniu dla obiektów procedur i masek rozruchowych.

Rys. 7. Synoptyka z trzema układami zabezpieczeń systemu MASTER dla turbiny z zaznaczoną przyczyną pierwszego wybicia turbiny

Automatycznie wykonywane sekwencje w sterownikach SMC4

Dotychczas zaimplementowano następujące sekwencje: yy przełączania nitek węglowych, yy przełączania pomp wody zasilającej, yy przełączenia i autowybierania do pracy pomp kondensatu, yy sterowania odwodnieniami kotłowymi i turbinowymi yy uruchomienia układu spalinypowietrze, yy wykonania próby wodnej, yy odazotowania spalin, w tym sekwencje rozładunku mocznika, yy zał/wył wentylatora Rrofa, wtrysku mocznika do kotła, etc.

Specjalizowane systemy automatyki MASTER W Instytucie opracowano i wykonano szereg specjalizowanych systemów w oparciu o moduły systemu MASTER do pracy samodzielnej lub w kompleksowych instalacjach systemów automatyki IASE i innych producentów. Systemy stosowane są w elektrowniach, elektrociepłowniach i innych zakładach przemysłowych. Są to: yy elektrohydrauliczny regulator turbiny – UNIMAT,

yy kompleksowy układ zabezpieczeń bloku – KUZB, yy system pomiarów specjalnych – UNIKONT, yy układy automatycznej regulacji cieplnych bloków energetycznych – UAR , w tym: - wykrywanie braków węgla i ochrona młynów przed zakopaniem, - redukcja NOx, - sterowanie palnikami rozpałkowymi mazutu i oleju lekkiego, etc. Systemy podlegają ciągłym modernizacjom w zakresie myśli technicznej, stosowanego sprzętu, oprogramowania operacyjnego oraz oprogramowania narzędziowego wytwarzanego w Instytucie. W przypadku układów KUZB i palników rozpałkowych wyzerowanie wszystkich wyjść przekaźników powoduje: - zanik zasilania szafy systemowej, - zatrzymanie programów sterowników zabezpieczających.

2.4. Rozwój systemu w zakresie integracji z systemami innych producentów Na obiektach przemysłowych trudno znaleźć jednolitą instalację syste-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE mu automatyki, wykonaną i rozwijaną przez jednego producenta. W praktyce obiektowej występuje konieczność integracji wynikająca z potrzeby przepływu niezbędnych informacji on-line między różnymi systemami oraz dostarczania użytkownikowi kompleksowego obrazu stanu pracy obiektu. Aktualna jest również potrzeba implementacji coraz to nowych protokołów standardowych i firmowych w celu integracji systemu automatyki MASTER z systemami innych producentów. W naszych rozwiązaniach integracja systemu MASTER z systemami i sterownikami innych producentów odbywa się: yy bezpośrednio w sterownikach SMC4, yy w bramkach MGate.

Procedury i maski rozruchowe Są mechanizmy wspomagania operatora przy rozruchu bloku z automatycznie przewijaną listą czynności w czasie oraz wizualizacją na wykresie aktualnych parametrów pary tj. ciśnienia i temperatury, mierzonych na wylocie z kotła do turbiny, w odniesieniu do modelowego ich przebiegu. (Przykład na rysunku poniżej.)

Integracja systemów na poziomie sterowników SMC4

Do integracji systemów wykorzystywane są porty RS485 z protokołami Modbus/RTU oraz porty ethernetowe RJ45 i protokoły OPEN Modbus (przykład na rysunku 8).

Integracja systemów z wykorzystaniem bramek MGate

Bramki obsługują według jednolitego sposobu: yy stacje procesowe (ogniwa fizyczne) systemu MASTER yy ogniwa wirtualne, odwzorowujące w systemie MASTER obce sterowniki lub systemy. Na rysunku przedstawiono przykład integracji systemu MASTER i zewnętrznego systemu zrealizowanego na sterownikach SIMENS S7-400. Ogniwa wirtualne, skonfigurowane w bramkach systemu MASTER, zasilane są danymi przez zewnętrzny system automatyki, komunikujący się z bramkami poprzez protokół Profinet. (Rys. 9)

Rys. 8. Stacja procesoiwa MASTER z linkami do systemów zewnętrznych

2.5. Rozwój systemu w obszarze narzędzi edycyjnych i serwisowo-diagnostycznych Od początku, gdy zrodził się w Instytucie pomysł systemu automatyki MASTER, prace szły w dwóch kierunkach tj. yy użytkowego oprogramowania systemowego dla stacji operatorskich i inżynierskich (tzw. runtime systemu), niezależnego o technologii obiektu przemysłowego yy oprogramowania edycyjnego, służącego do tworzenia grafik, paneli regulacyjno-sterowniczych, algorytmów wyliczania wielkości wtór-

Rys. 9. Implementacja linków w systemie MASTER z wykorzystaniem protokołu Profinet

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nych oraz edycji formatek raportów, charakterystycznych dla konkretnych obiektów przemysłowych, elektrowni, elektrociepłowni, cukrowni, zakładów chemicznych etc. Wygodnym dla aplikatorów i użytkowników systemu MASTER trendem rozwoju narzędzi inżynierskich jest integracja funkcji edycyjnych, weryfikacyjnych i serwisowo-diagnostycznych, operujących na wspólnej bazie sygnałowej systemu DCS MASTER. Najbardziej charakterystycznym przykładem obecnego działania Instytutu w tym kierunku jest edytor ReginEd. Edytor ReginEd stosowany jest do projektowania i weryfikacji układów automatyki dla sterowników MASTER-SMC3/SMC4, MASTER-100, wieloportowego modułu komunikacyjnego SMS-8 z portami RS232/RS485 oraz tworzenia projektów przetwarzania wtórnego bramek MGate. Wszystkie zasoby użytkownika programu ReginEd przechowywane są w bazie danych DBProjects.db. Dostęp do zasobów jest zapewniony poprzez konfigurowalne drzewo zasobów. W zakresie projektowania i weryfikacji układów automatyki dla sterowników MASTER oraz przetwarzania wtórnego bramek MGate zaimplementowano funkcje m.in.: yy pełną edycję, sprawdzanie poprawności i wydruk arkuszy projektowych, yy dostęp do bibliotek schematów blokowych REGIN-H, yy kompilację projektów poprzez wbudowany kompilator KompRegin i tworzenie programów wykonywalnych. yy przesyłanie programów wykonywalnych do sterowników / bramek MGate, yy weryfikację projektów edycyjnych dla sterowników MASTER w tym: -komunikację ze sterownikiem, wybór adresów i odczyt bieżących wartości ze sterownika oraz wizualizację wartości na arkuszach w różnych formatach, -wykonywanie operacji na adresach - forsowania i odforsowywania, yy weryfikację zaprojektowanych układów przetwarzania wtórnego dla bramek MGate w tym: - komunikację z bramkami MGate, - odczyt bieżących wartości z bramek MGate oraz ich wizualizację na arkuszach projektowych.

Rys. 10. Struktura stacji operatorskiej MASTER-Windows

3. Rozwój systemu automatyki MASTER w obszarze nowych strategii 3.1. Stacje operatorskie MASTER-Windows Aktualnie prowadzone są prace nad przeniesieniem oprogramowania stacji operatorskiej na system Windows. Jest to podyktowane potrzebami rynku i preferencjami części użytkowników odnośnie systemu Windows jako platformy operacyjnej stacji operatorskich. Do tej pory Instytut oferował stacje operatorskie wyłącznie na bazie systemów operacyjnych serii QNX2/4/6 tj. systemów typu UNIX czasu rzeczywistego. (Rys. 10) Stacja operatorska w systemie Windows będzie umożliwiała: yy nielimitowaną liczbą źródeł danych tzw. stacji automatyki tj. redundantnych bramek MGate, yy sieciowy dostęp do archiwów zdarzeń i pomiarów, yy duże plikowe archiwa pomiarów z rozdzielczością 1-sekundowa, ograniczone pojemnością dysków, yy nowoczesny design interfejsu użytkownika w oparciu o biblioteki Qt i BCGSoft, yy łatwość eksportu danych ze stacji. Zachowana zostanie wsteczna kompatybilność tj. dane przygotowane na potrzeby wcześniejszych instalacji ze stacjami QNX6 będą mogły zostać w łatwy sposób przeniesione na nowe stacje operatorskie z systemami Windows.

3.2. Prace w zakresie DCS MASTER Aktualnie prowadzone są w Instytucie prace nad nowoczesnym systemem DCS MASTER, przechowującym i za-

rządzającym pełnymi zasobami systemów MASTER, ze wszystkich obiektów energetycznych, obsługiwanych przez IASE. (Rys. 11) W strukturze organizacyjnej systemu DCS MASTER wyróżnić można serwery obiektowe DCS zainstalowane na poszczególnych obiektach oraz zlokalizowany w IASE centralny serwer DCS z centralną bazą danych MySQL-DCSMASTER pracujący w systemie GNU/Linux, gromadzący zasoby systemowe wszystkich serwerów obiektowych. W bazach serwerów obiektowych przechowywane są sygnały obiektowe, konfiguracje i oprogramowanie wszystkich poziomów organizacyjnych ( procesowego, operatorskiego i nadrzędnego) systemu MASTER, ich dokumentacje programowe oraz dokumentacje projektowe szaf automatyki i szaf komputerowych, a także sieciowe rozwiązania komunikacyjne, etc. Systemy serwerów obiektowych zostaną zintegrowane ze wszystkimi, aktualnie istniejącymi podsystemami softwarowymi IASE tj. oprogramowaniem systemowym i edycyjnym stacji operatorskich, stacji komunikacyjno-przetwarzających (bramek) oraz sterowników MASTER, w celu ujednolicenia sposobu przechowywania, zarządzania konfiguracją obiektową, całkowicie niezależną od platformy sprzętowo/programowej Komunikacja z serwerami DCS realizowana jest poprzez dobrze zdefiniowaną warstwę interfejsów komunikacyjnych i usług dostępowych, bazujących na standardowych protokołach wymiany danych (m.in. usługi typu REST (web services), formaty XML, JSON. Za pośrednictwem usług dostępowych, programy edycyjne (np ReginEd), stacje operatorskie i inżynierskie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE MASTER mogą swobodnie z dowolnego miejsca modyfikować parametry sygnałów oraz dodawać i usuwać istniejące wpisy konfiguracyjne. W przyszłości będzie także możliwe stworzenie jednolitego interfejsu sieci web, umożliwiającego modyfikację oraz podgląd bazy DCS poprzez wykorzystanie dowolnej przeglądarki WWW.

3.3. Wykorzystanie sieci internetowych w operatorskiej obsłudze obiektów przemysłowych W witrynie internetowej Systemu MASTER, z poziomu przeglądarek internetowych, dostępne były dotychczas okna zdarzeń, wykresów i synoptyk, aktualizowanych na bieżąco pomiarami obiektowymi. Oprogramowanie zostało zmodyfikowane o możliwość operacji sterowań i regulacji z wykorzystaniem szyfrowanych połączeń internetowych (https-SSL). Wykonane oprogramowanie nowej wtyczki (ang. plugin) zainstalowane na komputerze klienta łączy się z usługą zainstalowaną na centralnym serwerze i przekazuje do realizacji zlecone rozkazy regulacji i/lub sterowań (Rys. 12). Oprogramowanie to umożliwia dostęp do sterowań z wielu źródeł jednocześnie, jest łatwo skalowalne oraz automatycznie aktualizuje udostępniane komputerom klienckim zasoby. Aktualnie rozwiązanie znalazło zastosowanie w zdalnej regulacji mocy, ze stanowiska operatora w międzyblokowym regulatorze mocy, zgodnie z zadanymi planami produkcyjnymi z Krajowej Dyspozycji Mocy. System może być wykorzystywany również w innych obiektach typu elektrownie wodne, etc.

Podsumowanie

Rys.11. Ogólna struktura systemu DCS MASTER

Rys. 12. Wykorzystanie szyfrowanych połączeń internetowych w zdalnej obsłudze międzyblokowego regulatora mocy

Permanentna modernizacja Systemu Automatyki MASTER choćby w wymienionych w artykule aspektach jest niezbędną praktyką w celu podtrzymania swojej konkurencyjności na rynku. Dbałość o jakość podstawowego produktu jakim jest System Automatyki MASTER z jednoczesnym rozwijaniem innych systemów, tworzy perspektywę skutecznego konkurowania Instytutu z innymi firmami w tej dziedzinie.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

Instytut Automatyki Systemów Energetycznych Sp. z o.o. www.iase.wroc.pl Autorzy: A. Kieleczawa, M. Białecki, R. Izakiewicz, J. Osio, W. Noiński, P. Pietras, R. Skakowski, D.Wojtanowicz, W. Szubert, E. Ziaja. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Oszczędność energii w wyniku audytu układów pompowych

Wprowadzenie – źródło danych Artykuł został przygotowany w oparciu o wyniki 36 analiz układów pompowych przeprowadzonych przez Grupę POWEN-WAFAPOMP SA oraz „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o., w niektórych przypadkach wspólnie, a w niektórych niezależnie. Analizy obejmowały zarówno formalne audyty energetyczne prowadzone w celu uzyskania „białych certyfikatów”, jak również oceny opłacalności inwestycji w modernizację układów pompowych. Audyty obejmowały układy pompowe z różnych branż przemysłu, w tym: pompownie pracujące w systemach wodociągowych, układy uzdatniania i dystrybucji wody w zakładach przemysłowych, pompy zasilające kotły i pompy głównego odwadniania w górnictwie. Należy podkreślić, że analizowane układy pompowe w przeważającej większości pracowały w zakładach stojących na wysokim poziomie technicznym, między innymi wiele z analizowanych pomp było już wyposażonych w przemienniki częstotliwości. Znaczna ilość przeanalizowanych układów pompowych pozwala na wyciągnięcie wniosków ogólnych o charakterze statystycznym. Należy jednak mieć ma uwadze, że analizowane układy pompowe nie były reprezentatywne dla wszystkich układów pompowych, ponieważ zostały wytypowane przez użytkowników do audytu z powodu domniemania występowania nadmiernych strat energetycznych.

Wyniki audytów Wyniki przeprowadzonych audytów pompowych pozwalają na sformułowanie poniższych stwierdzeń. Można wyróżnić powtarzającą się grupę przyczyn nadmiernych strat energii: yy Pogorszony stan techniczny pomp Parametry każdej pompy w trakcie eksploatacji ulegają stop-

Rys. 1. Porównanie zmierzonych sprawności pomp tego samego typu pracujących równolegle

niowemu pogorszeniu. Dotyczy to również sprawności energetycznej. Jeśli nie jest prowadzona odpowiednia polityka remontowa, to z czasem straty energii z tego tytułu osiągają znaczącą wartość. Częsty błąd polega na tym, że od wykonawców remontów egzekwuje się odtworzenie tzw. sprawności ruchowej (niski poziom drgań, niskie temperatury poszczególnych węzłów konstrukcyjnych itp.), natomiast nie zwraca się uwagi na parametry hydrauliczne. Sprawność pompy w znacznym stopniu zależy od geometrii i jakości wykonania elementów układu przepływowego (wirniki, kierownice). Jeśli remont ogranicza się do wymiany łożysk i uszczelnień, a elementy układu przepływowego nie są wymieniane lub wymieniane są na części nieoryginalne, to sprawność tak wyremontowanej pompy może w znacznym stopniu odbiegać od sprawności pompy nowej. Paradoksalnie, stosowanie przemienników częstotliwości może przynosić skutek w postaci nieujawnienia pogorszonej sprawności, bowiem jeśli pompa pracuje ze stałą prędkością obrotową, to w miarę pogarszania stanu technicznego traci wydajność, co mobilizuje użytkownika

do przeprowadzenia remontu. Jeśli natomiast pompa pracuje z automatyczną regulacją prędkości obrotowej, to w miarę pogarszania stanu technicznego układ regulacji podnosi stopniowo obroty, dzięki czemu pompa utrzymuje wymaganą wydajność i ciśnienie, lecz wykazuje zwiększony pobór mocy, co nie zawsze zostaje zauważone. Na rysunku 1 pokazano wyniki pomiarów sprawności pięciu pomp tego samego typu pracujących równolegle na wspólny kolektor. Jak widać na rysunku 1, maksymalne sprawności poszczególnych pomp wahają się w zakresie 62–80%, co świadczy o mocno zróżnicowanym stanie technicznym wynikającym z jakości prowadzonych remontów. W przypadku pompowni, której dotyczy rysunek 1, pompy były prawidłowo dobrane do wymagań i sprawność maksymalna wypadała w pobliżu wydajności roboczej. Fakt, że ta maksymalna sprawność w tak znacznym stopniu różniła się dla poszczególnych pomp, był przyczyną znacznych strat energii. Źródło strat w postaci sprawności pomp obniżonej w stosunku do wartości fabrycznej, mimo że z pozoru oczywiste, jest często w praktyce nieuwzględniane. W wyniku

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE tego rozważa się różnego rodzaju modernizacje, nie biorąc pod uwagę, że podobny efekt można uzyskać niejednokrotnie tańszym kosztem, doprowadzając pompę do właściwego stanu drogą prawidłowo wykonanego remontu. yy Niedopasowanie parametrów pomp do aktualnych wymagań Powód ten jest charakterystyczny dla wielu pompowni wodociągowych projektowanych w latach 80. XX wieku lub wcześniej, kiedy to przewidywane zapotrzebowanie na wodę było znacznie większe. W rezultacie obecnie, po spadku zapotrzebowania, wiele pomp pracuje przy wydajnościach znacznie niższych niż optymalne. Należy podkreślić, że wynikających z tego strat nie da się całkowicie wyeliminować drogą regulacji prędkości obrotowej, szczególnie w pompowniach wodociągowych, w których przyjęty sposób pracy polega na utrzymywaniu stałego ciśnienia w kolektorze niezależnie od wydajności. Zastosowanie regulacji prędkości obrotowej daje oczywiście dostrzegalne oszczędności w porównaniu z dławieniem, lecz nie eliminuje w pełni strat. Wynika to z tego, że optimum sprawności pompy wirowej przy zmniejszaniu prędkości obrotowej przesuwa się po paraboli, a zatem spadkowi wydajności towarzyszy znaczny spadek ciśnienia. Jeśli zatem przy zmniejszaniu wydajności utrzymywane jest stałe ciśnienie, to pompa wychodzi z obszaru najwyższych sprawności. Efekt ten można zaobserwować na przykładowej charakterystyce pokazującej zmianę sprawności pompy wirowej przy zmianie obrotów (rys. 2). Jeśli zatem występuje zbyt duża rozbieżność pomiędzy parametrami nominalnymi pompy a aktualnym zapotrzebowaniem, to uzyskanie pracy z optymalną sprawnością drogą regulacji prędkości obrotowej nie jest możliwe i wskazana jest wymiana pompy na mniejszą. yy Nieoptymalna metoda regulacji Pomimo coraz powszechniejszego stosowania nowoczesnych metod regulacji, jak zmiana prędkości obrotowej, nadal spotykane są mniej efektywne sposoby, jak na przykład dławienie. yy Nieoptymalny układ pompowy Oprócz ww. przyczyn nadmiernych strat związanych z pompami występują przypadki, gdzie wadliwa jest

Rys. 2. Przykładowa charakterystyka pompy wirowej przy zmiennej prędkości obrotowej

koncepcja działania całego układu pompowego. Typowym przykładem jest zasilanie ze wspólnego kolektora kilku punktów odbiorów wody, w których wymagane są różne ciśnienia. W takiej sytuacji w punktach odbioru, gdzie wymagane jest ciśnienie niższe od panującego w kolektorze (wymuszonego wymaganym maksymalnym ciśnieniem odbioru) występuje strata dławienia. Poszczególne, wyżej wymienione przyczyny nadmiernych strat energii występują najczęściej łącznie, aczkolwiek stwierdzono również przypadki, gdy jeden z powyższych powodów wyraźnie dominował. Na 36 przeprowadzonych audytów układów pompowych stwierdzono: yy 26 przypadków niedopasowania parametrów do wymagań, yy 19 przypadków znacznie pogorszonego stanu technicznego pomp, yy 7 przypadków błędnej koncepcji układu pompowego, yy 6 przypadków nieoptymalnej metody regulacji. Stosunkowo rzadkie występowanie tej przyczyny, jak stwierdzono wyżej, wynikało z faktu, że audyty przeprowadzano w zakładach stojących na wysokim poziomie technicznym, gdzie nowoczesne metody regulacji w wielu przypadkach zostały już wdrożone. Możliwości oszczędności energii można znaleźć w niemal 100% układów pompowych. Istotna jest jednak skala możliwego do uzyskania ograniczenia energii oraz stopa zwrotu z inwe-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

stycji w przedsięwzięcia modernizacyjne. W ramach przeprowadzonych audytów oszacowano potencjalne możliwości w zakresie oszczędności energii. Jeśli układ pompowy pracuje przy zmiennych parametrach, to dla oszacowania zużycia energii istotny jest godzinowy rozkład parametrów. Metodologia obliczeń stosowana w trakcie audytów polegała na tym, że w miarę możliwości starano się uzyskać dane historyczne obejmujące szeroki okres, np. jednego roku. Ponieważ wiele badanych układów wyposażonych było w systemy rejestracji parametrów, możliwe było analizowanie dokonywanych co godzinę zapisów wydajności i wysokości podnoszenia (Q i H). Jeśli nie było sugestii użytkownika dotyczących przewidywanych zmian w układzie, przyjmowano, że przyszły rozkład parametrów będzie się pokrywał z zarejestrowanym rozkładem historycznym. Roczne zużycie energii obliczano przez zsumowanie zużycia energii w poszczególnych godzinach przy zarejestrowanych parametrach. Na 36 poddanych audytowi układów pompowych stwierdzono: yy w 4 przypadkach możliwość zaoszczędzenia do 10% energii, yy w 15 przypadkach możliwość zaoszczędzenia 10–20% energii, yy w 8 przypadkach możliwość zaoszczędzenia 20–30% energii, yy w 9 przypadkach możliwość zaoszczędzenia ponad 30% energii. Jak widać, skala możliwych do uzyskania oszczędności jest wysoka. Jedynie w 4 przypadkach na 36, tj. w co 9-tym układzie, potencjalne oszczędności

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nie przekraczały 10% zużycia energii, a w pozostałych były wyższe. Na ponowne podkreślenie zasługuje fakt, że sytuacja taka ma miejsce w układach pompowych funkcjonujących w zakładach o dobrym poziomie technicznym, gdzie w wielu przypadkach wdrożone już są nowoczesne metody regulacji parametrów. Z ekonomicznego punktu widzenia zasadnicze znaczenie ma wielkość nakładów wymaganych dla uzyskania oszacowanych wyżej potencjalnych oszczędności energii oraz okres zwrotu nakładów. W ramach audytu obliczano wskaźniki ekonomiczne jak NPV (wartość zaktualizowana netto) oraz wewnętrzna stopa zwrotu (IRR). W niniejszym artykule zaprezentowane zostaną jedynie proste okresy zwrotu nakładów (SPBT) obliczane na podstawie aktualnej ceny energii elektrycznej. Bardziej złożone wskaźniki ekonomiczne (NPV, IRR) obciążone są koniecznością arbitralnego przyjmowania pewnych założeń, jak np. wysokość stopy dyskonta lub prognoza zmiany cen energii elektrycznych w kolejnych latach, i dlatego nie zawsze są w pełni porównywalne ze sobą. W omawianych 36 przypadkach audytowanych układów pompowych wyliczono: w 2 przypadkach prosty okres zwrotu powyżej 10 lat, w 5 przypadkach prosty okres zwrotu 5–10 lat, w 19 przypadkach prosty okres zwrotu 2–5 lat, w 10 przypadkach prosty okres zwrotu poniżej 2 lat. Można zatem stwierdzić, że oszacowane okresy zwrotu nakładów na modernizację w zdecydowanej większości były atrakcyjne lub bardzo atrakcyjne. Podane wyżej wyniki dotyczące możliwych do uzyskania oszczędności energii oraz okresów zwrotu dotyczą wariantów modernizacji uznanych za optymalne. W ramach przeprowadzonych audytów rozważano bowiem różne warianty alternatywne. Ponieważ, jak wspomniano, różne przyczyny strat energii występowały często łącznie, możliwe były różne działania oszczędnościowe. Typowa była sytuacja, gdy eliminując wszystkie przyczyny strat dało się uzyskać maksymalne oszczędności energii, co wiązało się jednak ze znacznymi nakładami, a jednocześnie możliwe było działanie cząstkowe wymagające mniejszych nakładów i dające ograniczony efekt,

Rys. 3. Schemat analizowanego układu

Rys. 4. Roczny rozkład parametrów Q, H w analizowanym układzie pompowym

Rys. 5. Wykres uporządkowany wydajności w analizowanym układzie pompowym

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE lecz o korzystniejszej stopie zwrotu nakładów. Jako przykład omówiony zostanie układ pompowy pokazany na rysunku 3. Układ składał się z ujęcia brzegowego wody surowej, która była pompowana do zbiornika wieżowego zbudowanego na położonym wyżej terenie przy pomocy pompy z silnikiem o mocy 1 MW. Z tego zbiornika woda spływała grawitacyjnie na akceleratory. Rozpływy na poszczególne urządzenia były regulowane zaworami dławiącymi. Na podstawie zapisów z systemu rejestracji sporządzono wykres rocznego rozkładu parametrów Q, H dla pompy na ujęciu (rys. 4) oraz wykres uporządkowany (rys. 5) pokazujący przez jaką ilość godzin w ciągu roku układ pracował z określoną wydajnością. Rozkład parametrów przedstawiony na rysunku 4 pokazuje dwa tryby pracy układu: z dławieniem (punkty układające się ukośnie wzdłuż charakterystyki pompy) oraz z regulacją prędkości obrotowej (punkty układające się poziomo, tj. przy stałym ciśnieniu w kolektorze utrzymywanym przez zmianę prędkości obrotowej). Ilustruje to oszczędności wynikające z zastosowania regulacji prędkości obrotowej, gdyż przy dławieniu nadmiar ciśnienia wynikający z charakterystyki pompy przy danej wydajności ponad ciśnienie w kolektorze był tracony na zaworach dławiących. Praca z dławieniem nie była w ramach audytu analizowana, gdyż nie powinna mieć miejsca od czasu zainstalowania regulacji prędkości obrotowej. Jednak, jak wykazano poniżej, możliwe były dalsze oszczędności energii w stosunku do pracy z regulacją prędkości obrotowej. Dokonane pomiary charakterystyk pompy pracującej na ujęciu brzegowym wykazały, że znajduje się ona w dobrym stanie technicznym, gdyż punkty pomiarowe leżały blisko charakterystyki fabrycznej. Jak widać z rysunku 4 pompa z regulacją prędkości obrotowej pracuje przy wysokości podnoszenia na poziomie 70 m w zakresie 1500–3500 m3/h. Ten zakres pracy naniesiono na tle charakterystyki pompy przy zmiennej prędkości obrotowej (rys. 6). Jak widać pompa pracuje poniżej wydajności optymalnej. W rezultacie, pomimo regulacji przez zmianę prędkości obrotowej, pompa pracuje ze sprawnością 65–76%, podczas gdy jej maksymalna sprawność jest zbliżona do 78%. Najprostszy wariant moderni-

Rys. 6. Zakres pracy pompy na tle charakterystyki istniejącej pompy przy zmiennych obrotach

Rys. 7. Zakres pracy pompy na tle charakterystyki zmodernizowanej pompy

Rys. 8. Aktualne parametry na tle charakterystyki pompy

zacji polegał zatem na zastosowaniu pompy o niższej wydajności nominalnej. W celu ograniczenia kosztów zaproponowano przebudowę istniejącej pompy obejmującej wymianę układu przepływowego (wirnik, kierownica). Pozwalało to uniknąć nakładów na

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

przebudowę stanowiska. Charakterystyka zmodernizowanej pompy z naniesionym zakresem pracy pokazana jest na rysunku 7. Obliczenia wykazały, że taka modernizacja pozwoli zaoszczędzić 15% zu-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE żywanej energii (w stosunku do pracy aktualnej pompy z regulacją prędkości obrotowej), czyli 948 MWh rocznie, a szacowane nakłady zwrócą się po sześciu miesiącach. Analiza układu wskazała na możliwość dalszych oszczędności. Wysokość podnoszenia rzędu 70 m, przy której pracuje pompa na ujęciu, wynika z tego, że wysokość zbiornika wieżowego wynosi ok. 20 m ponad poziom terenu. Wysokość napływu z tego zbiornika wymagana dla pracy akceleratorów wynosi ok. 8 m, a nadmiar 12 m wynika z potrzeby dławienia dla regulacji rozpływów. Zaproponowano alternatywny wariant pracy układu polegający na rezygnacji ze zbiornika wieżowego, budowie zbiornika na poziomie terenu, z którego akceleratory byłyby zasilane przez pompy o wysokości podnoszenia rzędu kilku metrów i pracujące z regulacją prędkości obrotowej. Takie rozwiązanie pozwala na obniżenie wysokości podnoszenia pompy na ujęciu z 70 do ok. 58 m i znaczny spadek poboru mocy. Odbywa się to kosztem dodatkowego zużycia mocy przez nowe pompy zasilające akceleratory, lecz obliczenia wykazały, że w takim wariancie można zaoszczędzić w stosunku do stanu aktualnego 31% energii, czyli 2032 MWh rocznie. Ze względu na wysokie nakłady (wymiana pomp na ujęciu, budowa nowego zbiornika i nowych pompowni) okres zwrotu w takim przypadku jest dłuższy i wynosi ok. 4,5 roku. Na podkreślenie zasługuje fakt, że przeprowadzenie audytu energetycznego w niektórych przypadkach po zwala uniknąć zbędnych nakładów na modernizacje, które nie przyniosą oczekiwanych efektów. Przykładem tego jest pompa ściekowa pracująca aktualnie w zakresie wydajności 500– 800 m3/h i z wysokością podnoszenia rzędu 10 m, z regulowaną prędkością obrotową. Parametry nominalne pompy wynoszą Q = 1000 m3/h i H = 28 m. Wobec takiej różnicy pomiędzy parametrami aktualnymi a nominalnymi użytkownik wytypował pompę do wymiany, co wydaje się racjonalną decyzją. Pomiary dokonane w ramach audytu pozwoliły oszacować przebieg charakterystyki układu, po jakiej pracuje pompa, oraz stwierdzić, że znajduje się ona w dobrym stanie technicznym. Aktualne parametry pracy zostały naniesiona na tle charakterystyki pompy (rys. 8).

Jak widać, w tym przypadku pomimo nadmiaru parametrów nominalnych pompa przy zredukowanej prędkości obrotowej pracuje w obszarze optymalnej sprawności. Straty związane są jedynie z niedociążeniem silnika, który przy znacznie obniżonym poborze mocy wykazuje nieco pogorszoną sprawność. Gdyby dokonywano zakupu nowej pompy na aktualnie wymagane parametry, to oczywiście zakup pompy o takim nadmiarze parametrów jak dla pompy istniejącej byłby nieuzasadniony, przede wszystkim ze względu na wyższą cenę. Skoro pompa jest już jednak zainstalowana to jej wymiana na mniejszą nie jest uzasadniona, gdyż istniejąca pracuje w korzystnym obszarze sprawności.

Grzegorz Pakuła Grupa POWEN-WAFAPOMP SA Mateusz Kasprzyk „ENERGOPOMIAR” Sp. z o.o. Zakład Techniki Cieplnej n

Podsumowanie i wnioski Dane uzyskane z 36 audytów układów pompowych w firmach stojących na dobrym poziomie technicznym pozwalają sformułować następujące wnioski: yy W zdecydowanej większości analizowanych układów pompowych stwierdzono znaczny potencjał oszczędności. yy Większość proponowanych modernizacji wykazuje atrakcyjne wskaźniki ekonomiczne. yy Występuje powtarzająca się grupa przyczyn strat energii. yy Powszechnie stosowane przedsięwzięcia modernizacyjne polegające jedynie na instalowaniu przemienników częstotliwości nie wyczerpują potencjału oszczędności. Nawet w układach z nowoczesną regulacją prędkości obrotowej istnieje pole do dalszej optymalizacji. Należy brać pod uwagę inne czynniki, takie jak: niedopasowanie parametrów pompy do aktualnych potrzeb, stan techniczny pomp, wady technologii w układzie. yy Często występująca przyczyna nadmiernych strat energii w układach pompowych, jaką jest pogorszona sprawność pomp, jest z reguły niedoceniana. Jedną z prostszych możliwości oszczędzania energii na pompowanie jest prowadzenie polityki remontowej zapewniającej utrzymanie wysokiej sprawności energetycznej pomp w całym okresie eksploatacji. yy Celowe jest przeprowadzanie profesjonalnych audytów układów pompowych, gdyż umożliwiają one wskazanie źródeł oszczędności energii, a w niektórych przypadkach pozwalają uniknąć nakładów na nieuzasadnione przedsięwzięcia modernizacyjne.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Specyfika elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej transformatorów z kątową regulacją przekładni Specifics of power protection systems of phase-shifting transformers

Streszczenie

Artykuł zawiera omówienie budowy typowych rozwiązań przesuwników fazowych, zagrożeń wynikających z zakłóceń oraz anormalnych stanów pracy a także elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ) transformatorów z kątową regulacją przekładni (przesuwników fazowych). W pracy podano kryteria działania poszczególnych zabezpieczeń transformatorów oraz zwrócono uwagę na specyficzne wymagania dla stosunkowo nowych obiektów w systemie elektroenergetycznym, jakim są przesuwniki.

1. Wstęp Urządzeniami realizującymi wyłącznie regulację poprzeczną (regulacja kąta fazowego pomiędzy napięciem wyjściowym i wejściowym) są przesuwniki fazowe. W normie [8] przesuwnik fazowy zdefiniowano jako „transformator, który wyprzedza lub opóźnia napięciową zależność kątową jednego obwodu względem drugiego”. Urządzenia takie pozwalają na wymuszenie zmiany przepływu mocy czynnej przez element sieci (np. linię), z którym przesuwnik jest połączony szeregowo, poprzez oddziaływanie na kąt pomiędzy napięciami po jego obu stronach. Nie wpływają one natomiast celowo na poziom napięcia w sieci. Zmiana kąta fazowego napięcia po obu stronach przesuwnika fazowego jest analogicznie, jak to ma miejsce w przypadku zespołów transformatorowych stosowanych do regulacji wzdłużnej poprzez dodanie lub odjęcie od napięcia fazowego danej fazy części napięcia międzyfazowego faz pozostałych, nazywanego napięciem dodawczym lub kwadraturowym (np. do napięcia fazy L1 dodawana lub odejmowana jest część napięcia międzyfazowego L2-L3). W zależności od amplitudy dodawanego napięcia międzyfazowego osiągany będzie różny kąt odchylenia napięcia fazowego. Regulacja napięcia dodawczego odbywa się za pomocą przełączników zaczepów o konstrukcji analogicznej jak w przypadku transformatorów z regulacją przekładni oraz autotransformatorów.

2. Budowa typowych rozwiązań przesuwników fazowych Przesuwniki ze względu na budowę ich obwodu magnetycznego można podzielić na [8]: yy jednordzeniowe (bezpośrednie) – przesuwnik jest skonstruowany za pomocą jednego trójfazowego rdzenia. Przesunięcie fazy jest uzyskiwane przez połączenie uzwo-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

jeń w odpowiedni sposób. Uzwojenie z przełącznikiem zaczepów, które jest podłączone do zacisku wejściowego, jest sprzężone magnetycznie z uzwojeniem podłączonym pomiędzy dwoma pozostałymi fazami obwodu; yy wielordzeniowe (pośrednie) – przesuwnik jest skonstruowany jako zespół transformatorowy składający się z dwóch odrębnych transformatorów: wzbudzenia (regulacyjny) i dodawczego (szeregowego). Transformator wzbudzający stosowany jest do regulacji amplitudy napięcia dodawczego (kwadraturowego). Transformator dodawczy wykorzystywany jest do wprowadzenia napięcia kwadraturowego do odpowiedniej fazy napięcia sieciowego. yy Oprócz podziału przesuwników ze względu na budowę obwodu magnetycznego można podzielić je również w zależności od relacji pomiędzy napięciem wejściowym i wyjściowym na [8]: yy przesuwniki asymetryczne, charakteryzujące się tym, że napięcie wyjściowe i wejściowe mają nieznacznie różne amplitudy, yy przesuwniki symetryczne, charakteryzujące się tym, że podczas pracy jałowej przesuwnika napięcie wyjściowe i wejściowe mają taką samą amplitudę, co jest osiągane poprzez zasilanie uzwojenia wzbudzenia lub transformatora wzbudzenia (w zależności od budowy obwodu magnetycznego) w połowie dzielonego uzwojenia szeregowego. Poniżej opisano typowe konstrukcje jedno- i wielordzeniowych przesuwników asymetrycznych i symetrycznych stosowanych obecnie w energetyce.

2.1. Jednordzeniowe przesuwniki fazowe

Jednordzeniowe przesuwniki fazowe składają się zwykle z uzwojeń szeregowych oraz wzbudzających. Na zaciski początkowe uzwojenia szeregowego podawane jest napięcie fazowe, które będzie podlegać przesunięciu fazowemu pod wpływem dodatkowego napięcia podawanego poprzez uzwojenie wzbudzenia przyłączone do uzwojenia szeregowego. Koniec uzwojenia wzbudzenia może być przyłączony na początku lub końcu uzwojenia szeregowego – przesuwnik fazowy o takiej konfiguracji określany jest mianem przesuwnika asymetrycznego. Może też być przyłączony w środku dzielonego uzwojenia szeregowego. Przesuwnik taki nazywany jest symetrycznym. W zależności od sposobu przyłączenia uzwojenia wzbudzenia do uzwojenia szeregowego przesuwnika, napięcie wyj-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ściowe na końcu uzwojenia szeregowego będzie opóźnione lub będzie wyprzedzać napięcie wejściowe (w zależności od wybranego kierunku regulacji kąta przesuwnika). Zależności te zostały pokazane na wykresach fazorowych oraz schematach na rys. 1 [1], [9] (na rysunku kolorami zaznaczono obwody sprzęgnięte ze sobą magnetycznie). Na rys. 1a pokazano przykład konfiguracji jednordzeniowego asymetrycznego przesuwnika fazowego. W omawianym rozwiązaniu asymetrycznym (rys. 1a) uzwojenie szeregowe jest niedzielone. Uzwojenie wzbudzenia jest połączone w trójkąt i jest zasilane z początków lub końców uzwojenia szeregowego. Wartość kąta α ustalana jest poprzez zmianę amplitudy napięcia uzwojenia wzbudzenia za pomocą zmiany pozycji przełącznika zaczepów uzwojenia szeregowego. Wybór końca uzwojenia szeregowego do zasilania uzwojenia wzbudzenia realizowany jest poprzez zmianę pozycji przełącznika PR. Zgodnie z wykresem fazorowym pokazanym na rys. 1a, do napięcia fazowego uzwojenia szeregowego przesuwnika dodawana jest część prostopadłego napięcia międzyfazowego (np. do napięcia UL1S dodawane jest napięcie proporcjonalne do UL23). W takiej konfiguracji powstałe napięcie wyjściowe przesuwnika (np. napięcie UL1L) oprócz zmienionej fazy charakteryzuje się też powiększoną w stosunku do napięcia wejściowego amplitudą, co wynika ze sposobu dodawania napięcia uzwojenia wzbudzenia pod kątem prostym do napięcia uzwojenia szeregowego. Wzrost amplitudy napięcia wyjściowego przesuwnika będzie tym większy, im większy będzie wymuszony kąt przesunięcia fazowego. Bardziej rozbudowanym rozwiązaniem jednordzeniowego przesuwnika fazowego jest układ przesuwnika symetrycznego przedstawiony na rys. 1b. W układzie takim uzwojenie szeregowe jest dzielone w połowie, skąd zasilane jest uzwojenie wzbudzenia połączone, tak jak w poprzednim rozwiązaniu, w trójkąt. Regulacja kąta α przesunięcia fazowego realizowana jest za pomocą przełączników zaczepów na obu częściach dzielonego uzwojenia szeregowego. Kierunek regulacji kąta α tak jak w poprzednim rozwiązaniu wybierany jest poprzez zmianę pozycji przełącznika PR. Dzięki zastosowanej symetrycznej konfiguracji przesuwnika napięcie międzyfazowe uzwojenia wzbudzenia dodawane jest pod kątem ostrym do napięcia fazowego uzwojenia szeregowego, tworząc razem z napięciem wyjściowym przesuwnika trójkąt równoboczny. W takiej konfiguracji napięcie wejściowe i wyjściowe uzwojenia szeregowego przesuwnika fazowego charakteryzuje się taką samą amplitudą. Innym rozwiązaniem symetrycznego jednordzeniowego przesuwnika fazowego jest układ heksagonalny o schemacie połączeń przedstawionym na rys. 2. Wykres fazorowy omawianego rozwiązania jest analogiczny jak w przypadku jednordzeniowego przesuwnika symetrycznego (porównaj rys. 1b). Układ heksagonalny jest prostszy od rozwiązania klasycznego układu symetrycznego przesuwnika (rys. 1b), ponieważ posiada niedzielone uzwojenie szeregowe oraz wymaga mniejszej liczby przełączników zaczepów. Z tego powodu jest często wykorzystywany w sieciach średniego napięcia. W takich rozwiązaniach często stosuje się bezobciążeniowe przełączniki zaczepów (przeznaczone do beznapięciowego przełączania [1], [8].

2.2. Wielordzeniowe przesuwniki fazowe

W przypadku przesuwników przewidzianych do tranzytu dużych mocy w sieciach o najwyższych poziomach napięć stosuje się zwykle symetryczne rozwiązania wielordzeniowe, zapewniające maksymalne kąty regulacji w zakresie 20°-40o.

-kU L23 kU L23

U L1L

U L1S

Przełącznik PR w pozycji 1

-kU L23 kU L23

U L1L

U L1S

U L1L

Przełącznik PR w pozycji 2

α α

U L3L

U L1L

Przełącznik PR w pozycji 1

U L3L

U L2S kU L12

kU L12

U L3S U L2L

U L2S

U L3S

kU L31

U L2L

kU L31 U L1L

U L1S

U L1S 1

U L1L

U L2S

kU L12

kU L31

U L3L

kU L23 U L2L

U L1S

U L1L

U L2S

U L2L

U L3S

U L3L

U L3S

U L2L

U L3S

U L1S

PR 1

kU L23 2 1

U L2S

kU L12

kU L31

U L1L

U L2L

U L3L

Rys. 1. Wykresy fazorowe, uproszczone schematy jednokreskowe oraz konfiguracyjne jednordzeniowego asymetrycznego (a) i symetrycznego (b) przesuwnika fazowego (sprzężenia magnetyczne pomiędzy uzwojeniami zaznaczono kolorami) 2

U L1S

PR 1

U L1L

PR 1

kU L12

kU L31

U L2S

U L2L

U L3L

U L1L

1 2

U L2S

PR PR 2

kU L23

U L3S

PR 2

U L3S

PR 1

U L3L

PR 1

U L2L

Rys. 2. Schemat jednokreskowy oraz konfiguracyjny jednordzeniowego heksagonalnego symetrycznego przesuwnika fazowego (sprzężenia magnetyczne pomiędzy uzwojeniami zaznaczono kolorami)

W układach takich przesuwnik podzielony jest na dwa transformatory: wzbudzenia i dodawczy (szeregowy), zainstalowane w oddzielnych trójfazowych lub jednofazowych kadziach. Transformator szeregowy (dodawczy) przesuwnika wielordzeniowego ma zwykle wtórne uzwojenie połączone w układ trójkąta. Rolą tego uzwojenie jest dodawanie poprzez sprzężenie magnetyczne części prostopadłego napięcia międzyfazowego do wejściowego napięcia fazowego przesuwnika. Uzwojenie pierwotne transformatora szeregowego jest zwykle dzielone w połowie i włączone szeregowo w tor sieciowy. Wykres fazorowy omawianego transformatora jest analogiczny jak w przypadku jednordzeniowego przesuwnika symetrycznego (porównaj rys. 1b).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE W opisanym układzie transformator wzbudzenia jest zwykle połączony w układ Yy0 i zasilany ze środka uzwojenia pierwotnego transformatora szeregowego. Rolą transformatora wzbudzenia w opisywanym układzie jest zasilanie uzwojenia wtórnego transformatora szeregowego oraz regulacja amplitudy napięcia dodawczego wymuszającego zmianę kąta α przesuwnika fazowego. Z tego powodu uzwojenie wtórne transformatora wzbudzenia jest zwykle wyposażone w podobciążeniowy przełącznik zaczepów oraz przełącznik PR służący do wyboru kierunku regulacji kąta α. Wykres fazorowy omawianego transformatora wzbudzenia jest taki sam jak dla każdego innego transformatora Yy0. Przykładowy schemat konstrukcyjny omawianego rozwiązania został pokazany na rys. 3. Przedstawiony na rys. 3 układ może być dwukadziowy (zastosowane są dwa rdzenie trójfazowe w oddzielnych kadziach) lub sześciokadziowy (każda faza transformatora szeregowego i wzbudzenia zainstalowana jest na oddzielnym rdzeniu i w oddzielnej kadzi).

2.3. Układy transformatorów zapewniające regulację skrośną

Układy umożliwiające regulację wzdłużno-poprzeczną (skrośną) najczęściej są to zespoły transformatorowe składające się z jednostki głównej (będącej transformatorem z podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów lub autotransformatorem), z transformatora dodawczego (szeregowego) oraz transformatora wzbudzenia. Stanowią one zatem szeregowe połączenie układów zapewniających regulację podłużną oraz poprzeczną. Rozwiązania takie pozwalają zarówno na oddziaływanie na przepływ mocy czynnej i biernej w sieci jak i na sprzęganie ze sobą podsieci o równych poziomach napięć. Podobnie jak w przypadku przesuwników fazowych, uzwojenia poszczególnych faz transformatora dodawczego po stronie GN (pierwotne uzwojenie szeregowe) są włączone w szereg. Uzwojenia po stronie DN (wtórne) mogą być zasilane napięciami fazowymi lub międzyfazowymi. W zależności od wybranego sposobu zasilania uzwojenia wtórnego transformatora dodawczego możliwe jest osiągniecie zarówno regulacji wzdłużnej jak i poprzecznej [11]. Osiągana za pomocą opisanych elementów regulacja wzdłużno-poprzeczna może być więc realizowana na dwa sposoby: yy rozdzielnie – regulacja wzdłużno-poprzeczna odbywa niezależnie od siebie. Każdy z elementów zespołu transformatorowego zapewnia regulację jednego parametru napięcia (modułu bądź kąta fazowego). Przykładem takiego układu może być rozwiązanie szeregowego połączenia autotransformatora i przesuwnika fazowego jak na rys. 4 [11]; yy łącznie – regulacja wzdłużno-poprzeczna odbywa się zależnie od sieci w jednostce dodawczej. Regulacja jednego parametru napięcia (modułu bądź kąta fazowego) pociąga za sobą zmianę drugiego parametru. Łączna regulację wzdłużno-poprzeczną może być realizowana w ograniczonym zakresie przez przesuwniki fazowe wyposażone w dodatkowe układy wzbudzenia, pozwalające na dodanie do uzwojenia szeregowego dodatkowej składowej napięcia fazowego.

3. Zagrożenia dla transformatorów Do najważniejszych zagrożeń, jakie rozpatruje się w odniesieniu do pracy transformatorów, należy ryzyko jego uszko-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

Transformator szeregowy

U L1S

U L2S

U L3S

L1S

L1L

L2S

L2L

L3S

L3L

L1W L2W L3W

U L1L

U L2L

U L3L

L1V L2V L3V Transformator wzbudzenia 2

PR 1

L1W

L1V

PR 1

L2W

L2V

PR 1

L3V

L3W

Rys. 3. Przykładowy schemat konstrukcyjny wielokadziowego symetrycznego przesuwnika fazowego AT H

TD X

Rys. 4. Układy zespołów transformatorowych zapewniających regulację skrośną z transformatorem z regulacją wzdłużną lub autotransformatorem oraz transformatorem dodawczym (szeregowym) zasilanym z dodatkowego transformatora wzbudzenia

dzenia podczas pracy. Poniżej wymieniono najważniejsze zagrożenia, jakie mogą spowodować uszkodzenie urządzenia, co może ograniczyć jego dyspozycyjność, możliwości pracy i poza kosztami napraw i remontu może pociągnąć za sobą straty związane z koniecznością przesyłu energii inną drogą lub wręcz całkowitym zaprzestaniem jej dostarczania.

3.1. Zwiększona temperatura

Oddziaływanie środowiska, prądu obciążenia oraz grzanie w wyniku zjawisk towarzyszących magnesowaniu rdzenia powoduje wzrost temperatury transformatora. Choć zwiększanie temperatury mało wpływa na odkształcanie elementów konstrukcji transformatora, w przypadku transformatorów olejowych wzrost temperatury przy stałej objętości kadzi wiąże się ze wzrostem ciśnienia oleju. Gdy transformator nagrzeje się zbyt mocno, może dojść do jego rozszczelnienia, a nawet wybuchu. Dzieje się tak w przypadku dostatecznie długiego przepływu prądów o dużych wartościach (np. w czasie zwarć), powodujących oddawanie ciepła na elementach rezystancyjnych transformatora. Mniejsze prądy, np. związane z przeciążeniami transforma-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE 87S1

3.2. Przepływ zbyt dużego prądu (zwarcia i przeciążenia)

3.4. Nadmierne napięcie kU L12

Oprócz zjawisk związanych z przewzbudzeniem opisanych powyżej, zbyt wysokie napięcie może prowadzić do nieodwracalnego uszkodzenia izolacji przewodów transformatora. Tym samym, choć samo zbyt duże napięcie, nie wpływa niekorzystnie na samą pracę transformatora w danej chwili, U L2S może prowadzić do szybszego starzenia się izolacji, jej uszkodzenia, a następnie przekształcić się w zwarcie zwojowe lub 1 zwarcie do obudowy. Zwarcia zwojowe 2są bardzo często 87L2 trudne do wykrycia i utrzymując się zbyt PR długo mogą potęgować zniszczenia urządzenia, stąd wszelkie stany zbyt dużekU L23 muszą być sygnalizowane obsłudze i odpowiedgo napięcia PR nio szybko usuwane. 1 Zgodnie z [15] transformatory sieciowe i rozdzielcze, powin2 ny umożliwiać obciążenie prądem znamionowym przy napięciu równym 105% napięcia znamionowego, zaś transforU L2L matory blokowe – napięciem w zakresie od 95% do 107,5% napięcia znamionowego.

przy czym: K  c – stały współczynnik, = ( I SA + I LA )  I TDwA 2 U – wartość skuteczna napięcia,  K  f – częstotliwość napięcia.

(4.1)  I TDwB = ( I SB + I LB ) 2  Wzrost indukcji wiąże prądów wirowych K  się z powstawaniem I TDwC = ( I SC + I tj. LC )odkształcaniem się oraz ze zjawiskiem magnetostrykcji, 2

elementów ferromagnetycznych (w tym wypadku głównie rdzenia, ale także kadzi i innych elementów obudowy [17]) w wyniku pola magnetycznego. Na wzrost indukcji w rdzeniu są narażone przede wszystkim transformatory, które mogą mieć okazję pracy w stosunkowo dużym zakresie częstotliwości; przede wszystkim transformatory blokowe i transformatory potrzeb własnych w elektrowniach, do których przyłączone są generatory. W przypadku pracy generatora z niewielką częstotliwością (np. podczas rozruchu) długotrwały stan takiej pracy może doprowadzić do uszkodzenia transformatora. Producent transformatora podaje krzywą dopuszczalnego przewzbudzenia transformatora na osi czas-przewzbudzenie, przy czym ten drugi parametr jest odniesiony do znamionowej wartości stosunku U / f, tj. stosunku napięcia znamionowego transformatora i jego znamionowej częstotliwości. Większość transformatorów jest skonstruowania w taki sposób, że długotrwała praca jest dopuszczalna przy współczynniku przewzbudzenia rzędu 1,1. W krajowej energetyce jako próg wyłączenia przyjmuje się nastawienie zabezpieczenia od nadmiernej indukcji rzędu 1,3. Stan przewzbudzenia może doprowadzić do pracy transformatora poza liniową częścią jego charakterystyki magnesowania. W tym przypadku prąd magnesowania rośnie,

U L3S

Strumień magnetyczny w rdzeniu jest proporcjonalny do indukcji magnetycznej. Indukcja, jako gęstość tego strumienia jest wprost proporcjonalna do prądu uzwojenia pierwotnego, który wywołuje ten strumień. Zależność wiążącą indukcję magnetyczną B z napięciem na zaciskach pierwotnych transformatora wyraża wzór: U (3.1) B=c 4.1

3.3. Nadmierny wzrost indukcji

Skutki zbyt dużego prądu powodują wzrost temperatury uzwojeń oraz w konsekwencji ich izolacji. Jak wspomniano w p. 3.1, prowadzi to do ryzyka wystąpienia zwarćkU zwojoL31 wych. Zwiększenie temperatury w miejscu zwarcia prowadzi do dalszego niszczenia izolacji; po pewnym czasie zwarcie moU L3L a nawet objąć konstrukże przekształcić się w poważniejsze, cję transformatora i inne fazy. Z powyższych powodów transformatory wyposaża się 1 2 w układy pomiaru temperatury, urządzenia pomiaru ciśniePR nia oleju (przekaźniki Buchholza) a sam olej należy poddawać okresowym analizom [5]. Jednocześnie wszystkie zwarcia, także te zewnętrzne, muszą PR 1 być wyłączane jak najszybciej, ponieważ mają one wpływ 2 także na elementy znajdujące się wewnątrz transformatora.

co może prowadzić do zbędnego działania zabezpieczenia różnicowego transformatora. W niektórych rozwiązaniach 2 2 zabezpieczeń różnicowych stosuje się ich blokowanie 5. harU L1L PR która PRwystępuje w moniczną, takich sytuacjach w prądzie 1 1 różnicowym. Wykrywanie piątej harmonicznej prądu nie powinno być stosowane jako kryterium wykrywania przewzbudzenia transformatora. Najlepszym rozwiązaniem jest bezpośredni pomiar stosunku U/f.

tora, nie tworzą ryzyka dla całej jego konstrukcji, ale powodują szybsze starzenie się izolacji. Może to doprowadzić do jej szybkiego zniszczenia, a w konsekwencji do powstania U L1Sto bardzo trudnych do wykrycia zwarć zwojowych. Zjawisko dotyczy zarówno transformatorów suchych jak i olejowych.

3.5. Odkształcenie krzywej napięcia

Krzywa magnesowania materiału, z którego wykonano rdzeń, jest nieliniowa. Sprawia to, że prąd magnesowania jest odkształcony, co wpływa na pozostałe prądy i napięcia w układzie. Prąd magnesowania zawiera nieparzyste harmoniczne. Trzecie harmoniczne (i harmoniczne rzędu będącego wielokrotnością 3.) mają we wszystkich trzech fazach ten sam kąt fazowy (w stosunku do podstawowej harmonicznej) i mogą się zamykać tylko przez przewód zerowy lub poprzez uzwojenie połączone w trójkąt. Jednym z celów łączenia jednego z uzwojenia transformatorów w trójkąt jest właśnie eliminacja trzecich harmonicznych; niektóre duże jednostki mają nawet celowo dodatkowe uzwojenie wtórne, pracujące jałowo lub wykorzystywane do zasilania potrzeb własnych, mające za zadanie eliminowanie trzeciej harmonicznej. Jeżeli to dodatkowe uzwojenie występuje, projektant systemu zabezpieczeń powinien uwzględnić możliwość wystąpienia zwarć w tym uzwojeniu.

3.6. Załączenie transformatora

Załączenie transformatora do biegu jałowego (podanie napięcia tylko od strony pierwotnej) wywołuje stan nieustalony w jego obwodzie elektrycznym i magnetycznym. Zgodnie z prawem komutacji zarówno strumień magnetyczny jak i prąd nie mogą zmieniać się skokowo. Prąd transformatora – równy prądowi w gałęzi magnesowania jest w całości prądem transformatora. W momencie załączania transformatora w rdzeniu znajduje się strumień szczątkowy Φ0, wynikający z punktu pracy (namagnesowania) zgodnie z pętlą histerezy. Jest to wartość przypadkowa i zależy od stanu transformatora w momencie jego wyłączenia. Ponadto, wartość strumienia magnetycznego w momencie włączania transformatora zależy od chwili załączania, tj. kąta

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE fazowego napięcia. Kąt ten jest również przypadkowy. Maksymalna możliwa wartość strumienia początkowego (resztkowego) zależy od amplitudy napięcia, przy założeniu kąta wyłączenia α = 0. Skutkuje to bardzo dużym prądem magnesowania, który jest wprawdzie mniejszy od prądu zwarcia transformatora, ale jest wielokrotnie większy (typowo nie więcej niż siedmiokrotnie) od jego prądu znamionowego. Charakterystyczny kształt przebiegu prądu magnesowania wynika z nasycania się rdzenia transformatora oraz z charakterystyki magnesowania. Prąd magnesowania jest sinusoidą w chwilach, gdy strumień przekracza punkt przegięcia krzywej, natomiast w pozostałych chwilach jest równy lub bliski 0 [3]. Amplituda prądu maleje stosunkowo szybko, jednak trwa co najmniej kilka okresów. Oprócz czynników losowych, jak chwila załączania i wartość strumienia resztkowego, prąd udarowy magnesowania zależy w bardzo dużej mierze od konstrukcji rdzenia i drogi magnetycznej, jaką pokonuje strumień w warunkach włączania. Kształt prądu udarowego wynika ze wzrostu napięcia wzbudzenia (napięcia gałęzi magnesującej), co powoduje wzrost strumienia w rdzeniu, który prowadzi do zwiększenia prądu magnesującego. W takiej sytuacji, w czasie zwarcia obniża się napięcie transformatora, zaś po jego eliminacji – dochodzi do nagłego skoku. Prąd magnesowania jest zwykle mniejszy od prądu załączania ze względu na brak strumienia resztkowego, będzie też zawierał mniej drugiej harmonicznej. Kolejnym przypadkiem pojawiania się udarów jest załączanie drugiego transformatora równolegle do już pracującego, gdy są one zasilane z tego samego punktu. W tym wypadku już pracujący i znajdujący się pod napięciem transformator doświadczy udaru magnesowania w wyniku obniżenia się napięcia na wspólnych szynach, spowodowanego przez spadek napięcia na elementach systemu w związku z przepływem prądu magnesowania załączanego transformatora. Opisane wyżej przypadki pojawienia się udaru prądu magnesującego w sytuacji innej niż załączanie transformatora świadczą o braku możliwości jego pewnego wykrycia w momencie zamykania wyłącznika transformatora. Analiza harmonicznych przebiegu prądu magnesowania pozwala zauważyć, że charakteryzuje się on wysoką zawartością parzystych harmonicznych. Wykrywanie zawartości drugiej harmonicznej (której jest najwięcej w prądzie załączania transformatora i przez to najłatwiej ją wykryć) jest od wielu lat wykorzystywane do wykrywania chwili załączania transformatora oraz blokowania zabezpieczenia różnicowego na ten czas – mogłoby ono działać zbędnie, gdyż prąd magnesowania jest wynikiem napięcia podanego tylko z jednej strony transformatora.

4. Zabezpieczenia przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych zapewniających regulację skrośną Typowe transformatory stosowane w energetyce wyposaża się w następujące funkcje zabezpieczeniowe: yy różnicowa wzdłużna (oznaczenie ANSI 87T); yy odległościowa (21); yy rezerwowe nadprądowe reagujące na zwarcia (50, 51); yy przeciążeniowe (51p, 49); yy od skutków przewzbudzenia (24) – w przypadku transformatorów blokowych; yy nadnapięciowa (59); yy ziemnozwarciowe zerowoprądowe, kierunkowe (67N) lub bezkierunkowe (51N), niekiedy również ziemnozwarciowe

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

różnicowe (87N); yy technologiczne, w tym gazowo-przepływowe. Zespoły transformatorowe zapewniające regulację poprzeczną lub skrośną powinny być zabezpieczane w analogiczny sposób jak w przypadku typowych transformatorów niezapewniających regulacji przepływu mocy. Możliwość zmiany przekładni napięciowej (regulacja wzdłużna), przesunięcia kątowego pomiędzy napięciami wejściowymi i wyjściowymi (regulacja poprzeczna) lub obu tych parametrów (regulacja skrośna) istotnie wpływa na warunki i specyfikę pracy niektórych zabezpieczeń opisywanych układów transformatorowych. W przypadku przesuwników fazowych, możliwość zmiany kąta pomiędzy napięciem wejściowym i wyjściowym będzie silnie wpływać na warunki pracy zabezpieczenia różnicowego, mierzącego prądy wejściowe i wyjściowe przesuwnika (a więc obejmującego wszystkie obwody przesuwnika). Wpływ ten będzie zależny od kąta regulacji α. Z tego powodu przesuwniki fazowe wyposaża się w specjalne rozwiązania zabezpieczeń różnicowych pozwalających na czułe i selektywne wykrywanie zwarć wewnętrznych, niewrażliwe na wpływ zmiennej wartości kąta regulacji przesuwnika. Jako zabezpieczenia podstawowe przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną stosuje się zabezpieczenia różnicowe. W zależności od konfiguracji zabezpieczanego obiektu może być zastosowane klasyczne zabezpieczenie różnicowe (87T) przeznaczone dla klasycznych transformatorów lub może być niezbędne zastosowanie niestandardowego rozwiązania pierwotnych i wtórnych zabezpieczeń różnicowych (87P i 87S) zapewniającego nieczułość na zmienne warunki pracy normalnej zabezpieczanego obiektu. Klasyczne zabezpieczenie różnicowe (87T) stosowane jest jako zabezpieczenie podsta-wowe w przypadku jednordzeniowych przesuwników fazowych. Rozwiązania niestandardowe (87P i 87S) stosuje się jako podstawowe zabezpieczenia układów wielordzeniowych. Poniżej zostaną opisane wymagania oraz rozwiązania techniczne układów zabezpieczeń przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną.

4.1. Specjalne rozwiązania zabezpieczeń różnicowych wielordzeniowych przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną

Standardowe rozwiązania zabezpieczeń różnicowych stosowane są zwykle w przypadku jednordzeniowych przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorów z regulacją skrośną małej mocy, zapewniających maksymalne kąty regulacji nie większe niż 20° [9]. Wiąże się to oczywiście z potrzebą odstrojenia nastawień tych zabezpieczeń od spodziewanych prądów różnicowych wynikających z możliwych zmian przekładni napięciowej i dodatkowych przesunięć fazowych wprowadzanych przez zabezpieczany przesuwnik lub zespół transformatorowy. W przypadku wielokadziowych przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną charakteryzujących się znacznymi maksymalnymi kątami regulacji, klasyczne zabezpieczenia różnicowe nie sprawdzą się, ponieważ występujące w czasie pracy normalnej prądy różnicowe będą uniemożliwiały poprawne nastawienie tego typu rozwiązań zabezpieczeń. Z tego powodu dla takich obiektów stosuje się specjalne rozwiązania zabez-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pieczeń, zrealizowane w oparciu o dwa układy zabezpieczeń różnicowych, obejmujących część uzwojeń przesuwnika w taki sposób, że działanie każdego z nich nie zależy od zmiany kąta regulacji α [8], [9].

4.1.1. Pierwotne zabezpieczenie różnicowe przesuwnika fazowego (87P)

Pierwszym z zabezpieczeń różnicowych przesuwnika wielokadziowego jest zabezpieczenie określane mianem pierwotnego zabezpieczenia różnicowego (87P). Zabezpieczenie 87P obejmuje swoim zasięgiem uzwojenia pierwotne zarówno transformatora szeregowego (TD) jak i transformatora wzbudzającego (TW) i chroni te uzwojenia przed zwarciami doziemnymi i wielofazowymi [9]. Uzwojenie pierwotne transformatora szeregowego jest połączone galwanicznie z uzwojeniem pierwotnym transformatora wzbudzenia. W związku z tym zabezpieczenie 87P działa na zasadzie pierwszego prawa Kirchhoffa [8]. Zabezpieczenie sumuje fazory prądów wpływających (IS) i wypływających (IL) z pierwotnego uzwojenia transformatora szeregowego przesuwnika fazowego oraz prądów wypływających z tego uzwojenia do pierwotnego uzwojenia transformatora wzbudzenia (IE). Opisywane zabezpieczenie 87P wymaga instalacji przekładników prądowych w obwodach przesuwnika fazowego zlokalizowanych na początku i końcu pierwotnego uzwojenia transformatora szeregowego oraz na końcu pierwotnego uzwojenia transformatora wzbudzenia połączonego w gwiazdę. Układ połączeń opisywanego zabezpieczenia pokazano na przykładzie wielokadziowego przesuwnika symetrycznego na rys. 5 [8], [9]. Przekładniki prądowe w obwodzie pierwotnym transformatora szeregowego instalowane są zwykle poza jego kadzią, np. mogą one być zrealizowane jako przekładniki zamontowane na izolatorach przepustowych tego transformatora. Przekładniki zlokalizowane na końcu pierwotnego uzwojenia transformatora wzbudzenia są zwykle montowane bezpośrednio w jego kadzi [9]. Zmiana kąta regulacji α przesuwnika (realizowana poprzez zmiana pozycji przełączników zaczepów zlokalizowanych zwykle w uzwojeniu wtórnym transformatora wzbudzenia przesuwnika) nie ma wpływu na działanie zabezpieczenia 87P. Zabezpieczenie 87P jest też niewrażliwe na nieprawidłowe działanie spowodowane występowaniem udarów prądu magnesującego przy załączaniu przesuwnika i na zjawisko nasycania uzwojenia szeregowego podczas np. zwarć zewnętrznych [8]. Strefa pomiarowa zabezpieczenia 87P obejmuje galwanicznie połączone ze sobą uzwojenia przesuwnika, a nie obejmuje ona obwodów sprzęgniętych ze sobą magnetycznie (np. uzwojeń pierwotnych i wtórnych poszczególnych transformatorów przesuwnika). Wadą zabezpieczenia 87P jest to, że nie wykrywa zwarć zwojowych w transformatorze szeregowym i wzbudzenia oraz potrzeba instalacji dodatkowych przekładników prądowych w kadzi transformatora wzbudzenia.

4.1.2. Wtórne zabezpieczenie różnicowe przesuwnika fazowego (87S)

Drugim z zabezpieczeń różnicowych przesuwnika wielordzeniowego jest zabezpieczenie określane mianem wtórnego zabezpieczenia różnicowego (87S). Zabezpieczenie 87S obejmuje uzwojenia wtórne transformatora szeregowego (TD) i wzbudzenia (TW) oraz uzwojenia pierwotne transformatora szeregowego i jest zrealizowane jako trójkońcówkowe, stabilizowane zabezpieczenie różnicowe [16]. Omawiane za-

Rys. 5. Układ połączeń pierwotnego zabezpieczenia różnicowego (87P) przesuwnika fazowego K/2(ISB+ILB)

K/2(ISA+ILA)

ISA

TD * * S1

K/2(ISC+ILC) *

* S2

K/2[(ISB+ILB)-(ISA+ILA)]

A B

K/2[(ISA+ILA)-(ISC+ILC)] b

ISA-ISC n1

S0L0

ILB ILC

ISB-ISA n1

ILA

* *

K/2[(ISC+ILC)-(ISB+ILB)]

ISC-ISB n1

ISB ISC

ILA-ILC n1 ILB-ILA n1

ILC-ILB n1

K/2[(ISC+ILC)-(ISB+ILB)] n2

K/2[(ISA+ILA)-(ISC+ILC)] n2

87S A

87S B

87S C

K/2[(ISB+ILB)-(ISA+ILA)] n2

Rys. 6. Układ połączeń wtórnego zabezpieczenia różnicowego (87S) przesuwnika fazowego

bezpieczenie wykrywa zwarcia w uzwojeniu wtórnym transformatora wzbudzenia oraz w transformatorze szeregowym. Ponadto wykrywa ono zwarcia zwojowe w transformatorze szeregowym, natomiast nie wykrywa zwarć zwojowych w transformatorze wzbudzenia [8]. Układ pomiarowy zabezpieczenia 87S został pokazany na przykładzie wielordzeniowego symetrycznego przesuwnika fazowego na rys. 6. Zabezpieczenie 87S porównuje prądy: wejściowe (ISA, ISB, ISC), wyjściowe (ILA, ILB, ILC) przesuwnika oraz prądy uzwojenia wtórnego transformatora wzbudzenia (IEA, IEB, IEC). W związku z tym, w zabezpieczeniu porównywana jest suma prądu „źródłowego” IS i „obciążeniowego” IL z prądem wzbudzenia IE. Zabezpieczenie 87S działa na zasadzie równości amperozwojów transformatora szeregowego, gdyż tylko on ma stałą liczbę zwojów i przekładnię niezależną od zmian kąta regulacji α przesuwnika. Pomimo tego, że zabezpieczenie 87S obejmuje uzwojenia wtórne transformatora wzbudzenia (odpowiadające za zmianę kata α jest ono niewrażliwe na zmiany przesunięcia fazowego wprowadzane przez przesuwnik. Podobnie jak w przypadku zabezpieczenia 87P przekładniki prądowe w obwodzie pierwotnym transformatora szeregowego instalowane są zwykle poza jego kadzią, np. mogą one być zrealizowane jako przekładniki zamontowane na izolatorach przepustowych tego transformatora. Przekładniki

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

kU L12

kU L31

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE U L3L

(4.1)

4.1

Prądy ITDwA, ITDwB, ITDwC składają się z prądów połączonego w gwiazdę wtórnego uzwojenia transformatora wzbudzenia (ITWwA, ITWwB, ITWwC). Prądy te można opisać jako: K   I TWwA = I TDwC − I TDwB = 2 [(I SC + I LC ) − (I SB + I LB )]  K   I TWwB = I TDwA − I TDwC = [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )] 2  K   I TWwC = I TDwB − I TDwC = 2 [(I SB + I LB ) − (I SA + I LA )] 

4.2 (4.2)



)] = [(I + I LC ) − (I SB + I LBzabez Prądy ITWwA, KI TWwA = I TDwC − I TDwB przez (I SB + 2I LBsą)SC]mierzone ' =  [(I SC ITWwB, + I LC ) − ITWwC  I TWwA pieczenie 87S za pomocą przekładników prądowych 2 n K  2  (4.2) = I TDwA − I TDwC = [(I SAuzwojenia + I LA ) − (I SCtransforma+ I LC )]  I TWwB neutralnym wtórnego  w punkcie K  [(I + I ) − (I + 2I )] (4.3) I ' = tora wzbudzenia oLAprzekładni n2. Wartości wtórne prą TWwB SA SC LC 2nI 2TWwC = I TDwB − I TDwC = K [(I SB + I LB ) − (I SA + I LA )]  dów ITWwA, ITWwB, ITWwC będą zatem określone jako:  2 K  [(I SB + I LB ) − (I SA + I LA )]  I TWwC ' = 2n2  K

[(I SC + I LC ) − (I SB + I LB )]  I TWwA ' = 2n 2   I SA− I SC K [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )]  I SA ' = nI TWwB ' = 2 n2 1    K I SB− I SA (I SB + I LB ) − (I SA + I LA )] [(4.4)  I TWwC ' =  I SB ' = 2 n2 n 1

(4.3)

4.3

  I − I SB ' = SCwejściowe   I SC I SA −(ISA, I SC ISB, ISC) i wyjściowe (ISA, ISB, ISC) Prądy nI1SA ' =  przesuwnika n są transformowane za pomocą przekładni

ków o przekładni I − In1 połączonych w trójkąt i również są

SA (4.4) I SBI 'LC = SB  wprowadzane I LA− do urządzenia realizującego zabezpieczen I ' = 1   LA wejściowych i wyjściowych prą1  nie 87S.nWartości I −wtórne I SB ' = SC można −I SC zatem zapisać jako:  dówIprzesuwnika I n1 (4.5) LB LA  I LB ' = n1  I LA − I LC  I LC−I I LB  LA ' =  I LC ' = n1 n  1 

 I LBDLA − I LAENERGETYKI 3/2017 URZĄDZENIA (4.5)  I LB ' =

 I rA

= I SA '+ I LA '+ I TWwB '

87L2 kU L23

I2 PR

L K  n1 n1  I TWwA = I TDwC − I 1TDwBPR= 2 [(I SC + I LC ) − (I SB + I LB )]  TW 2 K  = [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )]  I TWwB = I TDwA − I TDwC IE' 2  K U L2L  − I TDwC = [(I SB + I LB ) − (I SA + I LA )]  I TWwC = I TDwB K   −I (I SC + I LC )2− (I SB + I LB )] [ I I = = TWwA TDwC TDwB  2    KK ) −(I(ISBSC++I ILBLC)])] (4.2) − I TDwC ' = = [([I(ISCSA++I ILCLA) −  I TWwB = I TDwA  I TWwA 2n 22 87S   87P K   K [(I SB + I LB ) − (I SA + I LA )] − I '= = (4.3)  I TWwC = I TDwB [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )]  I TWwBTDwC  2 n2 2 prądowych przesuwnika faRys. 7. Lokalizacja  przekładników   zowego w przypadku zastosowania rozwiązaK K I alternatywnego − I TDwB  I TWwA = IKTDwC ' = = [(I[(SB −−(I(ISASB ++ II LA SC++I ILB LC) ) LB )]  I[(TWwC nia zabezpieczenia 87S 2 ) ( ) ] I ' I I I I = + − + 2n2 SB SC LC LB  TWwA 2n2 K  (4.2)  I TWwB = IKTDwA − I TDwC = 2 [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )] (4.3)  ( ) ( ) [ ] I ' I I I I = + − +  I I −  TWwB SA LA SC LC 2n2 I SA ' = SA KSC  I ( [ I SB + I LB ) − (I SA + I LA )] n TWwC = I TDwB − I TDwC = 1   2 K (I SA + I LA )]  I TWwC ' =  [(I SB +IISBLB−) −I SA 4.4 (4.4) 2n2 I SB ' =  n1  K (I SB + I LB )]  I TWwA ' =  [(I SC +I I LC−) −  I SA 2−n2IISCSC ' = SC I SB I SA ' = n1 K (4.3)  I TWwB ' = n1 [(I SA + I LA ) − (I SC + I LC )] 2 n  I SB − 2I SA I SB ' = I (4.4) −I K ' =+ ILALB ) − LC (I SA + I LA )] I SB  I TWwC ' = n1 I[(LA n1  I SC 2−n2I SB  I SC ' = n1 I ' = I LB − I LA 4.5 (4.5)  LB  I SA −I SC n1 I ' =   SA n1 I LC − I LB  I LA − I LC I ' = LC ' =  LA  I SB −IISA n1 n1 (4.4)  I SB ' = n  I LB − 1I LA (4.5) = I SC − I SB I LB 'zastosowaniu Przy powyższej konfiguracji obwodów n1 '+ I LA '+ I TWwB '  I rA = I SA  I SC ' = n1 87S (rys.  zabezpieczenia 6) jego prąd różnicowy będzie   I LC − I LB  I rB = I SB '+ I LB '+ I TWwC ' (4.6) określony  I LC ' = jako: n1   S

K   I TDwA = 2 ( I SA + I LA )  K   I TDwB = ( I SB + I LB ) 2  K   I TDwC = 2 ( I SC + I LC ) 

U L2S

inna faza uzwojenia

zlokalizowane na końcu wtórnego uzwojenia transformatora wzbudzenia są zwykle montowane bezpośrednio w jego 1 kadzi [9]. 2 PR W związku z tym, że zabezpieczenie 87S obejmuje również obwód magnetyczny przesuwnika, dla prawidłowego działania opisywanego zabezpieczenia istotne jest odwzorowanie w jego algorytmie pomiarowym przekładni PR napięciowej 1 transformatora szeregowego oraz układu połączeń przesuw2 nika. W układzie zabezpieczenia 87S musi być też odwzorowana przekładnia napięciowa K transformatora szeregowego. U L3S Zgodnie z rys. 6 prąd płynący przez wtórne uzwojenie transformatora szeregowego wynika z przekładni tego transformatora oraz jego konfiguracji. W analizowanym przypadku uzwojenie pierwotne transformatora szeregowego jest dzielone w połowie, co oznacza, że prąd jego uzwojenia wtórnego w połowie zależy od wartości prądu wejściowego IS przesuwnika, a w połowie od jego prądu wyjściowego IL. Zatem wartość prądów połączonego w trójkąt uzwojenia wtórnego transformatora szeregowego można zaU (3.1) B=c pisać jako: f

I LA − I LC  I rC = I SC '+ I LC '+ I TWwA '  I LA ' = n 1  I rA  I LB− I LA= I SA '+ I LA '+ I TWwB ' (4.5)  I LB ' =  I LA ' = − I TWwB '  I ''+ 4.6 nI1 rB = I SB '+ I SA LB + I TWwC '  (4.6)  I LC− I LB  I SB '+ I LB ' = − I TWwC ' (4.7)  I LC ' =  I rC = I SC '+ I LC '+ I TWwA ' n  1 

 I SC '+ I LC ' = − I TWwA ' IILA ''+ = I− I TWwB ' był spełniony, istotIISA '+ Aby bilans prądów zabezpieczenia 87S SA LA '+ I TWwB '  rA = ny jest właściwy dobór przekładni przekładników IISB '+ I LB ' = − I 'TWwC ' n1 'i n2tego + Irealizacji prądowychzastosowanych rB = I SB '+ I LBdo TWwC(4.7) (4.6) zabezpieKzabezpieczenia czenia. Aby prąd różnicowy 87S był zeroI I I ' + ' = − '  (4.8) n = n  ISC = ILC '+2 I TWwA '+ 1I ' 

LC2

TWwA

 I SA '+ I LA ' = − I TWwB '  K = − I TWwC ' n2 I=SB '+n1I LB '(4.8)  I 2'+ I ' = − I TWwA '  SC LC

n2 =

K n1 2

(4.7)

4.7

(4.8)

 I SA '+ I LA ' = − I TWwB '  PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE TECHNOLOGIE,  I SB '+ I LB ' = − I TWwC ' (4.7)  I '+ I ' = − I TWwA '  SC LC

wy w czasie pracy normalnej przesuwnika należy spełnić poniższy warunek: n2 =

K n1 2

(4.8)

4.8

Aby tak się stało przekładnie n1 i n2 powinny być ze sobą w następującej relacji: W związku z tym, że uzwojenie pierwotne transformatora szeregowego jest zwymiarowane na napięcie niższe niż napięcie sieci (stanowi zwykle 40%-60% napięcia sieci), w czasie zwarć zewnętrznych może dochodzić do nasycania się tego uzwojenia. Będzie to spowodowane powstawaniem zbyt wysokiego spadku napięcia na jego reaktancji. W efekcie prądy IS i IL płynące przez uzwojenie szeregowe ulegną odkształceniu. Prądy IE pozostaną sinusoidalne. Z tego powodu może dochodzić do nieprawidłowego działania zabezpieczenia 87S [8]. Aby zapobiegać tym zbędnym działaniom stosuje się dodatkową logikę obniżającą czułość lub wprowadzające niewielką zwłokę zabezpieczenia 87S w zależności od warunków napięciowych. Poziom nasycenia transformatora szeregowego oceniany jest w niej na podstawie stosunku napięcia do częstotliwości, a więc na tej samej zasadzie na podstawie której działa zabezpieczenie od przewzbudzenia. Zabezpieczenie 87S jest również wrażliwe na udary prądu załączania przesuwnika. Z tego powodu zabezpieczenie to powinno być wyposażone w blokadę lub dodatkową stabilizację w obecności wyższych harmonicznych prądu. Jeżeli przesuwnik fazowy wyposażony jest w przełączniki zmieniające kierunek regulacji kąta α, jego pozycja musi być uwzględniona w algorytmie działania zabezpieczenia 87S [12]. Zmiana pozycji przełącznika kierunku regulacji zmienia bowiem grupę połączeń transformatora wzbudzenia z Yy0 na Yy6, a co za tym idzie zmianie ulegnie macierz transformacji. Przełączniki wyboru kierunku regulacji kąta α są zainstalowane wewnątrz strefy zabezpieczenia 87S. Zwykle są one przyłączone do końcówek każdej z faz połączonego w trójkąt uzwojenia wtórnego transformatora szeregowego. Ma to wpływ na pracę zabezpieczenia 87S [14]. Poprzez zmianę położenia opisywanych przełączników zmienia się znak kąta regulacji α przesuwnika fazowego, a co za tym idzie jego macierz transformacji. Możliwość wprowadzenia opisywanej zmiany kierunku regulacji musi być uwzględniona w algorytmie działania zabezpieczenia 87S poprzez wprowadzenie do niego sygnału binarnego świadczącego o aktualnym położeniu przełączników wyboru kierunku regulacji. W takiej konfiguracji zabezpieczenia w zależności od wartości opisanego sygnału binarnego prąd uzwojenia wtórnego transformatora wzbudzenia będzie odejmowany lub dodawany do pozostałych prądów mierzonych przez zabezpieczenie 87S. Ponadto w czasie zmiany kierunku regulacji zabezpieczenie 87S musi być blokowane na czas tej operacji, ponieważ przełączenie to wiąże się z krótkotrwałym uziemieniem zacisków uzwojenia wtórnego transformatora wzbudzenia, co jest równoważne z trójfazowym zwarciem w strefie zabezpieczenia 87S. 4.1.3. Alternatywne rozwiązanie wtórnego zabezpieczenia różnicowego (87S) Zabezpieczenie 87S może zostać zrealizowane prościej pod względem obliczeniowym, niż w przypadku opisanym w rozdziale 4.1.2. Alternatywną konfigurację połączeń zabezpieczenia 87S dla jednej z faz przesuwnika pokazano na rys. 7 [13].

W odróżnieniu od rozwiązania przedstawionego w rozdziale 4.1.2, zabezpieczenie 87S przedstawione na rys. 7 wyznacza prąd różnicowy na podstawie pomiarów zrealizowanych tylko w uzwojeniach wtórnych transformatora wzbudzenia i transformatora szeregowego. W związku z tym, że uzwojenie wtórne transformatora szeregowego połączone jest w trójkąt, zabezpieczenie 87S w opisywanej konfiguracji musi mierzyć prądy wewnątrz tego trójkąta oraz prądy po stronie punktu naturalnego połączonego w gwiazdę uzwojenia wtórnego transformatora wzbudzenia [13]. W takiej konfiguracji, spełniona jest zależność IE’=I1+I2, a zabezpieczenie różnicowe 87S może działać na zasadzie pierwszego prawa Kirchhoffa, wyznaczając prąd różnicowy jako |Ir|=|IE’+I1+I2|. W takim przypadku, zabezpieczenie 87S jest niewrażliwe na zmiany kąt regulacji α [13]. Zabezpieczenie 87S w omawianej konfiguracji wykrywa zwarcia w uzwojeniach wtórnych przesuwnika. Nie wykrywa ono zwarć zwojowych w transformatorze wzbudzenia. Zwarcia te muszą być wykrywane przez rezerwowe zabezpieczenia przesuwnika. Wadą omawianego rozwiązania zabezpieczenia 87S jest potrzeba instalacji dodatkowych przekładników prądowych we wnętrzu kadzi transformatora szeregowego w obwodach jego uzwojenia wtórnego.

4.2. Zabezpieczenia heksagonalnych przesuwników fazowych

Heksagonalne przesuwniki fazowe cechują się odmienną strukturą połączeń wewnętrznych niż klasyczne rozwiązania symetrycznych i asymetrycznych jednordzeniowych przesuwników fazowych. Ponadto mogą one realizować szerszy zakres regulacji kąta α. Z tego powodu, zastosowanie tradycyjnego, transformatorowego zabezpieczenia różnicowego (87T) dla układu heksagonalnego wiązałoby się z występowaniem dużych prądów różnicowych w normalnych stanach pracy przesuwnika, a co za tym idzie, działanie zabezpieczenia 87T musiałoby być znacznie znieczulone, aby nie dochodziło do jego zbędnego działania. Z tego powodu przesuwniki heksagonalne zabezpiecza się niestandardowym układem zabezpieczeń różnicowych zrealizowanym w oparciu o dwa zestawy zabezpieczeń różnicowych 87L i 87S działających na zasadzie prawa Kirchhoffa [8], [18]. Układ połączeń zabezpieczeń różnicowych przesuwnika heksagonalnego pokazano na rys. 8, [18]. Zabezpieczenie 87L (od angielskiego słowa long, czyli „długi”) obejmuje swoim zasięgiem uzwojenia wzbudzenia przesuwnika fazowego połączone w trójkąt (rys. 8). Zabezpieczenie 87S (od angielskiego słowa short, czyli „krótki”) obejmuje swoim zasięgiem uzwojenia szeregowe przesuwnika fazowego razem z przełącznikami zaczepów oraz przełącznikami wyboru kierunku regulacji (PR na rys. 8). Powyższe rozwiązanie zabezpieczeń różnicowych czule i szybko wykrywa zwarcia w zabezpieczanych uzwojeniach. Zarówno zabezpieczenie 87L jak i 87S obejmuje swoim zasięgiem obwody połączone elektrycznie. Z tego powodu zabezpieczenia te nie są wrażliwe na zmiany kąta regulacji α [8], [18]. Omawiane zabezpieczenia różnicowe heksagonalnego przesuwnika fazowego nie są wrażliwe na nasycanie się jego uzwojeń oraz na udary prądu magnesującego mogące wystąpić po podaniu napięcia na przesuwnik [8], [18]. Z powyższych powodów, zabezpieczenia 87S i 87L mogą zostać zrealizowane w oparciu o urządzenia zabezpieczeniowe realizujące np. funkcję zabezpieczenia różnicowego szyn. Wadą omawianego rozwiązania układu zabezpieczeń różnicowych jest potrzeba instalacji dużej liczby prze-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE kładników prądowych we wnętrzu kadzi przesuwnika. Może to istotnie obniżyć jego niezawodność oraz zwiększyć wymiary kadzi [8]. Z tego powodu stosuje się też konstrukcje przesuwników heksagonalnych, w których końcówki wszystkich uzwojeń wyprowadza się poza kadź. W takim układzie możliwe jest zastosowanie do realizacji zabezpieczeń 87S i 87L toroidalnych przekładników zakładanych na izolatory przepustowe przesuwnika.

87S1

U L1S

4.3. Zabezpieczenia rezerwowe przesuwników fazowych oraz zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną

kU L12

U L3L U L2S

87L2

kU L23

PR 2

U L3S

U L2L

4.3.1. Zerowoprądowe zabezpieczenia ziemnozwarciowe

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

U L1L

kU L31

Zabezpieczenia różnicowe są podstawowymi zabezpieczeniami zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną oraz przesuwników fazowych. Poniżej zostaną opisane podstawowe rozwiązania zabezpieczeń rezerwowych omawianych układów.

Wielordzeniowe przesuwniki fazowe wyposaża się dodatkowo w pierwotne (51NP) i wtórne (51NS) zerowoprądowe zabezpieczenia ziemnozwarciowe Zabezpieczenia te realizowane są zwykle na podstawie pomiarów składowych zerowych prądów w obwodach uzwojeń pierwotnych (w przypadku zabezpieczenia 51NP) oraz wtórnych (w przypadku zabezpieczenia 51NS) zrealizowanych za pomocą przekładników prądowych zainstalowanych w uziemieniach uzwojenia pierwotnego (51NP) i wtórnego (51NS) transformatora wzbudzenia. Przekładniki te są zwykle zlokalizowane poza kadziami przesuwnika fazowego. Zabezpieczenie 51NP wykrywa zwarcia doziemne w uzwojeniach pierwotnych transformatora szeregowego i transformatora wzbudzenia. Ponadto wykrywa ono zwarcia doziemne w sieci. Z tego powodu zabezpieczenie 51NP powinno być skoordynowane pod względem nastawień prądu rozruchowego i czasu zwłoki zabezpieczeniami ziemnozwarciowymi pobliskiej sieci. Przy doborze nastawień zabezpieczenia 51NP należy też uwzględnić sposób przenoszenia się składowej zerowej prądu przez przesuwnik w zależności od jego konstrukcji, co może wpływać też na poziom składowej zerowej prądu w czasie zwarć doziemnych w obwodach przesuwnika [8]. W przypadku transformatorów wzbudzenia zrealizowanych w oparciu o wspólny rdzeń trójkolumnowy, reaktancja zerowa obwodów pierwotnych przesuwnika jest niska. W takim przypadku nastawienia zabezpieczenia 51NP musza być skoordynowane z nastawieniami zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieci. Jeśli transformator wzbudzenia zbudowany jest w oparciu o rdzeń pięciokolumnowy lub jako trzy jednostki jednofazowe, jego reaktancja zerowa jest duża. W takim przypadku nie jest konieczna koordynacja nastawień zabezpieczenia 51NP z innymi zabezpieczeniami [8]. Zabezpieczenie 51NP jest wrażliwe na zbędne działanie podczas niesymetrycznych udarów prądu magnesującego przy załączeniach przesuwnika fazowego. Z tego powodu zabezpieczenie to powinno działać zwłocznie, być wyposażone w blokadę lub dodatkową stabilizację działającą na podstawie pomiaru drugiej harmonicznej prądu lub działać w oparciu o pomiar podstawowej harmonicznej sygnału prądu zerowego [8], [9]. Zabezpieczenie 51NS wykrywa zwarcia doziemne w uzwojeniach wtórnych transformatora szeregowego i wzbudzenia oraz zwarcia zwojowe w transformatorze wzbudzenia. W związku tym, że uzwojenie wtórne transformatora sze-

PR 1

(3.1) B = c 8. Układ Rys. połączeń zabezpieczeń różnicowych 87L i 87S f jednordzeniowego, heksagonalnego przesuwnika fazowego K 

 I TDwA = 2 ( I SA + I LA )  K   I TDwB = ( I SB + I LB ) 2  K   I TDwC = 2 ( I SC + I LC ) 

(4.1)

regowego jest zwykle połączone w trójkąt, zabezpieczenie 51NS nie jest wrażliwe na działanie podczas zwarć zewnętrznych w stosunku do obwodów przesuwnika i z tego powodu może być nastawione bardzo czule i może działać z minimalnym czasem zwłoki [9]. Zabezpieczenia 51NP i 51NS mogą być też wykorzystywane do detekcji przerw w jednej z faz zabezpieczanego obiektu np. na skutek uszkodzenia przełącznika zaczepów [8].

4.3.2. Zabezpieczenia odległościowe

Zabezpieczenia odległościowe mogą być stosowane jako rezerwowe zabezpieczenia przesuwników fazowych i zespołów transformatorowych realizujących regulację skrośną. Ten typ zabezpieczenia jest szczególnie zalecany dla układów jednordzeniowych [8]. Zabezpieczenia odległościowe powinny być instalowane po stronie źródłowej (21S) i odbiorczej (21L) zabezpieczanego obiektu, w polach stacji elektroenergetycznych. Pomiędzy zabezpieczeniami 21S i 21L powinna być zrealizowana komunikacja pozwalająca na ich współpracę. Zasięg podstawowych stref zabezpieczeń odległościowych 21S i 21L powinien być dobrany jako większy od reaktancji wzdłużnej zabezpieczanego obiektu [8]. Strefy te powinny być skierowane w stronę zabezpieczanego obiektu. Pomiędzy przekaźnikami realizującymi opisywane funkcje zabezpieczeniowe powinna być zrealizowana logika współpracy poprzez łącze, działająca na zasadzie wymiany pobudzeń. Pozwoli to na realizację logiki uwspółbieżnienia ich działania. W schemacie uwspółbieżnienia podstawowe strefy obu zabezpieczeń działają niezależnie od siebie ze zwłoką skoordynowaną z innymi zabezpieczeniami odległościowymi pracującymi w sieci. Przyspieszenie działania omawianych stref będzie miało miejsce, jeśli dany przekaźnik otrzyma sygnał pobudzenia strefy podstawowej z przekaźnika zainstalowanego na przeciwległym końcu zabezpieczanego obiektu. Alternatywnie można stosować inne rozwiązania bazujące na wydłużonych strefach podimpedancyjnych, stosowanych powszechnie w sieciach wysokiego napięcia [19], [20]. W literaturze np. [6] spotyka się też rozwiązania w których pierwsza strefa zabezpieczenia 21S i 21L obejmuje ok. 50%

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE reaktancji przesuwnika i jest przeznaczona do wykrywania zwarć wewnętrznych w przesuwniku. W takim układzie strefy drugie zabezpieczeń 21S i 21L wykraczają zasięgiem za przesuwnik i stanowią zabezpieczenie zarówno od skutków zwarć wewnętrznych jak i bliskich zwarć zewnętrznych nie wyłączonych przez inne zabezpieczenia w sieci. Z tego powodu strefy te powinny działać zwłocznie z czasem skoordynowanym z innymi zabezpieczeniami pracującymi w sieci. Pozostałe strefy zabezpieczeń odległościowych na obu końcach zabezpieczanego zespołu transformatorowego powinny być nastawione analogicznie jak w przypadku zabezpieczeń odległościowych zwykłych transformatorów [19], [20]. Rzeczywisty zasięg stref zabezpieczeń 21S i 21L będzie zależny od stanu przełączników zaczepów zabezpieczanego obiektu. Wpływ na zasięg będzie miała zarówno zmiana przekładni napięciowej jak i zmiana kąta regulacji α.

4.3.3. Zabezpieczenia od skutków przewzbudzenia

Rezerwowe zabezpieczenie od skutków przewzbudzenia lub nadmiernej indukcji (24, por. p. 3.3) działające zwykle na zasadzie wyznaczania wartości stosunku modułu napięcia do częstotliwości (U/f) jest stosowane do wykrywania nasycenia elementów przesuwnika fazowego lub zespołu transformatorowego. Omawiane zabezpieczenie powinno być stosowane zarówno w układach jedno- jak i wielordzeniowych. W przypadku przesuwników fazowych zabezpieczenie 24 powinno być zainstalowane zarówno po ich stronie źródłowej jak i odbiorczej [13]. Napięcie znamionowe UTD uzwojenia pierwotnego transformatora szeregowego przesuwnika fazowego jest dobierane w zależności znamionowego napięcia sieci Un, w której pracować będzie przesuwnik oraz w zależności od maksymalnego kąta regulacji przesuwnika w stanie jałowym amax [4], [9]: U TD =

Un 3

⋅ 2 sin

α max

4.9 (4.9)

α U (4.10) PT = 3 ⋅ I n ⋅ n ⋅ 2 sin max 2 więc mniejsze od napięcia 3 Napięcie UTD przesuwnika jest sieci (np. w przypadku sieci o napięciu Un=400 kV i maksymalnym kącie regulacji równym amax=40o napięcie znamionowe uzwojenia pierwotnego transformatora szeregowego wyniesie UTD=158 kV) [16]. Podczas zwarć zewnętrznych spadek napięcia na reaktancji uzwojenia pierwotnego transformatora szeregowego może być znaczne większy od napięcia UTD. W takim przypadku uzwojenie to może ulec nasyceniu. Moc transformatora określa zależność: α Un szeregowego (4.9) U TD = ⋅ 2 sin max 2 3 PT = 3 ⋅ I n ⋅

Un 3

⋅ 2 sin

α max 2

(4.10) 4.10

gdzie In to prąd znamionowy uzwojenia pierwotnego tego transformatora wynikający ze znamionowej mocy przechodniej przesuwnika fazowego. Ponieważ kąt regulacji α w stanie obciążenia jest większy od kąta w stanie jałowym, to już przy obciążeniu prądem znamionowym i maksymalnym kacie regulacji może dojść do przekroczenia wartości znamionowej mocy PT oraz wartości znamionowego napięcia UTD transformatora szeregowego. W efekcie może to również spowodo-

wać nasycenie się części obwodu magnetycznego przesuwnika. Nasycenie rdzenia powoduje silne odkształcanie się napięć i prądów przesuwnika i może być przez to przyczyną nieprawidłowego działania jego wtórnego zabezpieczenia różnicowego 87S. Z tego powodu może być konieczne jego znieczulenie lub wprowadzenie dodatkowej stabilizacji np. na podstawie zawartości piątej harmonicznej prądu lub na podstawie stosunku amplitudy napięcia sieci i jego częstotliwości U/f [16]. Ponadto występowanie nasyceń jest niebezpieczne dla przesuwnika z powodu dodatkowego nagrzewania się jego uzwojeń.

4.3.4. Zabezpieczenia technologiczne

Podobnie jak w przypadku zwykłych transformatorów, przesuwniki fazowe i zespoły transformatorowe realizujące regulację skrośną powinny być wyposażane w szereg zabezpieczeń technologicznych. W przypadku opisywanych układów cechujących się skomplikowaną konstrukcją, rola zabezpieczeń technologicznych, jako rezerwowych zabezpieczeń tych obiektów jest szczególnie ważna. Zabezpieczenia te powinny być instalowane w każdej z kadzi i rdzeniu zespołu oraz w przedziałach przełączników zaczepów [7], [8]. W skład zabezpieczeń technologicznych powinny przede wszystkim wejść zabezpieczenia gazowo-przepływowe transformatora szeregowego i transformatora wzbudzenia (przekaźniki Buchholza). Ponadto każda z kadzi lub ich przedziały powinny być wyposażone w zawory bezpieczeństwa [8] oraz układ monitoringu temperatury oparte na modelu cieplnym lub pomiarach termometrycznych.

5. Wnioski 1. Zarówno przesuwniki fazowych jak i zespoły transformatorowe realizujące regulacje skrośną są urządzeniami elektroenergetycznymi o specyficznej budowie i wewnętrznej strukturze, z tego powodu realizacja układu oraz sposób nastawienia niektórych zabezpieczeń wymaga niekonwencjonalnego podejścia, odmiennego niż w przypadku klasycznych transformatorów niewyposażonych w żaden typ regulacji bądź transformatorów realizujących regulację wzdłużną. 2. Standardowe rozwiązania zabezpieczeń różnicowych nie sprawdzą się w przypadku ich zastosowania do zabezpieczania zespołów transformatorowych lub przesuwników fazowych realizujących regulację poprzeczną lub skrośną o znacznej regulacji kąta α. 3. Zastosowanie standardowego zabezpieczenia różnicowego do ochrony przesuwnika fazowego o kącie regulacji większym niż 20° wiąże się z potrzebą odstrojenia nastawień tych zabezpieczeń od spodziewanych prądów różnicowych wynikających z możliwych zmian przekładni napięciowej i dodatkowych przesunięć fazowych, a co za tym idzie do obniżenia czułości działania zabezpieczenia.

Literatura [1] Belmans R., Hertem D., Kling W., Schavemaker P., Verboomen J.: Phase Shifting Transformers: Principles and Applications; International Conference on Future Power Systems; 2005 r.; [2] Behrendt K., Fischer N., Labuschagne C.: Considerations for Using Harmonic Blocking and Harmonic Restraint Techniques

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE on Transformer Differential Relays; SEL Journal of Reliable Power, Volume 2, Number 3; Wrzesień, 2011 r.; [3] Bentert B., Hunt R., Schaefer J.: Practical Experience in Setting Transformer Differential Inrush Restraint; 61st Annual Conference for Protective Relay Engineers, 2008 r.; [4] Bickley T., Darwin A., Hayward H., Hynes P., Jarman P., Thomas N.: The specification and application of large quadrature boosters to restrict post-fault power flows; referat A2-207 na 41 sesji CIGRE; Paryż, 2006 r.; [5] Bluszcz R.: Zabezpieczenia typu Buchholz w transformatorach energetycznych − konieczność badań okresowych; Energetyka 01/2008, artykuł dostępny na stronie internetowej http:// www.elektryka.com.pl/pl/publikacje/katalog-publikacji/83zabezpieczenia-typu-buchholz-w-transformatorach; [6] Claessens G., Declercq J., Jottrand E., Rimez J., Wiot D., Van der Planken R.: Grid implementation of a 400MVA 220/150kV –15°/+3° phase shifting transformer for power flow control in the Belgian network: specification and operational considerations; Referat A2-202 na 41 sesji CIGRE; Paryż, 2006 r.; [7] Gajić Z.: Differential Protection for Arbitrary Three-Phase Power Transformers; rozprawa doktorska; Uniwersytet Lund; 2008 r.; [8] IEEE: Protection of phase regulating transformers; raport grupy roboczej K1 IEEE; październik, 1999 r.; [9] IEEE Std C57.135:2011: Guide for the application, specification and testing of phase-shifting transformers; norma IEC 62032; 2011 r.; [10] Jaworski M.: Specyfika zabezpieczeń transformatora wielkiej mocy z przesuwnikiem fazowym; Seminarium KAE: Elektroenergetyczna Automatyka zabezpieczeniowa w elektrowniach cieplnych, Kozienice, 2014 r.;

WORTAL

[11] Machowski J.: Regulacja i stabilność systemu elektroenergetycznego; Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej; Warszawa, 2007 r.; [12] Mason C. R.: The art and science of protective relaying; GE; 1998 r.; [13] Nowak J.: Zabezpieczenia wielkich przesuwników fazowych na liniach transgranicznych; Wiadomości Elektrotechniczne, nr 02/2014 r.; [14] Nowak J.: Zabezpieczenia wielkich przesuwników fazowych na liniach transgranicznych; XVI Ogólnopolska Konferencja Zabezpieczenia Przekaźnikowe w Energetyce; Licheń Stary, 2013 r.; [15] Praca zbiorowa: Poradnik inżyniera elektryka – tom 2; WNT; Warszawa, 1996 r.; [16] Sevov L., Wester C.: Protection of Phase Angle Regulating Transformers Using Digital Relays; Eighth IEE International Conference on Developments in Power System Protection, 2004 r. [17] Strona internetowa: http://www.electrical4u.com/over-fluxing-in-transformer odwiedzona w dniu 8.10.2016 r.; [18] Thompson M.: Protection System for Phase-Shifting Transformers Improves Simplicity, Dependability, and Security; referat z konferencji 39th Annual Western Protective Relay Conference; październik 2012 r.; [19] Winkler W., Wiszniewski A. Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych, WNT, Warszawa, 2004 r; [20] Żydanowicz J. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, WNT; Warszawa, 1979 r. Hanna Dytry, Marcin Lizer, Piotr Suchorolski, Wojciech Szweicer Instytut Energetyki n

eminaria techniczne

QR CODE

Wygenerowano na www.qr-online.pl

DRUKOWANY BIULETYN BRANŻOWY

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

Diagnostyka i monitoring maszyn w zakładach przemysłowych

Darmo wy wpis p o d s t aw ow y

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

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

NEWSLETTER (11.000 ODBIORCÓW)

PRAKTYCZNE SZKOLENIA Programowanie sterowników PLC Siemens S7-1200

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

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Fotowoltaika od BELOS-PLP Firma Belos-PLP S.A. od zawsze związana jest z branżą energetyczną i podążając za jej rozwojem poszerzyła swój asortyment o urządzenia i osprzęt związany z fotowoltaiką. W naszej ofercie można znaleźć: yy Systemy montażowe, yy Inwetery On-Grid i Off-Grid, yy Microinwertery, yy Regulatory ładowania, yy Panele fotowoltaiczne mono i poli krystaliczne, yy Zestawy fotowoltaiczne Sunshine z inwerterami On-Grid (plug-in), yy Różnego rodzaju złączki, itp.

Zestawy fotowoltaiczne Sunshine

Jeszcze nigdy produkcja prądu ze słońca na własne potrzeby nie była tak prosta i dostępna. Proponowane zestawy to gotowa elektrownia słoneczna, którą można zamontować na każdym dachu, a energia z niej

Mikroinwertery SUN250G i SUN500G

Mikroinwertery SUN250G i SUN500G to najbardziej zaawansowane urządzenia w swojej klasie. Zaletą Mikroinwerterów jest to że z każdego moduł (PV) osiąga się jego maksymalną moc gdyż Mikroinwerter indywidualnie śledzi moc szczytową (MPPT) każdego moduł (PV). Zastosowanie Mikroinwerterów maksymalizuje produkcję energii w porównaniu z zastosowanie falowników centralnych lub „stingowych”

wyprodukowana bezpośrednio trafi do naszej wewnętrznej sieci. Urządzenia pracujące w ciągu dnia takie jak grzałka wody, lodówka, telewizor, pralka itp. będą pracowały „za darmo”

Serdecznie zapraszamy do odwiedzenia naszej strony www. oraz kontaktu. Belos-PLP S.A. 43-301 Bielsko-Biała, ul. Gen. J. Kustronia 74, Poland tel. +48 (33) 814-50-21, solary@belos-plp.com.pl, www.belos-plp.com.pl

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

TRANSFORMATORY DYSTRYBUCYJNE AmorямБczne oraz CRGO Power Transformers

Zipper-Technik

Ochrona kabli

na najwyższym poziomie  osłony ekranujące EMI  ochrona termiczna

kabli i przewodów  osłony z rurek, oplotów, z różnymi systemami zamknięć  narzędzia do montażu osłon na przewodach

Dla dobra kabli i przewodów… Zipper-Technik to producent wysokiej klasy materiałów do ekranowania elektromagnetycznego, ochrony termicznej i ochrony przewodów. Duży wybór oraz dowolność w doborze rodzaju czy średnic osłon, a także łatwe mocowanie na przewodach to niejedyne zalety produktów niemieckiej marki.

ipper-Technik stawia na różnorodność produktów i elastyczne podejście do konkretnych aplikacji. W portfolio firmy są osłony ekranujące EMI, osłony chroniące przed wysokimi temperaturami, osłony z rurek lub oplotów, z rozmaitymi systemami zapięć, a także specjalistyczne narzędzia do zakładania osłon. Produkty występują w wielu wariantach, a firma szczyci się zindywidualizowanym podejściem, oferując m.in. kształty osłon dowolnie zaprojektowane pod konkretną aplikację. Produkty cechuje także – rzecz jasna – wysoka jakość. Specjalistyczne produkty sprawdzą się wszędzie tam, gdzie należy zapewnić szczególną ochronę przewodom i kablom oraz zapobiegać wpływowi pól elektromagnetycznych czy też wysokich temperatur na urządzenia elektroniczne. Ochrona elektromagnatyczna EMI Zipper-Technik oferuje szeroki zakres produktów do efektywnego i bezpiecznego ekranowania elektromagnetycznego. Do realizacji osłon ekranujących używa się zarówno metalowych tkanin plecionych, jak i metalizowanych, folii aluminiowej oraz materiałów kompozytowych. Różnorodność materiałów i kształtów elementów ekranujących pozwalają na dokładne dopasowanie produktu do potrzeb klienta.

Jedyny dystrybutor: Semicon Sp. z o.o.

ul. Zwoleńska 43/43a 04-761 Warszawa 22 615 73 71 info@semicon.com.pl www.semicon.com.pl

Ochrona przewodów i kabli przed czynnikami zewnętrznymi Aby zabezpieczyć kable i przewody przed narażeniami mechanicznymi, wilgocią, agresywnymi środkami chemicznymi czy jakimikolwiek innymi przeciążeniami, używa się osłon w postaci rurek czy też rurek z oplotem wykonanym z materiałów uwzględniających różne aspekty narażeń wynikających ze specyfikacji usytuowania przewodów. Oferowane osłony przewodów i kabli wyposażone są w różne systemy zamknięć, poczynając od opatentowanego systemu D/DS wymagającego specjalnego narzędzia zamykającego tubę, po praktyczne zamknięcia na rzepy (Velcro). Firma opracowała także serię małych, lecz ważnych komponentów mocujących. Klipsy, uchwyty, koryta kablowe dają możliwość właściwej organizacji ułożenia kabli i przewodów, co skutkuje podniesieniem poziomu bezpieczeństwa instalacji i oszczędnością przestrzeni montażowej. Wspomniane mocowania akceptują tak okrągłe, jak i płaskie przewody. W zależności od rodzaju mocowań wyposażone są w różne systemy zamknięć oraz w możliwość regulacji ich średnicy. Koryta kablowe dostępne są w różnych kolorach oraz długościach. Ochrona termiczna Zipper-Technik oferuje wiele rozwiązań w zakresie ochrony termicznej, poczynając od prostych osłon zabezpieczających przed podwyższoną temperaturą, na specjalnych opatentowanych osłonach termicznych zapewniających osłonę do 650oC kończąc. Co bardzo istotne, materiały można dopasować rozmiarem do wymagań klienta. Firma Zipper-Technik nawiązała współpracę z firmą Semicon Sp. z o.o., która jest jedynym dystrybutorem produktów niemieckiej marki na rynku polskim. Semicon Sp. z o.o., ul. Zwoleńska 43/43a 04-761 Warszawa, tel. 22 615 73 71, info@semicon.com.pl, www.semicon.com.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Ochrona elektromagnatyczna EMI

ZTD/ZTDS Idealny system: zamykanie przy pomocy zaciskarki rolkowej umożliwia wymianę starych osłon PVC zarówno płaskich, jak i okrągłych kabli.

ZTZ Klasyczna osłona: oryginalne zamknięcie Zipper-Technik-testowane i sprawdzane poprzez 5O-letnie stosowanie w przemyśle.

ZTN Specjalista klasy premium: idealna osłona tak przewodu, jak i rurek dostępna w szerokim wyborze materiałów.

VELCRO Wszechstronny ekspert: zamknięcie typu Velcro (rzep) daje możliwość szybkiego montażu i demontażu osłony. Łatwa regulacja średnicy osłony zapewnia łatwe użycie w różnych aplikacjach. Zmienna średnica.

GP/GPs/63 Zamykana osłona GP wykonana z miękkiego PVC charakteryzuje się dużą elastycznością materiału i uniwersalnością zastosowań. Dostępna jest w wielu wersjach.

VNL/VNH Solidna osłona mechaniczna: tkanina poliestrowa (PET) pokryta winylem gwarantuje osłonę lekką i odporną tak na rozerwanie, jak i ścieranie. Możliwość użycia różnego rodzaju zamknięć poprzez dopasowanie ich do osłony.

Trevira/ZIPVIRA Tkaniny high-tech: osłony wykonane z trudnopalnej tkaniny Trevira nie zawierają substancji chloropochodnych. Osłony mogą być wykonane z tkanin powlekanych lub niepowlekanych i wyposażone w różnego rodzaju zamknięcia: typu Velcro, na stalowe zatrzaski, zamek błyskawiczny.

ZIPWRAP/Osłona tkaninowa Osłona wykonana z tkaniny poliamidowej (PA) lub politereftalanu etylenu (PET) do ochrony kabli oraz wiązek kablowych. Otwieralna owijka z wielką ilością nachodzących na siebie zakładek. Doskonała do już połączonych wiązek kablowych.

Ochrona przewodów i kabli przed wysokimi temperaturami

ZETREFLECT® ALP + ALM Ochrona przed radiacyjnym promieniowaniem cieplnym skuteczna do 220°C. Wykonana z tkaniny szklanej powlekanej PET-Al. Osłony ZETREFLECT® oferowane są w postaci szerokiego wyboru rur osłonowych oraz formowanych kształtek.

ZETREFLECT® SAM + ALSI Ochrona przed promieniowaniem cieplnym do 280°C. Wykonana z tkaniny szklanej powlekanej silikonem z cienką folią aluminiową oraz bez niej.

VACUFLECT® Opatentowany materiał osłony powlekany warstwą żywicy alkylo silikonowej. Zewnętrzna powierzchnia metalizowana warstwą aluminium. Odporność do 330°C.

ZETREFLECT® Ochrona wielowarstwowa Osłona termiczna wielowarstwowa. Kompozytowy materiał izolujący termicznie z powierzchnią zewnętrzną odbijającą promieniowanie cieplne. Chroni przed promieniowaniem źródeł o temperaturze do 900°C oraz przed stałym narażeniem do 270°C.

PRODUKTY NA ZAMÓWIENIE Wycinane laserowo osłony wg specyfikacji klienta. Zamknięcia osłon z wykorzystaniem rzepów (Velcro), zamków błyskawicznych czy też zatrzasków stalowych.

RURKI ZETREFLECT® • Tubes Rury wykonane z tkaniny szklanej z oplotem stalowym, kewlarowym bądź z włókien z Nomexu. Zamknięcia z wykorzystaniem rzepów (Velcro), zamków błyskawicznych oraz zatrzasków stalowych.

ZIPSPOT Samoprzylepne osłony termiczne (klej akrylowy). Ochrona przed nagrzaniem do 180°C. Skuteczność osłony warunkowana własnościami chronionego materiału. Osłony dobrze się sprawdzają przy ochronie elementów plastikowych.

INSUFLECT®, GRAPEX Ochrona przed ekstremalnymi temperaturami. Wysokotemperaturowa izolacja elementów do 650°C (INSUFLECT). Osłony GRAPEX- izolacja grafitowa, rozszerzając się pod wpływem ciepła, spowalnia rozprzestrzenianie się ognia. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

EKSPLOATACJA I REMONTY

Zakrętarki i klucze udarowe Hitachi

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

Klucze udarowe Hitachi z silnikiem bezszczotkowym 22 mm (9/16") WR 22SE NOWOŚĆ 25 mm (1") WR 25SE

Najmniejsze i najlżejsze

w klasie! moment dokręcania

620

WR 22SE

KLUCZE UDAROWE HITACHI

WR 22SE / WR 25SE

moment dokręcania

1 000

WR 25SE

Pierwsi w branży

Wysoce wydajny i bezobsługowy

sieciowy silnik bezszczotkowy Wytrzymały i niezawodny

alumniowy korpus

*1 Dane z listopada 2014 w klasie kluczy udarowych 22/25 mm wśród wiodących producentów (badanie hitachi Koki). *2 Dane z listopada 2014 w klasie kluczy udarowych 22/25 mm wśród wiodących producentów (badanie hitachi Koki).

WR 22SE

EKSPLOATACJA I REMONTY

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2017

www.pkiwilk.pl

Stacje transformatorowe

Rozdzielnice średniego napięcia

Rozdzielnice niskiego napięcia

Rozdzielnice przemysłowe

Złącza kablowe średniego napięcia

Transformatory SN/nN olejowe i żywiczne

PKI WILK, ul. Portowa 4a, 64-761 Krzyż Wielkopolski

 67/ 256 41 53

Obudowy stacji transformatorowych

 info@pkiwilk.pl

Nowość Ti480

TiX580

Znakomita rozdzielczość 640 x 480

Zaskakująco przystępna cena • Czterokrotnie większa rozdzielczość w uniwersalnej, wytrzymałej kamerze • Wykrywanie niewielkich różnic temperatury, co ma kluczowe znaczenie dla dokładnego identyfikowania problemów i rozwiązywania ich.

Specjalistyczne przyrządy termowizyjne firmy Fluke. Dowiedz się więcej na stronie www.fluke.pl/640x480 Obrazy termowizyjne służą celom poglądowym i mogą nie być wykonane za pomocą przedstawionych modeli.