Urządzenia dla Energetyki nr 3/2019 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 3/2019 (118)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Bezpieczeństwo IT – architektura i administracja • Jak zapobiegać przestojom z tytułu wycieków w płytowych wymiennikach ciepła? • • Kierunki rozwoju systemu FDIR oraz urządzeń z nim współpracujących wynikające z doświadczeń wdrożeniowych na 9 obszarach pilotażowych • • Kamera termowizyjna FLIR T440: doskonałe narzędzie do kontroli instalacji elektrycznych •

118

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019 (118)

OD REDAKCJI

Spis treści n WYDARZENIA I INNOWACJE Enea Operator wykorzysta wirtualną rzeczywistość do szkolenia kadry technicznej................................................................................4 Rusza produkcja unikalnego urządzenia TAURONA....................................6 Tegoroczne trendy w sektorze energetycznym.............................................8 Schneider Electric rozszerza wielokrotnie nagradzaną serię zasilaczy UPS Galaxy..................................................................................................... 10 n TARGI Innowacje i nowe technologie na targach EXPOPOWER i GREENPOWER................................................................................................................ 12 n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Kierunki rozwoju systemu FDIR............................................................................. 16 Ogólne zagadnienia dotyczące łączników średnich napięć............... 20 Bezpieczeństwo IT – architektura i administracja...................................... 26 Seria UAT-600-EUR. Lokalizator instalacji podziemnych......................... 30 Kamera termowizyjna FLIR T440: doskonałe narzędzie do kontroli instalacji elektrycznych..................................................................... 32 Dławiki układów napędowych z rdzeniami w technologii wieloszczelinowej CoreECOTM................................................................................ 38 Jak zapobiegać przestojom z tytułu wycieków w płytowych wymiennikach ciepła?................................................................................................. 42 Podstawy oceny opłacalności modernizacji Transformatorów ........ 46 Jak powiększyć bezpieczeństwo pracy i obsługi rozdzielnic średnich napięć............................................................................................................... 55 Przedłużacze kablowe 110 kV do zastosowań tymczasowych......... 63

W związku z artykułem pt. Jak powstaje transformator suchy żywiczny RESIBLOC®? Dlaczego ten rodzaj transformatora?, który ukazał się w nr 4/2018 r, w imieniu Fabryki Transformatorów w Żychlinie Sp. z o.o. oświadczamy, że nie jesteśmy uprawnieni do używania znaku towarowego Unii Europejskiej RESIBLOC nr 000683342 dla promowania swoich towarów i usług oraz nie korzystamy w promocji naszych towarów i usług z wyżej wymienionego znaku towarowego. Zarząd URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: Agata Marcinkiewicz tel. kom.: 505 135 181, e-mail: agata.marcinkiewicz@gmail.com Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska Redaktor ds. wydawniczych: Dr hab. inż. Gabriel Borowski Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl Fotoreporter: Zbigniew Biel Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń. Redakcja zastrzega sobie prawo przeprowadzania zmian w tekstach, np. adiustowania lub skracania, a także nieodsyłania materiałów nie zakwalifikowanych do druku. Przedruk, a także publikacja w innej formie, np. elektronicznej w internecie, tylko za zgodą wydawcy i właściciela praw autorskich. Prenumerata realizowana przez RUCH S.A: Zamówienia na prenumeratę w wersji papierowej i na e-wydania można składać bezpośrednio na stronie www.prenumerata.ruch.com.pl Ewentualne pytania prosimy kierować na adres e-mail: prenumerata@ruch.com.pl lub kontaktując się z Telefonicznym Biurem Obsługi Klienta pod numerem: 801 800 803 lub 22 717 59 59 – czynne w godzinach 7.00 – 18.00. Koszt połączenia wg taryfy operatora.

Współpraca reklamowa: RELPOL................................................................................................I OKŁADKA APATOR - ELKOMTECH.................................................................II OKŁADKA MIKRONIKA..................................................................................... III OKŁADKA ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA ................................................ IV OKŁADKA BELOS.....................................................................................................................15 ELEKTROMONTAŻ LUBLIN.............................................................................65 ELEKTROMONTAŻ RZESZÓW.......................................................................31 ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................49 EXPOPOWER.......................................................................................................... 5 FLIR..........................................................................................................................36 HIKOKI....................................................................................................................66 IEZD.........................................................................................................................25 MERSEN.................................................................................................................41 PCE..........................................................................................................................37 PROTEKTEL...........................................................................................................49 TECHNOKABEL...................................................................................................11 TRAFECO...............................................................................................................40 ZENEX.....................................................................................................................14 ZPUE......................................................................................................................... 9 ZREW........................................................................................................................ 7

WYDARZENIA I INNOWACJE

Enea Operator wykorzysta wirtualną rzeczywistość do szkolenia kadry technicznej Enea Operator wspólnie z Politechniką Poznańską oraz Uniwersytetem Ekonomicznym w Poznaniu uruchomiła najnowszy projekt badawczo-rozwojowy, wykorzystujący technologię rzeczywistości wirtualnej (VR). W efekcie prac powstanie system, którego celem będzie zwiększanie kompetencji pracowników służb technicznych Enei Operator przy zastosowaniu gogli wirtualnych. Jest to nowatorskie wykorzystanie VR w elektroenergetyce, jedno z pierwszych w Europie wdrażanych na tak szeroką skalę.

owoczesna technologia umożliwi szkolenie pracowników poprzez specjalną aplikację VR. Oprogramowanie będzie stworzone i skonfigurowane według potrzeb Enei Operator. Projekt zakłada również rozwój aplikacji i jej aktualizację wraz z upływem czasu. Po założeniu gogli wirtualnych i specjalnych kontrolerów, elektromonter będzie poruszał się wewnątrz trójwymiarowego modelu cyfrowego, odzwierciedlającego na przykład Główny Punkt Zasilający (GPZ), bądź stację transformującą średnie napięcie na niskie (SN/nn), w taki sam sposób, jak robi to w świecie rzeczywistym. Technologia VR umożliwi służbom technicznym bezpieczne sprawdzenie wiedzy teoretycznej w praktyce. – Ważnym czynnikiem skutecznej realizacji projektów innowacyjnych jest dokonywanie rzetelnych ocen w zakresie dojrzałości technologii, perspektyw ich rozwoju oraz związanych z nimi korzyści i kosztów. Działalność B+R powinna być zorientowana na potrzeby klientów, a także na podnoszenie wewnętrznej sprawności organizacji. Dzięki takim projektom Enea Operator nieustannie zwiększa efektywność działania – powiedział Wojciech Drożdż, wiceprezes ds. innowacji i logistyki Enei Operator. Realizacja projektu zakłada wdrożenie interaktywnych scenariuszy szkoleniowych dla piętnastu wybranych GPZ i dziesięciu stacji średniego napięcia. W wirtualnej rzeczywistości odwzorowany zostanie również ośrodek szkoleniowy Enei Operator w Łagowie, gdzie znajduje się poligon do nauki technologii prac pod napięciem. Ważną cechą wirtualnego systemu jest jego elastyczność, polegająca na wykorzystaniu skanów 3D umożliwiających rozszerzenie treści o nowe scenariusze szkoleniowe i obiekty infrastruktury. Ponadto system podczas szkolenia będzie mógł symulować nietypowe sytuacje na urządzeniach elektroenergetycznych, których służby techniczne nie mogą przećwiczyć w realnym świecie. Wprowadzenie nowoczesnego systemu wykorzystującego technologię trójwymiarowych skanów rzeczywistych ułatwi służbom technicznym Enei Operator prace konserwacyjne i inwestycyjne. Takie działanie z pewnością przełoży

się bezpośrednio na krótsze przerwy w zasilaniu dla klientów. – Wirtualna rzeczywistość to technologia informatyczna, której dynamiczny rozwój nie zaskakuje już nikogo. Na ten moment skutecznie możemy do niej przenieść ruchy naszych rąk. Powstają także specjalne bieżnie, dzięki którym w świecie wirtualnej rzeczywistości możemy poruszać się dokładnie w taki sam sposób jak robimy to w świecie rzeczywistym. Uważam, że VR to technologia niezwykle przydatna w branży energetycznej, z której potencjału musimy nauczyć się korzystać – powiedział Przemysław Starzyński, kierownik Biura Inicjatyw Innowacyjnych Enei Operator. Projekt wdrożenia „Elastycznego systemu zwiększania kompetencji pracowników służb technicznych z zastosowaniem technik rzeczywistości wirtualnej” jest współfinansowany ze środków unijnych w ramach Programu Badawczego „Szybka ścieżka dla dużych przedsiębiorstw i konsorcjów” wdrażanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju. Łączny budżet projektu wynosi 6,4mln zł, w tym 3 mln zł dotacji i zawiera koszty badań przemysłowych oraz prac rozwojowych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

7-9.05.2019 Targi EXPOPOWER to: • prezentacja produktów i usług liderów branży energetycznej • pokazy prac na liniach wysokiego i średniego napięcia • liczne konferencje tematyczne • udział kadry zarządzającej i specjalistów z ﬁrm energetycznych • przyjazd na targi zorganizowanych grup branży energetycznej

ZAPYTAJ O OFERTĘ!

Witold Lipiński tel. +48 61 869 21 20 mobile: +48 693 560 157 witold.lipinski@mtp.pl

WYDARZENIA I INNOWACJE

Rusza produkcja unikalnego urządzenia TAURONA TAURON rozpoczął produkcję pierwszej serii urządzenia do awaryjnego zasilania sieci. Mobilne urządzenie, w przypadku awarii sieci średniego napięcia może zasilić w krótkim czasie nawet do 1000 gospodarstw domowych. Podłączenie może odbywać się bez wyłączania linii energetycznej, czyli w technologii prac pod napięciem.Miedzy innymi z tych powodów firma Hager wprowadziła do swojej oferty pełną rodzinę bezpieczników, akcesoriów i urządzeń współpracujących z nimi.

pecjaliści TAURON skonstruowali urządzenie, które przeznaczone jest do zasilania wyłączonego fragmentu sieci średniego napięcia, podczas awarii sieci średniego napięcia lub prowadzenia prac modernizacyjnych czy inwestycyjnych. - Mobilne Urządzenie Zasilające (MUZ) w razie jakichkolwiek zakłóceń w dostawie energii elektrycznej zapewnia stałe zasilanie odbiorcom. MUZ jest urządzeniem pionierskim i praktycznym. Dotychczas nie stosowano w polskiej elektroenergetyce zasilania sieci SN 15, 20 i 30 kV z mobilnych agregatów prądotwórczych o mocach powyżej 50 kW – mówi Michał Koszałka, prezes zarządu TAURON Dystrybucja Serwis. Głównym problemem były trudności ochrony przeciwporażeniowej zestawu, przy wykorzystaniu powszechnie stosowanych metod wymagających uziemień o parametrach trudnych do osiągnięcia w warunkach polowych. Specjaliści TAURONA rozwiązali te zagrożenia i dzięki temu urządzenie wraz z zestawem mobilnego agregatu prądotwórczego umożliwia uzyskanie ochrony przeciwporażeniowej zgodnej z obowiązującymi przepisami i normami. Proponowane rozwiązanie polega na wykorzystaniu agregatu niskiego napięcia, który jest podłączony do MUZ transformującego niskie napięcie, umożliwiając zasilenie fragmentu sieci średniego napięcia. Urządzenie gwarantuje minimalizowanie przerw w dostawach energii elektrycznej przy usuwaniu awarii sieci średniego napię-

cia oraz wyeliminowanie przerw w dostawach podczas planowanych prac na sieci. Dzięki innowacyjnym rozwiązaniom, można zminimalizować czas przyłączenia zestawu do sieci do około 40 minut. Dodatkowym atutem jest zmniejszenie wymaganej liczby pracowników. Do przyłączenia i obsługi niezbędny jest jedynie dwuosobowy zespół elektromonterów, a ponadto istnieje możliwość podłączenia go praktycznie w każdej lokalizacji. W zestawie użyto pojedynczego generatora prądu o dużej mocy. Takie rozwiązanie jest korzystniejsze od

rozwiązań dotychczas stosowanych, ze względu na efektywność energetyczną oraz sprzętową. Jeden duży agregat zużywa mniej paliwa oraz emituje mniej zanieczyszczeń. Mocny generator gwarantuje dostawy energii elektrycznej do obszarów trudnodostępnych gdzie nie udałoby się dostarczyć i użytkować kilku mniejszych zestawów. Urządzenie wykorzystywane jest w TAURONIE na bieżąco, gdy tylko zachodzi taka potrzeba, przy wystąpieniu awarii lub przy pracach planowych na sieci. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE

Tegoroczne trendy w sektorze energetycznym... yy Odnotujemy dalszy wzrost na rynkach pojazdów elektrycznych (EV), w miarę wprowadzania coraz większej liczby modeli takich pojazdów i rozwoju infrastruktury ich ładowania. Elektryfikacja pojazdów z napędem elektrycznym będzie miała jednak znaczący wpływ na dystrybucję energii elektrycznej i zarządzanie infrastrukturą. Zainteresowane strony, począwszy od interesariuszy operatorów sieci, przez gminy i budynki komercyjne, a skończywszy na deweloperach, będą musiały dostosować swoje funkcjonowanie tak, aby umożliwić obsługiwanie infrastruktury ładowania pojazdów elektrycznych w sposób zrównoważony. Jak wynika z najnowszego raportu firm Aurora Energy Research i Eaton, rozwój infrastruktury wspierającej miliony pojazdów elektrycznych mógłby wynieść 14 mld euro w samej Wielkiej Brytanii i Niemczech. Inteligentne ładowanie i gromadzenie energii w bateriach to kluczowe aspekty umożliwiające ten rozwój. yy Europa zaczyna planować krytyczne punkty w zakresie energii odnawialnej, w których wysoki udział energii odnawialnej nieuchronnie staje się częścią naszych sieci energetycznych. Nasze zeszłoroczne badanie przeprowadzone wraz z organizacją Bloomberg New Energy Finance (BNEF) pokazało, że osiągnęliśmy już pierwszy krytyczny punkt w większej części Europy, gdzie wiatr i słońce zapewniają najniższe koszty dodatkowej produkcji energii. Badanie to wykazało również, że dzięki obniżce kosztów, wspomniane źródła energii odnawialnej będą w dalszym ciągu wykorzystywane. W sprawozdaniu podkreślono również potrzebę elastyczności w zarządzaniu systemami zasilania. Druga część badania, zakończona w listopadzie, która koncentruje się na Niemczech i Wielkiej Brytanii, pokazuje, w jaki sposób reakcja na zapotrzebowanie elektrycznych pojazdów, po-

łączenia międzysystemowe z Norwegią oraz magazynowanie energii mogą zapewnić tę elastyczność przy jednoczesnym obniżeniu kosztów systemu. yy Ilość korporacyjnych umów PPA na rzecz rozwoju energii odnawialnej rośnie w szybkim tempie: W firmach, należących do organizacji RE100 (100% energii odnawialnej), takich jak Apple, Google i IKEA, dostępność i rozwój umów zakupu energii, które umożliwiają długoterminowe kontrakty na zmniejszenie śladu węglowego,

Louis Shaffer, Distributed Energy Management Segment Manager EMEA, Eaton

zyskały uznanie w Stanach Zjednoczonych, a obecnie stają się coraz bardziej dostępne w Europie. Przedsiębiorstwa mogą w istocie bezpośrednio finansować budowę elektrowni wykorzystujących energię odnawialną, zobowiązując się do odbioru czysto wytworzonej energii.

nowania energii. W krajach całej Europy firmy handlowe zaczynają budować elektrownie wykorzystujące energię odnawialną, z którymi stają się konkurencyjne na hurtowych rynkach energii. Koszty takiego wytwarzania energii oznaczają, że elektrownie tego typu mogą być skutecznie finansowane jedynie w oparciu o konkurowanie z energią wytwarzaną na wielką skalę przez istniejące elektrownie. Dodając do ich działalności magazynowania energii, niektóre z tych elektrowni są w stanie arbitrażu ich energii tak, aby wykorzystać moment wysokich stawek hurtowych, a tym samym zwiększyć zwrot z inwestycji. yy W dążeniu do redukcji globalnych emisji wzrasta poczucie pilności. Po szczycie ekologicznym COP21 w Paryżu dwa lata temu, wszystkie narody mówiły jednym głosem, a wiele samorządów miejskich i regionalnych zobowiązało się do agresywnej polityki w zakresie redukcji CO2. Niedawne sprawozdanie IPCC (Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu), w którym skupiono się na osiągnięciu wzrostu temperatury na świecie jedynie o 1,5º C, uwypukliło fakt, jak mało pozostało czasu na radykalne działania niezbędne do osiągnięcia tego celu. Sprawozdanie pokazało również, że już teraz obserwujemy skutki globalnego ocieplenia przy bardziej ekstremalnych warunkach pogodowych i podnoszącym się poziomie mórz. Po ustaleniu rekordowych wartości temperatury, chłodu, huraganów, pożarów i susz, tematem przewodnim na szczycie COP24 była debata na tym, jakie konkretne działania mogą zostać podjęte w krótkim okresie czasu. www.eaton.pl n

yy Rozpoczyna się budowa projektów związanych z energią wiatrową i słoneczną bez taryf - z uwzględnieniem magazy-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE

Schneider Electric rozszerza wielokrotnie nagradzaną serię zasilaczy UPS Galaxy o nowy model: Galaxy VS do ochrony infrastruktury krytycznej i aplikacji Edge Computing • Kompaktowa i elastyczna konstrukcja doskonale sprawdzająca się w każdym środowisku • Sprawność do 99% i możliwość zastosowania akumulatorów litowo-jonowy obniżają całkowity koszt posiadania • Gotowość do współpracy z architekturą EcoStruxure™ upraszcza zarządzanie i serwisowanie • Modułowa budowa gwarantuje szybsze wdrożenie i serwisowanie

chneider Electric, globalny specjalista w zarządzaniu energią i automatyce, ogłosił wprowadzenie Galaxy VS, wysoce wydajnego, modułowego, prostego we wdrożeniu trójfazowego zasilacza UPS o mocy od 10 do 100 kW, spełniającego wymagania zasilania krytycznego IT oraz obiektów komercyjnych i przemysłowych. Kompaktowa i elastyczna budowa Galaxy VS jest odpowiedzią na unikatowe wymogi Edge Computing oraz małych centrum danych, gdzie przestrzeń i łatwość dostępu są szczególne cenne. Dzięki maksymalnej sprawności 99% i możliwości zastosowania akumulatorów litowo-jonowym o dwukrotnie dłuższej żywotności, Galaxy VS cechuje się nieosiąganym w branży niskim całkowitym kosztem posiadania. - Za sprawą niskiego TCO i wysokiej dostępności Galaxy VS to nowe, technicznie doskonałe rozwiązanie, które znajduje uznanie klientów, ponieważ rozwiązuje wiele problemów związanych z modernizacją, a jednocześnie gwarantuje niezawodność Schneider Electric - powiedział Christopher Thompson, Wiceprezes ds. Rozwiązań Trójfazowych Schneider Electric. - Najnowszy zasilacz UPS zaspokaja potrzeby zarówno klientów Edge Computing, jak i chmury, po-

trzebujących innowacyjnych rozwiązań, łatwych we wdrażaniu w hybrydowym ekosystemie. Kompaktowa, modułowa budowa umożliwia szybsze wdrożenie Galaxy VS w mniejszych przestrzeniach niż tradycyjne zasilacze UPS, przez co pozwala użytkownikom zaoszczędzić czas i środki. Innowacyjna i solidna jednostka Galaxy VS jest przystosowana do współpracy z architekturą EcoStruxure. Dzięki tej właściwości menedżerowie obiektów lub inżynierowie mogą zdalnie monitorować stan jednostki Galaxy VS w każdym czasie i z dowolnego miejsca za pomocą aplikacji na smartfona.

Zalety Galaxy VS yy Energooszczędność: Zapewnia maksymalną sprawność na poziomie 99% podczas pracy w opatentowanym przez Schneider Electric trybie ECOnversion oraz 97% w trybie podwójnej konwersji. yy Niewielka zajmowana powierzchnia: Dzięki kompaktowej budowie i wysokiej gęstości mocy, sprawdza się szczególnie w ograniczonych przestrzeniach, a dostęp od przodu zapewnia proste oraz szybkie podłączenie i serwisowanie.

yy Dłuższa żywotność magazynu energii: Akumulatory litowo-jonowe charakteryzują się krótszym czasem doładowania, chronią obciążenie nawet w trakcie częstych przerw zasilania sieciowego i posiadają dłuższą żywotność od tradycyjnych rozwiązań. yy Dłuższy czas podtrzymania i uproszona konserwacja: Krytyczne podzespoły posiadają budowę modułową. Ta cecha gwarantuje wewnętrzną nadmiarowość przy niższych poziomach obciążenia oraz krótszy czas naprawy. yy Współpraca z EcoStruxure: Zapewnia prostotę zarządzania, dostęp do informacji o osiągach i stanie jednostki oraz całodobowe wsparcie inżynierów. yy Znak Green Premium - obietnica działania w sposób zrównoważony i przyjazny dla środowiska. Zasilacz UPS Galaxy VS, oferowany w mocach od 20 do 100 kW (400 i 480 V) oraz od 10 do 50 kW (208 V) jest już dostępny na całym świecie za pośrednictwem Schneider Electric i jego partnerów. Więcej informacji na temat Galaxy VS i rozwiązań ochrony zasilania Galaxy V Schneider Electric można znaleźć na stronie produktowej Galaxy VS. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TARGI

Innowacje i nowe technologie na targach EXPOPOWER i GREENPOWER Międzynarodowe Targi Energetyki EXPOPOWER oraz Międzynarodowe Targi Energii Odnawialnej GREENPOWER to jedno z najważniejszych w Polsce wydarzeń od lat gromadzące w Poznaniu polską i zagraniczną branżę nowoczesnej energetyki, innowacyjności oraz odnawialnych źródeł energii.

akres tematyczny obydwu wydarzeń obejmuje szeroką gamę zagadnień związanych z energetyką przemysłową, ale również systemami automatyki, sterowania oraz instalacji niskiego napięcia, jak i zagadnieniami z energią odnawialną prezentującą produkty, usługi i rozwiązania z zakresu energii słonecznej, wiatrowej, wodnej, biomasy, biopaliw, elektromobilności oraz technologii energooszczędnych. Uzupełnianiem oferty wystawienniczej jest program wydarzeń towarzyszących, który w tym roku zapowiada się bardzo ciekawie. W licznych konferencjach, debatach i spotkaniach udział wezmą najważniejsi specjaliści z branży energetycznej z Polski oraz zagranicy.

Forum Innowacyjnej Energetyki #ENERGINN 2.0

Integralną częścią targów EXPOPOWER stało się współorganizowane z Wojewodą Wielkopolskim oraz Enea Operator „Forum Innowacyjnej Energetyki #ENERGINN 2.0”. Podczas dwóch dni konferencji będzie można posłuchać ciekawych wystąpień na temat inteligentnej energii, rozwiązań smart dla dużych aglomeracji i niewielkich miasteczek. Ponadto prelegenci podzielą się wizjami dotyczącymi przyszłości energii w ogóle i zaawansowaniem prac nad tzw. energią jutra. Uczestnicy Forum będą mieli okazję zapoznać się z innowacyjnymi projektami, nad którymi pracują eksperci z Enea Operator, a także poznać narzędzia do optymalizacji przedsięwzięć dla biznesu. Będzie również możliwość wzięcia udziału w specjalnie przygotowanym treningu strategicznym, mającym na celu kreatywne przełamywanie impasów w zarządzaniu projektami. 7-8.05.2019, pawilon 5, sala konferencyjna

IV Branżowe Forum Fotowoltaiczne

IV Branżowe Forum Fotowoltaiczne to talk-show na żywo, na temat polskiej energetyki odnawialnej! Charyzmatyczni prowadzący, najlepsi specjaliści z branży w ogniu pytań i tematy, dla których warto przyjechać do Poznania! Niezmienny pozostanie duet prowadzących: Grzegorz Burek, redaktor naczelny GLOBEnergia i Bogdan Szymański, prezes SBF POLSKA PV, którzy lubią rozmawiać, i wymieniać się poglądami i jak zwykle będą prowokować do dyskusji. Organizatorem Forum jest Globenergia. 7.05.23019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor B

MORSKA ENERGETYKA WIATROWA –Doświadczenia światowe – perspektywy dla Polski

Tematem konferencji będą perspektywy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Głównymi tematami będą innowacyjne systemy wyprowadzenia mocy z morskich elektrowni wiatrowych, nowoczesne rozwiązania turbin wiatrowych Siemens-Gamesa dla morskiej energetyki wiatrowej, a także strategia budowy miksu energetycznego w perspektywie

dostępności nośników energii w ramach dekarbonizacji gospodarki w Polsce i na świecie. 7.05.2019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor C

Szkolenie RODO.pl

Jakie błędy przyczyniły się do tego, że firma istniejąca od 25 lat dostała karę w wysokości prawie 1 mln złotych? Co należy zrobić, by Twoja firma mogła pracować spokojnie? Między innymi na te pytania będzie można uzyskać odpowiedź podczas szkolenia. 7 -8.05.2019, pawilon 5, sala konferencyjna

Meet Hydrogen: H2 Wielkopolska

W dobie dynamicznie rosnącej świadomości ekologicznej oraz intensywnie rozwijającej się branży odnawialnych źródeł energii, konferencja Meet Hydrogen: H2 Wielkopolska jest punktem obowiązkowym każdego, kogo interesują rozwiązania stosowane przez znane marki, a także świeże pomysły młodych firm. Meet Hydrogen: H2 Wielkopolska to konferencja, która daje doskonałą okazję, by zgłębić temat zastosowania wodoru w Polsce i na świecie. Podczas wydarzenia będzie można dowiedzieć się więcej o tym, jak obecnie wyglądają badania związane z pozyskiwaniem wodoru, a także ocenić perspektywy biznesowe i ekologiczne związane z komercyjnym zastosowaniem wodoru w gospodarce. Nawiązanie nowych kontaktów biznesowych podczas konferencji może być początkiem nowych projektów związanych z wodorem. Organizatorem konferencji jest Samorząd Województwa Wielkopolskiego, Marka Wielkopolska oraz SnowDog. 8.05.2019, pawilon 5, sala konferencyjna

Technika świetlna 2019

Uczestnicy konferencji będą rozmawiać na temat pomiarów natężenia oświetlenia na wirtualnej płaszczyźnie przejścia dla pieszych, a także sposobach określenia bezpieczeństwa fotobiologicznego elektrycznych promienników optycznych. Tematyką konferencji będą także m. in.: oprawy oświetlenia awaryjnego oraz nowoczesne systemy oświetlenia ulicznego i iluminacyjnego. Osoby uczestniczące w wydarzeniu będą miały okazję dokonać przeglądu wielkopowierzchniowych instalacji reklamowych zainstalowanych na terenie Poznania, dowiedzieć się więcej na temat wpływu wielkopowierzchniowych instalacji reklamowych LED na bezpieczeństwo ruchu drogowego, a także poznać XARA – autorski system sterowania oświetleniem firmy NORKA. Organizatorami konferencji są Oddział Poznański Stowarzyszenia Elektryków Polskich oraz Wielkopolska Okręgowa Izba Inżynierów Budownictwa. 8.05.2019, Hol Wschodni, Sala Zielona, antresola, 2 piętro

Konferencja „OZE - nowe perspektywy”

Konferencja, organizowana przez redakcję miesięcznika „Energia i Recykling”, będzie poświęcona przede wszystkim wyko-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TARGI rzystywaniu energii słonecznej i wiatrowej oraz magazynowaniu energii pochodzącej z tych źródeł. Wśród zaproszonych gości znajdą się przedstawiciele Ministerstwa Energii oraz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz przedstawiciele branży: eksperci i przedsiębiorcy z branży fotowoltaicznej, energetyki wiatrowej i magazynowania energii. Przedstawią oni nowe uwarunkowania prawne, możliwości pozyskania środków na inwestycje, nowe rozwiązania techniczne, niedawno wdrożone projekty, planowane przedsięwzięcia inwestycyjne. 8.05.23019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor B

Norweski Dzień Innowacji

Ambasada Norwegii w Polsce, a także Innovation Norway zapraszają 8 maja na Norweski Dzień Innowacji poświęcony czystej energii. W programie m. in.: innowacyjne rozwiązania technologiczne i systemowe, nowe czyste technologie węglowe, Projekt Northern Lights – Składowanie emitowanego w Polsce CO2 w norweskim Morzu Północnym, Sootaway – Katalizator do spalania paliw kopalnych i biomasy, Wykorzystanie dronów do monitorowania sieci przesyłowych, Przejście na gospodarkę niskoemisyjną w szybko zmieniającym się środowisku techniczno-ekonomicznym. 8.05.2019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor C

GMINNY ENERGETYK – skuteczne zarządzanie energią w gminie

Wydarzenie stanowi podsumowanie cyklu szkoleń dla kandydatów na Energetyków Gminnych, które realizowane były przez Zespół Doradców Energetycznych WFOŚiGW w Poznaniu od listopada 2018 do marca 2019 roku.Konferencja organizowana jest w ramach projektu pn. „Ogólnopolski system wsparcia doradczego dla sektora publicznego, mieszkaniowego oraz przedsiębiorstw w zakresie efektywności energetycznej oraz OZE” i finansowana ze środków Funduszu Spójności w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014 – 2020. 8.05.2019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor A

Stacje Elektroenergetyczne 2019

Oddział Poznański Stowarzyszenia Elektryków Polskich oraz Wielkopolska Okręgowa Izba Inżynierów Budownictwa zapraszają na XVII Konferencję Naukowo-Techniczną z cyklu „Instalacje elektryczne niskiego, średniego i wysokiego napięcia” n.t. „Stacje Elektroenergetyczne 2019”. W programie m. in.: nowa rola stacji elektroenergetycznych w sieciach dystrybucyjnych niskiego napięcia, SPS – inteligentna stacja transformatorowa i jej potencjalne zastosowanie, modernizacja rozdzielnic SN i automatyki zabezpieczeniowej na stacjach elektro-energetycznych – rozwiązania Elektrometal Energetyka, monitoring pracy transformatora energetycznego, ochrona przed przepięciami inteligentnych sieci przesyłowych i stacji transformatorowych, bezpieczniki topikowe w rozdzielnicach średniego i niskiego napięcia, profesjonalne rozwiązania automatyki przekaźnikowej dla przemysłu i obiektów kubaturowych. 9.05.2019, Hol Wschodni, Sala Zielona, antresola, 2 piętro

Forum antySMOG

9.05.2019, pawilon 5, salka konferencyjna – sektor B

Strefa edukacyjna Enea Operator

Po raz drugi podczas targów EXPOPOWER zostanie uruchomiona strefa edukacyjna przygotowana przez Enea Operator. Młodzież będzie mogła zobaczyć energetyków przy pracy podczas specjalnie zaaranżowanych pokazów. Ponadto na odwiedzających czekać będą doświadczenia naukowe, ener-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

getyczne ciekawostki oraz pokazy ratownictwa przedmedycznego. Dodatkowo w strefie edukacyjnej targów spółka zaprezentuje zakres i plan wdrożeń technologii RFID służącej do znakowania majątku sieciowego, którą Enea Operator wdraża jako pierwsza firma w Polsce. – Na Energetyczne Dni Naukowców na strefie EDU w ramach targów EXPOPOWER zapraszamy wszystkich chętnych. Szczególnie zaś młodzież, która jeszcze nie zdecydowała o swojej ścieżce kariery. Organizator i patron strefy EDU, spółka Enea Operator tym samym promuje zawód energetyka wśród młodych ludzi. Zawód wymagający, ale niezwykle ciekawy i przynoszący satysfakcję z pracy – mówi Danuta Tabaka kierownik Biura Public Relations i Komunikacji w Enei Operator.

Nowości

Nowe produkty stanowią największą atrakcję dla zwiedzających targi, a dla wystawców to znakomita okazja do zaprezentowania swojej oferty firmowej i dotarcia do świadomości konsumentów. Goście odwiedzający tegoroczną edycję Międzynarodowych Targów Energetyki EXPOPOWER będą mogli zapoznać się z ponad 11 nowościami, które będą oznaczone specjalnymi naklejkami.

Złoto dla innowacji

Znamy już produkty nagrodzone Złotym Medalem targów Greenpower 2019 oraz Expopower 2019. Złote Medale Międzynarodowych Targów Poznańskich są potwierdzeniem nowoczesności oraz innowacyjności nagrodzonych produktów. Odznaczone produkty są unikatowe, wykonane ze znakomitej jakości materiałów i wytworzone w oparciu o najwyższej klasy technologie. Zapraszamy do głosowania na najlepsze produkty w konkursie „Złoty Medal – wybór Konsumentów” – podczas targów w Internecie na www.zlotymedal.mtp.pl.

Laureaci Złotego Medalu EXPOPOWER 2019

Inteligentna Stacja Transformatorowa SPS ZPUE - z magazynem energii, przyłączami do źródeł OZE oraz ładowarkami pojazdów elektrycznych. Rozwiązanie integrujące funkcje zdalnie zarządzanej, rozdzielczo-dystrybucyjnej stacji transformatorowej, pracującej w systemie Smart Grid z dwukierunkowym inwerterem (ładowanie / oddawanie energii) współpracującym z magazynem energii, jednocześnie zapewniając możliwość ładowania pojazdów elektrycznych, zarówno osobowych jak i np. autobusów. System umożliwia zasilania magazynu energii lub odbiorców bezpośrednio z odnawialnych źródeł energii elektrycznej np. farm fotowoltaicznych czy wiatrowych. Poszczególne elementy składowe mogą tworzyć niezależne instalacje. Zarządzane przez SPS-Control pracują jako jeden, zaawansowany system. Mobilna elektrooszczędna elektrownia dużej mocy GETOR QUAGROPACK (EPS SYSTEM Robert Lipnicki) - przeszła rygorystyczne badania w wyspecjalizowanych laboratoriach i posiada certyfikat zgodności CE. Wszystkie główne podzespoły posiadają świadectwa pochodzenia wyspecjalizowanych producentów UE. Mobilna elektrownia jest stosowana w szczególnie wymagających projektach zasilania energetycznego m.in. największych imprez masowych (np. Orange Warsaw Festival). Uzyskała Nagrodę I Stopnia dla najbardziej innowacyjnych technologii obronnych w Ogólnopolskim Konkursie „Lider Bezpieczeństwa Państwa”. Osprzęt do budowy linii nN dla przewodów izolowanych ALPAR Artur i Piotr Kowalscy Spółka Jawna jest w stanie dostarczyć pełen asortyment osprzętu dedykowanego dla linii nN z przewodami izolowanymi. Pozwala to zaprojektować i zbudować kompletną linię napowietrzną nN wyposażoną w prze-

TARGI wody izolowane w pełnym zakresie przekrojów roboczych tych przewodów. Stosowane w fabryce nowoczesne technologie produkcyjne, wsparte doświadczonym i dynamicznym zespołem ludzi, pozwoliły firmie stworzyć kompleksową ofertę dla rynku energetycznego w zakresie osprzętu i konstrukcji dla linii napowietrznych. Wysoka jakość produkowanych przez ALPAR wyrobów jest potwierdzona certyfikatami wydanymi przez niezależne instytucje. Stacja ładowania samochodów elektrycznych LS-4 (Garo Polska Sp. z o.o., RELPOL SA) - Stacje ładowania samochodów elektrycznych LS-4 przystosowane są do pracy w bardzo trudnych warunkach (zarówno wewnętrznych, jak i zewnętrznych) w temperaturze od -25 do +50 ºC, a w opcji cold option nawet od -35ºC oraz w warunkach wilgotnych nawet do 95 %. Stacja LS-4 ma elegancką, smukłą obudowę z zamontowanym bardzo dobrze widocznym wskaźnikiem LED pozwalający na odczyt stanu nawet z większej odległości. Stacja LS-4 występuje w wersji 16 A, 32 A, zarówno 1- jak i 3-fazowej, z opcjonalnym licznikiem energii elektrycznej. Posiada oddzielne zabezpieczenia i wyłączniki różnicowoprądowe dla każdego gniazda oraz zintegrowaną elektronikę obsługującą komunikację między stacją a samochodem.

Laureaci Złotego Medalu targów GREENPOWER 2019

Dream Heat (AX TECHNOLOGY Sp. z o.o. Sp. k.) - CIE Folia Dream Heat służy do ogrzewania ścian, podłóg oraz sufitów, które następnie ogrzewają powietrze w pomieszczeniu. Dzięki temu, temperatura powietrza jest stała. Folię Dream Heat tworzy mata grzewcza utworzona z połączenia włókna węglowego z pastą z karbonu. Mata pokryta jest dodatkowymi dwiema warstwami laminatu, tworząc łącznie 11 warstw, czyniąc produkt bardzo cienkim (tylko 0,7 mm)

w porównaniu z klasycznym ogrzewaniem podłogowym. Turbina VIKO WINGS (VIKO GROUP Sp z o.o, NAVIKOM Stocznia Jachtowa) - nowe rozwiązanie dla energetyki wiatrowej. Koncentrator wiatru VIKO oparty jest na trzech pionowych płatach i dyfuzorach tunelowych wykonanych z kompozytów co zapewnia lekkość i znaczną trwałość urządzenia. Nowoczesny i funkcjonalny design oraz brak fundamentów pozwalają na instalacje turbin na budynkach mieszkalnych, obiektach użytkowych, stacjach benzynowych itd. Mogą być używane również jako przenośny generator przy nawadnianiu upraw. Rozwiązania te gwarantują niską cenę turbiny, znacznie obniżając koszty inwestycyjne do 150 tys. PLN za 100 KW i odpowiednio ok. 1,5 mln PLN za 1 MW. W przypadku klasycznych turbin wiatrowych w poziomej osi obrotu dostępnych na rynku koszt 1 MW wynosi odpowiednio ok 4,5-5,0 mln PLN. Turbiny VIKO WINGS są całkowicie bezpieczne dla środowiska (generator jest osłonięty), nie generują hałasu i infradźwięków oraz tzw. migotania. Gwarantują szybki zwrot z inwestycji w ciągu 3-4 lat wobec 8-10 lat dla klasycznych turbin oferowanych na rynku.

POZNAŃ DRONE EXPO

W tym roku po raz pierwszy do bloku targów poświęconych energetyce dołączą targi Poznań Drone Expo. W ramach wydarzenia zorganizowana będzie strefa pokazów, w której m. in. zaprezentowane zostaną możliwości dronów w praktyce, a także pokazy niezwykłych umiejetności pilotów dronów. Targi EXPOPOWER oraz GREENPOWER odbędą się w dniach 7-9.-05.2019 na terenie Międzynarodowych Targów Poznańskich. Wstęp bezpłatny po rejestracji. www.expopower.pl, www.greenpower.mtp.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Kierunki rozwoju systemu FDIR oraz urządzeń z nim współpracujących wynikające z doświadczeń wdrożeniowych na 9 obszarach pilotażowych W referacie przedstawiono kierunki rozwoju systemu FDIR i urządzeń z nim współpracujących, instalowanych w głębi sieci SN, oparte o doświadczenia zdobyte przy realizacji przez Mikronikę 7 pilotaży FDIR, obejmujących 9 obszarów sieci. Pilotaże obejmowały sieć napowietrzną oraz kablową z różnymi sposobami pracy punktu neutralnego tzn. kompensowanych z AWScz, uziemionych przez rezystor oraz punktem izolowanym. Funkcjonalności zarówno od strony systemów IT jak i urządzeń w głębi sieci były na bieżąco konsultowane z Klientami końcowymi, tak aby spełniały ich oczekiwania. Opis

Przez ponad 25 lat wdrażania systemów automatyki sieciowej (potocznie nazywanej „sterowaniem radiowym”) powstało wiele koncepcji automatyzacji sieci SN. Były one uwarunkowane w kolejnych latach istnieniem na rynku odpowiedniej aparatury łączeniowej, systemów bezprzewodowej łączności, systemów SCADA w poszczególnych Koncernach Energetycznych (a wcześniej Zakładach Energetycznych) oraz odpowiednich regulacji w energetyce (zwłaszcza po wejściu do Unii Europejskiej). W kolejności funkcjonalnej, patrząc od strony urządzeń wykonawczych w sieci SN, było to: yy zwykłe zdalne sterowanie łącznikami, yy sekcjonalizery – izolacja uszkodzonych odcinków sieci SN w przerwach bez napięciowych SPZ (reklozerów lub wyłączników w GPZ), yy reklozery – pełna automatyka w głębi sieci SN, yy wskaźniki przepływu prądów zwarciowych instalowane przy rozłącznikach napowietrznych i stacjach SN pracujące w oparciu o pomiar: - pola magnetycznego, - prądów fazowych (kryteria prądowe bezkierunkowe), - prądów fazowych i napięć fazowych (kryteria prądowe i admitancyjne bez-

kierunkowe i kierunkowe), yy niezależna automatyka restytucyjna. od strony wykorzystania różnych systemów łączności: yy (1990-1995) – kanał otwarty 44 MHz (wykorzystanie kanału łączności rozmównej energetyki), yy (1995-2010) – Trunking DIGICOM 7 – (w części lokalizacji działający do dzisiaj), yy (2004-2018) – GPRS/UMTS/LTE-APN, yy (2010-2018) – TETRA (w części Koncernów Energetycznych), a od strony systemów nadzoru: yy system klasy SCADA, yy systemy FDIR zintegrowane z systemami SCADA, yy systemy FDIR niezależne od systemu SCADA. Wszystkie wdrożenia firmy Mikronika były oparte o wypracowane wspólnie z Klientami (Koncerny Energetyczne – interaktywna współpraca) pomysły. Mikronika miała pewną ideę opartą o śledzenie tendencji europejsko-światowych i wspólnie z naszymi Klientami analizowaliśmy co można zrobić, aby poprawić skuteczność zarządzania siecią energetyczną SN. Największy postęp został zainicjowany wejściem Polski do UE i wprowadzeniem regulacji, które wyznaczyły m.in. wskaźniki SAIDI, SAIFI. Na przestrzeni ostatnich 10 lat, patrząc z punktu widzenia Mikroniki, która jest

dostawcą systemów automatyki dla ok. 50% rynku w Polsce, oraz uwzględniając sugestie KE pozostał „na placu boju” system automatyki sieciowej FDIR zintegrowany z systemami centralnymi SCADA. Na razie inne koncepcje są na etapie małych pojedynczych instalacji. Rys. 1 Przedstawia wdrożenia modułu FDIR zintegrowanego z systemem SCADA SYNDIS RV.

Etapy realizacji pilotaży:

yy Rok 2012 – Energa Operator o/Gdańsk – 1 obszar pilotażowy - wdrożenie w zakresie funkcjonalności SCADA/ FDIR – projekt „proof of concept”. yy Rok 2014/2015 – PGE Dystrybucja o/Zamość – 1 obszar pilotażowy - wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Po raz pierwszy w Polsce wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nimi sensorami do pomiaru prądów i napięć (tzw. pełny układ pomiarowy), pozwalający zastosować kryteria prądowe i admitancyjne (bezkierunkowe i kierunkowe) we wskaźnikach przepływu prądów zwarciowych. yy Rok 2015/2016 – ENEA Operator o/Gorzów – 2 obszary pilotażowe – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE systemu SCADA/FDIR oraz dostawy i montażu wszystkich urządzeń sterowniczo-łączeniowych w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Powszechne wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nim sensorami do pomiaru prądów i napięć. yy Rok 2015/2016 – ENEA Operator o/ Szczecin – 2 obszary pilotażowe – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz dostawy i montażu wszystkich urządzeń sterowniczo-łączeniowych w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Powszechne wykorzystanie rozłączników SN ze zintegrowanymi z nim sensorami do pomiaru prądów i napięć. yy Rok 2015/2016 – Tauron Dystrybucja o/Legnica – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie w zakresie funkcjonalności SCADA/FDIR. Wykorzystanie istniejących urządzeń w głębi sieci bez ich modernizacji. yy Rok 2017/2018 – ENEA Operator o/Poznań – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). yy Rok 2017/2018 – ENEA Operator o/ Zielona Góra – 1 obszar pilotażowy – wdrożenie „pod klucz” w zakresie całości systemu SCADA/FDIR oraz urządzeń sterujących w głębi sieci (pełna modernizacja obiektów). Zastąpienie części rozłączników w stacjach wnętrzowych wyłącznikami wnętrzowymi z pełną automatyką sieciową (umożliwienie wyłączenia części sieci bez konieczności wyłączania całego ciągu w GPZ). yy Rok 2018 – w trakcie realizacji – PGE Dystrybucja o/Zamość – 1 obszar pilotażowy - wdrożenie niezależnej automatyki FDIR na sieci kablowej. Wszystkie w/w zrealizowane pilotaże zakończyły się fizycznymi próbami zwarciowymi w głębi sieci SN. Były to doziemienia niskooporowe i wysokooporowe wykonywane za pomocą dostarczonego przez Mikronikę przewoźnego reklozera lub wykonane w technologii PPN. Próby zwarciowe miały na celu sprawdzenie poprawności wyliczenia nastaw dla reklozerów i wskaźników przepływu prądów zwarciowych, zestopniowania zabezpieczeń na wyłącznikach (GPZ – reklozery) oraz sprawdzenia poprawności działania modułu FDIR (wyliczanie sekwencji sterowniczych izolujących uszkodzone fragmenty sieci oraz sekwencji sterowniczych przywracających zasilanie jak największej ilości odbiorców w czasie poniżej 3 minut). Wszystkie

Rys. 1. Wdrożenia modułu FDIR zrealizowane przez Mikronikę na terenie Polski

przeprowadzone próby zakończyły się wynikiem pozytywnym, a czas rekonfiguracji sieci zawierał się w przedziale od 1 do 2 minut (dla modułu FDIR pracującego w trybie automat). Decyzje o integracji automatyki FDIR z systemami Centralnymi SCADA opierają się na doświadczeniach oraz na tym, że tylko system SCADA (zwłaszcza zintegrowany z modułami OMS i Prace Planowe) posiada wszystkie niezbędne informacje do prowadzenia przełączeń w sieci. Zapewnia to uwzględnienie w sekwencjach łączeniowych, izolujących uszkodzone fragmenty sieci i przywracających zasilanie odbiorcom, takich informacji jak: yy aktualne i przyszłe prace planowe, yy prace na liniach (w tym w technologii PPN), yy uszkodzenia linii, urządzeń, yy rozmostkowania, yy zaniki łączności z obiektami, oraz dodatkowo: yy w każdej chwili możliwość ingerencji Operatora w system (np. zatrzymanie), yy pełna syntetyczna kontrola nad tym co wydarzyło się w sieci (raporty, dziennik zdarzeń, itp.). Kierunek integracji systemów automatyki FDIR z systemem SCADA deklarują : yy ENEA Operator – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA - decyzja poparta pilotażami na 6 obszarach. yy TAURON Dystrybucja – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA (nie przekreśla to innych lokalnych niezależnych instalacji). yy ENERGA Operator – rozważa budowę/modernizację Centralnego Sys-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

temu SCADA w kierunku jednego systemu z zaawansowanymi funkcjami ADMS (w tym automatyki FDIR) - FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA. yy Innogy STOEN – system automatyki FDIR ma być zintegrowany z systemem SCADA. yy PGE Dystrybucja – pojedyncze pilotaże FDIR w różnym zakresie funkcjonalności – brak jednoznacznej decyzji co do kierunku rozwoju. Nasze doświadczenia na 9 obszarach zaowocowały tym, że system FDIR stał się bardziej przyjazny dla użytkownika. Nie jest to już tylko prosty „automat”, ale system ekspercki, który podpowiada i pomaga użytkownikowi w podjęciu właściwych działań, a także w syntetyczny sposób informuje o zmianach zachodzących w sieci. Służą temu m.in. następujące funkcje: yy wskaźniki statusu systemu (specjalna ikona na niezakrywalnej belce), yy wizualizacja obszarów wyizolowanych (objętych uszkodzeniem) poprzez „miganie” linii na tym obszarze, yy system „wyjątków FDIR” umożliwiający bieżące modelowanie sieci. „Wyjątek FDIR” jest tzw. operacją schematową umożliwiającą wyłączenie wskazanego łącznika lub fragmentu linii z algorytmu rekonfiguracji (moduł FDIR nie bierze tych elementów pod uwagę przy obliczeniach), yy definicja kolejności przełączeń i zasilania kluczowych odbiorców, yy możliwość skonfigurowania próbnego łączenia (tzw. dodatkowy SPZ), który na liniach napowietrznych usuwa ok. 50-60% zakłóceń, yy odporność na bieżące zakłócenia,

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE zaniki łączności, uszkodzenia urządzeń (odpowiednia eliminacja nieoperatywnych elementów), yy „dziennik zwarć” obrazujące wszystkie ostatnie zadziałania FDIR, yy raporty poglądowe i szczegółowe z zadziałania FDIR łącznie z retrospekcją schematu sieci, yy praca w trybie automat/półautomat, yy możliwość dezaktywacji czasowej modułu FDIR na wybranych obszarach sieci, yy równoległa praca wielu modułów FDIR na zdefiniowanych obszarach. Rozwój funkcjonalny systemu SCADA/ FDIR prowadzony był równolegle ze zmianą technologii urządzeń sterowniczych instalowanych w głębi sieci SN. Urządzenia sterujące z kolei ewoluowały razem z pojawiającymi się na rynku aparatami łączeniowymi. Współpraca z producentami aparatury łączeniowej zaowocowała opracowaniem i wdrożeniem (na wszystkich powyższych obszarach pilotażowych) pierwszego polskiego wyłącznika napowietrznego (reklozer) typu THO-RC27 prod. ZPUE S.A., do obsługi którego wykorzystywany jest sterownik SO-54SR-111-REK-1.4 prod. Mikronika. Jest to wspólny certyfikowany produkt firm ZPUE i Mikronika. Rozwój rozłączników napowietrznych SN oraz doposażenie ich w zintegrowane sensory prądowo-napięciowe, umożliwiające zastosowanie kryteriów

admitancyjnych w sieci kompensowanej, zaowocował powstaniem urządzeń serii SO-54SR-3xx/4xx/5xx do obsługi tych rozłączników. Są to sterowniki ze zintegrowanymi wskaźnikami przepływu prądów zwarciowych oraz zintegrowanymi modemami LTE. Służą one również do obsługi pól rozłącznikowych rozdzielnic SN w stacjach. Dostosowane są one do różnego rodzaju sensorów napięciowo-prądowych oferowanych aktualnie na polskim rynku. Dokładny opis urządzeń znajduje się w drugim referacie pt. „Zabezpieczenia firmy Mikronika serii SO-54SR-xxx do zastosowań w liniach SN (reklozery, stacje SN/nN, rozłączniki napowietrzne, itp.)” Rozwijając funkcjonalności urządzeń automatyki sieciowej firma Mikronika opracowała również rozwiązania do sterowania podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów dla transformatora SN/nN. Sterowanie przełącznikiem zaczepów może odbywać się z wykorzystanie 2 algorytmów: SVR (Smart Voltage Regulation - kryterium napięciowe) oraz FBVR (Frequency Based Voltage Regulation - kryterium częstotliwościowe). Celem takiej regulacji jest utrzymanie wymaganych parametrów energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców. Rys. 2 Przedstawia kompleksową automatykę stacji SN/nN z podobciążeniową regulacją napięcia (wariant SVR) Do regulacji napięcia po stronie nN sto-

sowany jest transformator SN/nN z podobciążeniową regulacją zaczepów. Sterownik automatyki SVR umieszczony w szafce automatyki, realizuje m.in. algorytmy regulacji na podstawie zmierzonych sygnałów pochodzących bezpośrednio z transformatora oraz z tzw. sensorów umieszczonych w głębi sieci nN (np. u odbiorców końcowych). Typowy sensor to sterownik pomiarowy z zabudowanym modułem komunikacyjnym GSM. Obecnie trwają prace testowe nad wykorzystaniem liczników energii elektrycznej jako sensorów napięcia poprzez podłączenie do nich dedykowanych modemów GSM. Oprócz sterowania podobciążeniowym przełącznikiem zaczepów w stacji zainstalowany jest również sterownik przeznaczony do nadzoru pól SN ze zintegrowanymi wskaźnikami przepływu prądu oraz sterownik do nadzoru obwodów nN (pomiar prądów we wszystkich obwodach i napięcia na szynach). Ostatnie doświadczenia z pilotaży wskazują na potrzeby rozwiązania kilku kluczowych problemów związanych głównie z wyliczeniem nastaw dla urządzeń w głębi sieci. Wszystkie powyższe urządzenia (reklozery, wskaźniki przepływu prądów zwarciowych) są urządzeniami klasy zabezpieczeniowej i do prawidłowego działania wymagają skonfigurowania w nich odpowiednich banków nastaw oraz ich przełą-

Rys. 2. Przykład kompleksowej automatyzacji stacji SN/nN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE czania w czasie zmiany układu pracy sieci. Z czasem przy modernizacji linii (np. kablowanie linii napowietrznych) banki te wymagają ponownego przeliczenia i uaktualnienia. Zmiana układu pracy sieci związana z prowadzeniem np. prac planowych również wymaga przełączania banków nastaw. Z analiz wynika, że urządzeń tego typu w kolejnych latach będzie przybywać i na poziomie Koncernu Energetycznego może być ich kilka tysięcy. Wyliczenie nastaw i sprawna ich modyfikacja dla tak dużej liczby reklozerów i wskaźników przepływu prądów zwarciowych wymagać będzie ciągłej analizy sieci i przekierowanie do tego znacznych zasobów ludzkich. Widząc powyższe problemy i rozmawiając o nich z naszymi Klientami podjęliśmy działania, aby te problemy zminimalizować od strony eksploatacyjnej. Wymaga to jednak zmiany klasycznego podejścia do zabezpieczeń, które wykorzystuje kilka banków nastaw. Prace rozwojowe w tym zakresie prowadzone są przez nas wspólnie z Koncernami Energetycznymi w dwóch kierunkach: yy 1. Dynamiczne wyliczanie nastaw z układu rzeczywistego sieci w oparciu o jej model CIM oraz zawarte w nim parametry sieci SN. Wyliczanie odbywać będzie się przez moduł obliczania nastaw zabezpieczeń (MONZ) każdorazowo po zmianie topologii sieci, a nowe wyliczone nastawy przesyłane będą drogą radiową do urządzeń w głębi sieci. Urządzenia te po otrzymaniu nowych parametrów zrekonfigurują się w sposób automatyczny. Koncepcję tą rozpoczęliśmy już realizować wspólnie z Tauron Dystrybucja w ramach projektu finansowanego przez Unię Europejską. yy 2. Zastosowanie technologii synchrofazorów wyznaczanych na podstawie mierzonych sygnałów pochodzących z sieci SN. Prace te zostały poprzedzone wielomiesięcznymi analizami i testami na podstawie danych z rzeczywistych obiektów. Analiza synchrofazorów z danego obszaru sieci umożliwia wykrywanie awarii ze skutecznością porównywalną do obecnie funkcjonującego rozwiązania z nastawianymi kryteriami zabezpieczeniowymi w reklozerach i wskaźnikach zwarć. Przewagą opisywanego podejścia, jest wyeliminowanie potrzeby stosowania kryteriów ziemnozwarciowych w większości urządzeń pracujących w głębi sieci.

Rys. 3. Współpraca modułów obliczeniowych w systemie SCADA SYNDIS RV

Na wyznaczonym obszarze wszystkie obiekty, posiadające sensory prądowo-napięciowe, zostaną dodatkowo doposażone w odbiorniki GPS do synchronizacji czasu z dokładnością 1 µs. Synchronizacja na tym poziomie niezbędna jest do precyzyjnego wyznaczenia synchrofazorów, których dalsze przetwarzanie pozwoli na poprawne wykrycie awarii występującej w badanym obszarze. Analizę wyznaczonych synchrofazorów przeprowadzać będzie niezależny moduł obliczeniowy (MOF) zintegrowany z systemem FDIR i SCADA. Rys. 3 Przedstawia sposób współpracy modułów obliczeniowych w systemie SYNDIS RV uwzględniającym powyższe dwa kierunki rozwoju. Całość koncepcji opiera się na tym, że już eksploatowany i sprawdzony produkcyjnie (od kilku lat) moduł FDIR jest niezmieniany, a jedynie instalowane są dodatkowe moduły, które będą współpracować z modułem FDIR wymieniając dane poprzez wspólną bazę danych. Pozwala to na wdrożenie i testowanie nowych rozwiązań i technologii, bez potrzeby natychmiastowej modernizacji już działających z FDIR-em urządzeń w głębi sieci. Dalszy rozwój systemu SYNDIS/FDIR jest ściśle związany z uruchomieniem modułów obliczeniowych związanych z estymacją obciążeń, rozpływami, obliczeniami zwarciowymi, czy też optymalizacją punktów podziału: yy algorytm FDIR wyznaczający sekwencję może zostać wykorzystany do optymalnego przygotowania miejsca pracy, yy zastosowanie algorytmów power shedding – czyli strategia częściowego ograniczenia obciążenia pod-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

czas rekonfiguracji, jeśli parametry sieci nie pozwalają na przywrócenie zasilania w pełnym zakresie.

Podsumowanie

Ciągle wzrastające wymagania dotyczące niezawodności i ciągłości w dostawie energii elektrycznej powodują nieustanny rozwój urządzeń instalowanych w głębi sieci SN oraz systemów informatycznych zarządzających nimi. Aby sprostać oczekiwaniom Koncernów Energetycznych oraz zmieniającym się regulacjom prawnym, należy na bieżąco śledzić trendy rozwojowe w krajach rozwiniętych technologicznie. Wypracowane na zachodzie Unii Europejskiej kierunki rozwoju, zwykle w ciągu kolejnych 2-3 lat docierają do Polski. Na takie zmiany należy się odpowiednio przygotować. Mikronika uczestnicząc w wielu spotkaniach branżowych (np. targach energetycznych, konferencjach), zarówno w kraju jak i za granicą, prezentuje i oferuje rozwiązania spełniające najnowsze normy dotyczące urządzeń jak i systemów IT. Prowadzi również prace badawczo-rozwojowe i w wielu przypadkach jest pionierem, wdrażając innowacyjne rozwiązania na rynku polskim. Rozwój ten jest możliwy dzięki współpracy z naszymi partnerami z różnych Koncernów Energetycznych. Dzięki nim, mając dostęp do wielu obszarów sieci SN, realizujemy prace rozwojowe oraz przeprowadzamy testy na rzeczywistej sieci elektroenergetycznej, która różni się od wyidealizowanej sieci zasymulowanej w laboratorium. Takie podejście daje pewność, że zastosowane rozwiązania działają poprawnie nie tylko w laboratorium, ale przede wszystkim w rzeczywistych warunkach. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Ogólne zagadnienia dotyczące łączników średnich napięć 1. Wstęp W ostatnich latach przedmiotem szczególnego zainteresowania ze strony inwestorów, dostawców i producentów są zagadnienia niezawodności urządzeń elektroenergetycznych, zwłaszcza niezawodności łączników wysokich, średnich, niskich napięć. Pojawiające się w eksploatacji łączników niesprawności tych urządzeń są przyczyną wielu zagrożeń i strat bezpośrednich u dystrybutorów energii elektrycznej i strat pośrednich u odbiorców energii elektrycznej. W celu uzyskania możliwie największego stopnia niezawodności aparatów, duże znaczenie mają różnorodne, stale rozwijane i doskonalone badania doświadczalne towarzyszące kolejnym etapom wytwarzania i eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych. Do takich badań zaliczane są: yy próby konstrukcyjne yy badania typu yy badania wyrobu yy próby eksploatacyjne Badania doświadczalne w szerokim zakresie dotyczą podzespołów łączników elektroenergetycznych, takich jak: tory prądowe główne i pomocnicze gaszeniowe, układy elektroizolacyjne, mechanizmy przełączające oraz napędy. O postępie w budowie urządzeń elektroenergetycznych, o ich niezawodności decydują próby konstrukcyjne prowadzone na modelach i prototypach tych urządzeń, w celu analiz zachodzących zjawisk. Współcześnie prowadzone badania konstrukcyjne pozostają w ścisłym związku z obliczeniami i symulacjami komputerowymi. Wyniki badań konstrukcyjnych dostarczają uwag i spostrzeżeń dotyczących zagadnień podstawowych, ale też zagadnień związanych z konstrukcją urządzeń [1]. Przyczynami uszkodzeń (zawodności) aparatów elektrycznych są błędy w projektowaniu, w produkcji a także niewłaściwy montaż i eksploatacja. Miarą niezawodności urządzeń jest zdolność do poprawnego wypełniania ich funkcji w zakładanych warunkach obciążeń, narażeń klimatycznych i środowiskowych, w określonym przedziale czasu. Rachunek niezawodności jest opisywany zależnością: R+F=1 w tym: R – niezawodność (reliability) oznaczająca prawdopodobieństwo poprawnego funkcjonowania F – zawodność (failure) oznaczająca prawdopodobieństwo uszkodzenia Uszkodzenia są klasyfikowane według ankiety CIGRE na poważne i małe. Na podstawie analiz przyczyn uszkodzeń oraz miejsc ich występowania określane są procentowe udziały tworzące razem 100% wszystkich uszkodzeń. Wpływ niezawodności urządzeń elektroenergetycznych na zmniejszenie strat u dystrybutorów energii elektrycznej i zmniejszenie przerw w dostawie energii elektrycznej jest przedmiotem wielu analiz i podejmowanych decyzji. Aparatura łączeniowa średnich napięć i jej niezawodność jest jednym z zasadniczych za-

gadnień doboru i zastosowania w określonych przypadkach. Od kilku lat instaluje się w sieciach SN wyłączniki i reklozery z komorami próżniowymi oraz z zastosowaniem sześciofluorku siarki. Jednym z nowych rozwiązań konstrukcyjnych są wyłączniki i reklozery z komorami próżniowymi umieszczonymi w środowisku gazu SF6 lub w środowisku czystego powietrza (clean air) w zamkniętej szczelnej wspólnej obudowie. Rozłączniki SN wykonuje się w dwóch rodzajach konstrukcji, otwartej typu uchylnego lub zamkniętej. W konstrukcjach otwartych stosowane są prętowe, płytowe, szcze-

Rys. 1. Przykład 1 zastosowania rozłączników w sieciach kablowych podmiejskich SN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE linowe układy gaszeniowe lub komory próżniowe. W konstrukcjach zamkniętych stosowane są komory próżniowe lub gaz SF6. Ze względu na powstające z gazu SF6 fluorki przedostające się do atmosfery i powodujące zanieczyszczenie środowiska, planuje się zmniejszenie produkcji, a następnie wycofanie z produkcji tych aparatów. Od kilku lat następuje dynamiczny rozwój konstrukcji łączników opartych o komory próżniowe, zarówno wyłączników, rekloserów, rozłączników i styczników. W ciągu najbliższych lat przewiduje się rozwój

nowych konstrukcji łączników tzw. hybrydowych z zastosowaniem komór próżniowych i energoelektronicznych modułów. Sterowane układy energoelektroniczne przeznaczone będą do pracy w momentach załączania lub wyłączania w obwodach normalnych i zakłóceniowych sieci SN. Natomiast podzespoły komór próżniowych przeznaczone będą do pracy w czasie przepływu prądu znamionowego ciągłego. Taki podział funkcji w łącznikach hybrydowych powinien przycznić się do podniesienia trwałości i niezawodności aparatów SN [1]. Na rysunkach 1 i 2 przedstawiono przykłady zastosowania rozłączników napowietrznych SN o budowie otwartej i o budowie zamkniętej w podmiejskich i miejskich sieciach kablowych. Na rysunku 3 przedstawiono prototypy rozłączników napowietrznych SN o budowie otwartej typu uchylnego SRUNn-24 i o budowie zamkniętej RPZ-24.

2. Niezawodność i bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej wg aktów prawnych

Rys. 2. Przykład 2 zastosowania rozłączników w sieciach kablowych podmiejskich SN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Ustawa Prawo Energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (tekst ujednolicony URE na dzień 1 stycznia 2012) nakłada na Operatorów Systemów Dystrybucyjnych, w skrócie OSD, obowiązki zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. W ustawie przyjęto zalecenia Dyrektywy 2005/89/UE Parlamentu Europejskiego i Rady Europy, z dnia 18 stycznia 2006 r., która dotyczy stosowania środków gwarantujących i zapewniających bezpieczeństwo dostaw energii i inwestycji w infrastrukturę energetyczną. Zgodnie z ustawą i dyrektywą, spółki dystrybucyjne OSD powinny zagwarantować wysoki poziom bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w oparciu o inwestycje sieciowe dotyczące linii i urządzeń 110 kV, średniego napięcia i niskiego napięcia. Kluczowym aktem wykonawczym, który reguluje wzajemne stosunki podmiotów sektora elektroenergetyki oraz odbiorców, jest Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 04 maja 2007 r., w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Określa ono, między innymi, bezpośrednie obowiązki operatorów sieciowych, reguluje wzajemne relacje pomiędzy operatorami sieciowymi, a użytkownikami sieci elektroenergetycznej oraz określa warunki współpracy w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego. Obowiązek zmniejszenia wskaźników strat sieciowych w przesyle i dystrybucji energii, wynika z Uchwały Rady Ministrów z 13 stycznia 2009 r., obejmującej politykę energetyczną Polski do 2030 roku. Uchwała RM określa rodzaje i definicje wskaźników niezawodności dostaw oraz podaje ich wysokości dla przerw planowanych i nieplanowanych. Wskaźnik niezawodności SAIDI dotyczy przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej, wyrażony w minutach na odbiorcę i rok. Wskaźnik niezawodności SAIFI dotyczy przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich. Wskaźnik MAIFI dotyczy przeciętnej częstości przerw krótkich. Wskaźniki niezawodności obejmują łączną liczbę obsługiwanych odbiorców w ciągu roku, w określonej grupie energetycznej, tj.w ENEA Operator, Energa Operator, Tauron Dystrybucja, PGE Dystrybucja, RWE Stoen (obecnie innogy Stoen Operator). W roku 2014 wskaźniki SAIDI dla przerw nieplanowanych wynosiły w grupach energetycznych od 60,78 do 241,58 minut na odbiorcę, wskaźniki SAIFI dla przerw nieplanowanych od 1,29 do 3,25 przerw na odbiorcę i wskaźniki MAIFI od 0,43 do 7,53 przerw krótkich na odbiorcę [2]. W roku 2015 dla czterech grup energetycznych wskaźniki SAIDI dla przerw nieplanowanych wynosiły od 207,3 do 372,7 min./odb., wskaźniki SAIFI dla przerw

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ników sieci jest stworzenie oszczędnego pod względem gospodarczym i zgodnego z zasadami zrównoważonego rozwoju, systemu elektroenergetycznego. W ramach europejskiej inicjatywy przemysłowej na rzecz sieci elektroenergetycznej, komisja zaproponowała nowe działania dotyczące sposobów i środków pobudzenia finansowania, zgodnie z pakietem obejmującym infrastrukturę energetyczną. Jedną z form realizacji jest utworzenie i dostęp do celowych funduszy europejskich i krajowych. Z punktu widzenia wprowadzenia sieci inteligentnych, najbardziej pożądana jest automatyzacja sieci. Automatyzacja sieci rozumiana jest jako proces aktywnego oddziaływania na elementy regulacyjne i sterownicze w sieci, przebiegający bez bezpośredniego zaangażowania operatora, w czasie normalnej pracy systemu, jak i w warunkach zakłóceń i przywracania stanu normalnego. Opracowania dotyczące wizji wdrożenia sieci inteligentnych w grupach energetycznych, u operatorów i dystrybutorów, jednoznacznie informują, że najbardziej pożądana jest automatyzacja sieci średnich napięć, która znacząco poprawi niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej. Zastosowanie automatyki do przestawień łączników SN jest podstawą sieci inteligentnych [1].

3. Normalizacja w dziedzinie aparatów elektrycznych

Rys. 3. Prototypy rozłączników RPZ-24 I SRUNn-24 na stoisku targowym.

nieplanowanych wynosiły od 3,08 do 5,35 przerw/odb. [3], a wskaźniki MAIFI od 3,12 do 9,48 przerw krótkich na odbiorcę. Wskaźniki niezawodności w grupie RWE Stoen były zdecydowanie niższe od wskaźników w pozostałych grupach. Osiągnięte w Polsce wskaźniki niezawodności SAIDI, SAIFI, MAIFI są kilkukrotnie wyższe od takich wskaźników osiągniętych w krajach Europy Zachodniej. Obowiązki bardziej efektywnego wykorzystania energii elektrycznej przez OSD, producentów, dostawców i użytkowników, nakłada ustawa o efektywności energetycznej z dnia 15 kwietnia 2011 roku. Ustawa definiuje efektywność energetyczną, podaje jej sposoby obliczania i zmniejszania. Ustawa ustala krajowe cele i plany działania w zakresie oszczędnego gospodarowania energią oraz wyznacza zadania dla jednostek sektora publicznego w zakresie poprawy efektywności energetycznej. W celu stworzenia systemu energetycznego charakteryzującego się niskim poziomem strat, wysoką jakością i bezpieczeństwem dostaw energii elektrycznej, Komisja Europejska zaproponowała nowe inicjatywy w zakresie szybkiego wprowadzenia sieci inteligentnych. W roku 2011 Komisja wydała komunikat do Parlamentu Europejskiego, Rady Europy, Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego, Komitetu Regionów KOM, obejmujący inteligentne sieci energetyczne, od innowacji do wdrożenia. Europejska grupa zadaniowa ds. inteligentnych sieci definiuje sieci inteligentne jako sieci elektroenergetyczne, które są w stanie efektywnie integrować zachowanie i działanie wszystkich podłączonych do nich podmiotów: wytwórców, dystrybutorów, użytkowników i konsumentów. Celem proponowanej integracji uczest-

Normalizacja w terminologii ogólnej [6] jest określana następująco: Działalność mająca na celu uzyskanie optymalnego w danych okolicznościach stopnia uporządkowania w określonym zakresie poprzez ustalenie postanowień przeznaczonych do powszechnego i wielokrotnego stosowania, dotyczących problemów istniejących lub możliwych do wystąpienia. Zakres i treść norm technicznych wynika z aktualnego stanu wiedzy i poziomu możliwych technologii wytwarzania urządzeń oraz aktualnych, świadomych potrzeb społecznych. Normy są nie obligatoryjnym, powszechnie uznawanym zbiorem zalecanych właściwości, cech budowy, metod prób i badań poszczególnych urządzeń. Normalizacja w dziedzinie aparatów elektrycznych stanowi zestaw wytycznych dla projektantów, wytwórców i użytkowników. Dla producentów aparatów normy stanowią podstawę ich projektowania, budowy prototypów, prób i badań. Dla użytkowników stanowią możliwość rozpoznania aktualnego stanu techniki, podniesienia wymagań w zakresie inwestowania. Stanowią podstawę do likwidacji zużytych moralnie i technicznie aparatów oraz pozwalają na opracowanie istotnych warunków zamówienia, przy zakupach nowych urządzeń. Działalność w zakresie normalizacji prowadzi Polski Komitet Normalizacyjny (PKN), który jest członkiem Europejskiego Komitetu Normalizacyjnego Elektrotechniki (CENELEC). W dziedzinie aparatów elektrycznych i linii przesyłowych, podstawowe znaczenie mają normy opracowane przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC), uznawane z reguły jako normy europejskie i krajowe państw członkowskich UE. Z organizacjami i komisjami normalizacyjnymi europejskimi i międzynarodowymi współpracują narodowe i międzynarodowe organizacje naukowo-techniczne, takie jak SEP - Stowarzyszenie Elektryków Polskich, CIGRE, CIRED. Efektem tej współpracy są wystąpienia i referaty na sesjach plenarnych tych organizacji oraz broszury techniczne do norm międzynarodowych, publikowane przez Komitety Studiów CIGRE. W wykazie bibliografii zestawiono szereg norm technicznych dotyczących aparatów elektrycznych oraz norm związanych z urządzeniami elektrycznymi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE i liniami energetycznymi. Przedstawiony zestaw norm dotyczy łączników średniego napięcia, takich jak: wyłączniki, rozłączniki, odłączniki, uziemniki, styczniki, sterowniki, aparatury łączeniowej prądu stałego oraz napędów, sterowania i teletechniki [1].

4. Podstawowe definicje i normy Podstawowe terminy i definicje dotyczące aparatury rozdzielczej i sterowniczej są podane w międzynarodowym słowniku terminologicznym elektryki [4, 5]. Podstawowe normy dotyczące wysokonapięciowej aparatury łączeniowej i sterowniczej mają zastosowanie do aparatury rozdzielczej i sterowniczej prądu przemiennego SN, przeznaczonej do instalowania w warunkach wnętrzowych i napowietrznych, pracującej przy częstotliwościach roboczych do 60 Hz włącznie w systemach o napięciach od 1 kV do 52 kV. Dokumenty normatywne zawierają: postanowienia ogólne, normalne i specjalne warunki pracy, definicje, dane znamionowe, konstrukcje, badania typu, badania wyrobu, wskazówki doboru aparatury, informacje podawane w zapytaniach, ofertach, zamówieniach, zasady transportowania, przechowywania, instalowania i konserwacji, bezpieczeństwa oraz załączniki [11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23]. Terminologia znormalizowana łączników średnich napięć obejmuje: rozłączniki, wyłączniki, odłączniki, uziemniki, styczniki i bezpieczniki. Przedstawiona terminologia oparta jest na dokumentach normatywnych redagowanych w języku polskim i/lub języku angielskim.

łącznik switching device

aparat przeznaczony do załączania lub wyłączania prądu w jednym obwodzie lub większej liczbie obwodów [wg PN-IEC 60050-441:2003 p.441-14-01]

aparatura rozdzielcza i sterownicza switchgear and controlgear

termin ogólny dotyczący łączników i ich kombinacji z aparatami sterowniczymi, zabezpieczeniowymi, regulacyjnymi i przyrządami pomiarowymi oraz zespołów utworzonych z tych aparatów wraz z odpowiednimi połączeniami, urządzeniami pomocniczymi, osłonami i konstrukcjami wsporczymi [wg PN-IEC 60050-441:2003 p. 441-11-01]

odłącznik disconnector

łącznik mechaniczny, który w stanie otwarcia stwarza przerwę izolacyjną, zgodnie z odpowiednimi wymaganiami [wg PN-IEC 60050-441:2003 p.441-14-05]

uziemnik earthing switch

łącznik mechanizmowy stosowany do uziemienia części obwodu prądowego, zdolny do wytrzymywania przez określony czas prądu w nienormalnych warunkach pracy, np. podczas zwarcia, ale nie przeznaczony do przewodzenia prądu w normalnych warunkach pracy obwodu [wg PN-IEC 60050-441:2003 p.441-14-11]

rozłącznik switch

łącznik zdolny do załączania, przewodzenia i wyłączania prądów w normalnych warunkach obwodu, które mogą obejmować działanie w określonych warunkach przeciążeniowych, jak również zdolny do przewodzenia, przez określony czas, prądów w warunkach anormalnych, takich jak zwarcie [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.101 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.101]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

rozłącznik ogólnego zastosowania general purpose switch

rozłącznik zdolny do załączania i wyłączania wszystkich prądów występujących w sieciach rozdzielczych w zakresie swoich prądów znamionowych wyłączeniowych włącznie. Ponadto rozłącznik powinien być zdolny do przewodzenia i załączania prądów zwarciowych [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103]

rozłącznik ogólnego zastosowania klasy E1 class E1 generał purpose switch

rozłącznik ogólnego zastosowania przewidziany do instalowania w normalnie ciągle zasilanych częściach sieci rozdzielczej i o niewielkiej częstości łączeń [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103.1 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103.1]

rozłącznik ogólnego zastosowania klasy E2 class E2 general purpose switch

rozłącznik ogólnego zastosowania skonstruowany tak, że nie wymaga przeglądu lub konserwacji części obwodu głównego przeznaczonych do łączenia, a jedynie niewielkich zabiegów konserwacyjnych pozostałych części podczas spodziewanego czasu eksploatacji [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103.2 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103.2]

rozłącznik ogólnego zastosowania klasy E3 class E3 general purpose switch

rozłącznik ogólnego zastosowania mający zdolności częstego łączenia prądów o dużych wartościach i większej liczby załączeń prądów zwarciowych [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103.3 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103.3]

rozłącznik ogólnego zastosowania klasy M1 class M1 switch

rozłącznik ogólnego zastosowania o trwałości mechanicznej 1000 cykli [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103.4 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103.4]

rozłącznik ogólnego zastosowania klasy M2 class M2 switch

rozłącznik ogólnego zastosowania przewidziany do specjalnych warunków eksploatacji i częstego oddziaływania o trwałości mechanicznej 5000 cykli [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.103.5 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.103.5]

rozłącznik ograniczonego zastosowania limited purpose switch

rozłącznik z przypisanym prądem znamionowym ciągłym, prądem znamionowym krótkotrwałym wytrzymywanym i jedną lub więcej zdolnościami łączenia rozłącznika ogólnego zastosowania [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.104 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.104]

rozłącznik specjalnego zastosowania special purpose switch

rozłącznik z przypisanym prądem znamionowym ciągłym, prądem znamionowym krótkotrwałym wytrzymywanym, prądem znamionowym załączeniowym zwarciowym, nadający się do zastosowania w specjalnych warunkach eksploatacji, takich jak: łączenie baterii kondensatorów, łączenie silników w stanach ustalonym i zahamowania, łączenie transformatorów równoległych w sieci pierścieniowej [wg PN-EN 60265-1 p. 3.4.105 i PN-EN 62271-103 p. 3.4.105]

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE wyłącznik circuit breaker

łącznik mechanizmowy zdolny do załączania, przewodzenia i wyłączania prądów w normalnych warunkach pracy obwodu, a także do załączania, przewodzenia przez określony czas i wyłączania prądów w określonych nienormalnych warunkach pracy obwodu, na przykład podczas zwarcia [wg PN-IEC 60050-441:2003 p. 441-14-20]

stycznik contactor, mechanical contactor

łącznik mechanizmowy przestawiany w inny sposób niż ręcznie, o tylko jednym położeniu spoczynkowym styków ruchomych, zdolny do załączania i wyłączania prądów w normalnych warunkach pracy obwodu, także przy przeciążeniach mogących powstawać w roboczych warunkach pracy [wg PN-IEC 60050-441:2003 p. 441-14-33]

bezpiecznik topikowy fuse

aparat, który wskutek stopienia jednego zwymiarowanego elementu lub większej ich liczby otwiera obwód, w który został włączony, wyłączając tym samym prąd, jeśli przekracza on zadaną wartość w ciągu dostatecznie długiego czasu [wg PN-IEC 60050-441:2003 p. 441-18-01]

Bibliografia 1. Kiszło S., Łączniki średnich napięć – konstrukcje, badania, eksploatacja. Monografia Instytutu Energetyki 2019 (przed wydaniem). 2. Grabarczyk B., Obniżanie współczynników SAIDI/SAIFI przy wykorzystaniu innowacyjnego systemu restytucyjnego Self Healing Grid. Wiadomości elektrotechniczne nr 05, s. 10-27, 2016. 3. Żylińska I., Niezawodność dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych, Smart Grid Polska nr 2, 2016. 4. IEC 60050 (441):1984 International Electrotechnical Vocabulary - Chapter 441: Switchgear, controlgear and fuses (IEV 441). 5. PN-IEC 60050-441:2003 Międzynarodowy słownik terminologiczny elektryki. Część 441: Aparatura rozdzielcza, sterownicza i bezpieczniki. 6. PN-EN 45020:2009 Normalizacja i dziedziny związane terminologia ogólna. 7. PN-EN 50123-1:2003 Zastosowania kolejowe. Urządzenia stacjonarne. Aparatura łączeniowa prądu stałego. Część 1: Wymagania ogólne. 8. PN-EN 50123-2:2003 Zastosowania kolejowe. Urządzenia stacjonarne. Aparatura łączeniowa prądu stałego. Część 2: Wyłączniki prądu stałego. 9. PN-EN 50123-3:2003 Zastosowania kolejowe. Urządzenia stacjonarne. Aparatura łączeniowa prądu stałego. Część 3: Wnętrzowe odłączniki prądu stałego, rozłączniki izolacyjne i uziemniki. 10. PN-EN 50123-4:2003 Zastosowania kolejowe. Urządzenia stacjonarne. Aparatura łączeniowa prądu stałego. Część 4: Napowietrzne rozłączniki izolacyjne prądu stałego, odłączniki i uziemniki. 11. PN-EN 60099-4:2009 Ograniczniki przepięć - Część 4: Beziskrownikowe ograniczniki przepięć z tlenków metali do sieci prądu przemiennego.

Podstawowe normy dotyczące aparatury łączeniowej i sterowniczej prądu stałego zawierają wymagania dotyczące aparatury łączeniowej i manewrowej prądu stałego przeznaczonej do stacjonarnych instalacji elektrycznych, których napięcie znamionowe nie przekracza 3000 V prądu stałego, stosowanej w urządzeniach kolejowych, tramwajowych, kolejowych podziemnych. Normy składają się z siedmiu arkuszy. Arkusz pierwszy zawiera informacje ogólne. Arkusz drugi obejmuje wyłączniki prądu stałego, arkusz trzeci rozłączniki wnętrzowe i odłączniki, arkusz czwarty napowietrzne rozłączniki i uziemniki prądu stałego, arkusz piąty odgromniki i ochronniki przepięciowe, arkusz szósty zestawy łączników prądu stałego, arkusz siódmy pomiary, sterowanie i zabezpieczenie układów trakcyjnych prądu stałego [7, 8, 9, 10]. Autorzy: dr inż. Stanisław Kiszło mgr inż. Andrzej Frącek mgr inż. Michał Szymański inż. Krzysztof Kobyliński Instytut Energetyki – Instytut Badawczy Warszawa Zakład Doświadczalny w Białymstoku n

12. PN-EN 60282-1:2010 Bezpieczniki topikowe wysokonapięciowe. Część 1: Bezpieczniki ograniczające. 13. PN-EN 60694:2004 Postanowienia wspólne dotyczące norm na wysokonapięciową aparaturę rozdzielczą i sterowniczą. 14. PN-EN 61000-4. Kompatybilność elektroenergetyczna EMC. Metody badań. 15. PN-EN 62265-1:2001 Rozłączniki wysokonapięciowe. Część 1: Rozłączniki na napięcia znamionowe wyższe niż 1 kV i niższe niż 52 kV. 16. PN-EN 62271-103:2011 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 103: Rozłączniki o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV do 52 kV. 17. PN-EN 62271-100:2006 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza . Część 100: Wyłączniki wysokiego napięcia prądu przemiennego. 18. PN-EN 62271-107:2008 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 107: Wyłączniko-rozłączniki bezpiecznikowe prądu przemiennego na napięcia znamionowe wyższe niż 1 kV do 52 kV włącznie. 19. PN-EN 62271-107:2013 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 107: Wyłączniko-rozłączniki bezpiecznikowe prądu przemiennego na napięcia znamionowe wyższe niż 1 kV do 52 kV włącznie. 20. PN-EN 62271-106:2011 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 106: Styczniki, sterowniki i rozruszniki silników prądu przemiennego. 21. PN-EN 62271-1:2009 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 1: Postanowienia wspólne. 22. PN-EN 62271-102:2005 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 102: Odłączniki i uziemniki wysokiego napięcia prądu przemiennego. 23. EN 62271-111 High-voltage switchgear and controlgear - Part 111: Automatic circuit reclosers and fault interrupters for alternating current systems up to 38 kV.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Rozłącznik otwarty typu uchylnego i rozłącznik zamknięty do sieci napowietrznej SN NOWOŚĆ

Rozłącznik typ SRN-24 Iload =100 A, Ur =24 kV, klasa E2,M1 NOWOŚĆ

Rozłącznik typ RPZ-24 zespolony z napędem elektromechanicznym

Iload=630 A, Ur=24 kV, klasa E3,M2 Planowane wdrożenie do produkcji seryjnej 2019

Instytut Energetyki - Zakład Doświadczalny w Białymstoku www.iezd.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Bezpieczeństwo IT – architektura i administracja W czasach rosnącej potrzeby integracji, posiadania jak największej i jak najlepszej jakości informacji o dostępnych zasobach, o posiadanym majątku, stanie sieci dystrybucyjnej, utrzymywanie separacji systemów technologicznych od systemów korporacyjnych jest po prostu niemożliwe. Systemy klasy SCADA nie są obecnie prostymi systemami do akwizycji sygnałów z obiektów (Data Acquisition), nadzoru nad nimi (Supervisory) i ich kontroli (Control), a rozbudowanymi systemami do zarządzania, monitorowania, automatycznej rekonfiguracji (FDIR), prognozowania i estymacji wyników obliczeń, które znacznie ułatwiają pracę służb dyspozytorskich Operatorów Systemów Dystrybucyjnych w Polsce i na świecie.

by systemy te mogły spełniać wymienione wyżej role, muszą posiadać ogromną ilość danych, które pozyskują z systemów np. majątkowych, ERP i innych, poprzez interfejsy i punkty styku między OT i IT. Muszą także odznaczać się wysoką niezawodnością i odpornością na awarie. Połączenie tych dotychczas rozdzielnych światów jest niezbędne, aby realizować zadania np. optymalizacji kosztów, wykorzystania zasobów ludzkich, optymalizacji wyłączeń, a co za tym idzie, ograniczania wskaźników SAIDI/SAIFI i innych parametrów Jakości Energii Elektrycznej. System WindEx, jako system klasy SCADA umieszczony zwykle w tej wydzielonej sieci technologicznej uważany jest za bezpieczny i wolny od cyberataków. Powszechność pamięci przenośnych (pendrive) używanych do przenoszenia danych, zabezpieczania konfiguracji systemu, aktualizacji składników systemu, czy zabezpieczania logów skutecznie zakłócają separacje systemów nadzoru od świata zewnętrznego i narażają te systemy na cyber niebezpieczeństwa. Bezpieczeństwo systemu WindEx zapewniał także fakt, iż zwykle serwery systemu są oparte o system operacyjny Linux uchodzący za bezpieczny, wymagający dużej kultury informatycznej od obsługujących go ludzi, mniej popularny, a co za tym idzie mniej zagrożony wirusami i innym

szkodliwym oprogramowaniem. Obecnie system operacyjny Linux stał się tak powszechny i znany, że te zalety, o których była mowa wcześniej już nie maja takiego znaczenia. Aby w pełni wykorzystać zalety systemu Linux należy go odpowiednio skonfigurować i przygotować do bezpiecznej pracy. Ustawa z dnia 26 kwietnia 2007 r. o Zarządzaniu Kryzysowym, a także Rozporządzenia Rady Ministrów nr 540, 541, 542 nakładają obowiązek monitorowania i dbania o bezpieczeństwo infrastruktury krytycznej, czyli będącej w Państwa posiadaniu sieci elektroenergetycznej wraz z systemami umożliwiającymi sterowanie stanem pracy sieci. Czym jest infrastruktura krytyczna i czy system WindEx się do niej zalicza? Wspomniana wcześniej ustawa (art. 3, pkt 2) jako architekturę krytyczną wskazuje: systemy oraz ich składowe powiązania międzyobiektowe, w tym obiekty budowlane, urządzenia, instalacje i usługi kluczowe dla bezpieczeństwa państwa i jego obywateli oraz urządzenia służące do zapewnienia sprawnego funkcjonowania organów administracji publicznej, a także instytucji i przedsiębiorców. Infrastruktura krytyczna obejmuje następujące systemy: yy magazynowania oraz zaopatrzenia w energię, surowce energetyczne i paliwa yy łączności yy sieci teleinformatyczne

yy yy yy yy yy

bankowości oraz finansowe zaopatrzenia w żywność i wodę ochrony zdrowia transportowe ratownicze (policja, straż pożarna, pogotowie medyczne i inne pogotowia) yy zapewniające ciągłość działania administracji publicznej yy produkcji, składowania, przechowywania i stosowania substancji chemicznych i promieniotwórczych, w tym rurociągi do transportu substancji niebezpiecznych System WindEx, jako system zapewniający nadzór nad zaopatrzeniem w energię elektryczną, oraz działający w oparciu o sieć teleinformatyczną jest składnikiem infrastruktury krytycznej i dbałość o jego bezpieczeństwo jest zadaniem priorytetowym. Zapewnienie wysokiego poziomu bezpieczeństwa IT jest głównym ogniwem ochrony tej infrastruktury, która coraz częściej podlega cyber atakom zarówno z zewnątrz, jak i z wewnątrz. Znane incydenty zakłócenia pracy systemów SCADA były dobrze przygotowane, trwały długo w czasie i najczęściej były skutkiem wprowadzenia złośliwego oprogramowania do sieci wydzielonej z wewnątrz organizacji. Dalsza część ataków była realizowana z zewnątrz, dzięki otwartym furtkom przez wprowadzone wcześniej oprogramowanie. Widać więc, że dbałość o przestrzeganie procedur bezpie-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE czeństwa, „dobre praktyki informatyczne”, monitorowanie środowiska i sieci IT są skuteczną metodą pozwalającą na wczesne wykrycie niepokojącego zjawiska i zapobieganie destabilizacji systemów krytycznych. Dla firm oznacza to jedno – najwyższy czas przyjrzeć się zabezpieczeniom swoich sieci technologicznych. Firma Apator Elkomtech SA wychodząc naprzeciw Państwa oczekiwaniom, pomaga wyznaczać infrastrukturę krytyczną, przekazuje wytyczne do jej projektowania oraz tak konstruuje i wdraża architekturę systemu WindEx, aby była ona zgodna z najwyższymi wymaganiami bezpieczeństwa. Jedną z metod ochrony infrastruktury krytycznej jest segmentacja sieci i separowanie warstw firewallami. Zbudowanie systemu zgodnego z koncepcją podziału sieci na warstwy jest możliwe dzięki zastosowaniu produktu OMS_Proxy, który jest pośrednikiem między warstwami sieci, zabezpiecza serwery WindEx OMS przed bezpośrednim dostępem użytkowników z sieci biurowej, a jednocześnie umożliwia im korzystanie z aplikacji WindEx OMS. Stosując ten produkt można zbudować system SCADA w następujących zalecanych wariantach: yy wariant, w którym serwery systemu WindEx CIM i WindEx OMS znajdują się w bezpiecznej sieci technologicznej (Rys. 1) yy wariant, w którym serwery systemu WindEx CIM znajdują się w bezpiecznej sieci technologicznej, natomiast serwery WindEx OMS i serwery prezentacyjne WWW znajdują się w strefie DMZ (Rys. 2) W tak zaprojektowanej infrastrukturze jest osadzony system WindEx, którego bezpieczeństwo podnoszone jest zgodnie z zaleceniami NSA, pozbawiając administratora systemu WindEx najwyższych uprawnień administracyjnych, przynależnych do administratora systemu operacyjnego (root). Użytkownikowi przydzielane są minimalne uprawnienia. Użytkownik administracyjny systemu WindEx może uruchamiać składniki systemu, pozbawiony jest natomiast możliwości dokonywania zmian w konfiguracji systemu operacyjnego (np. zmiana adresów sieciowych serwera, zmiana konfiguracji usług systemowych itp.). Oddzielony jest także katalog domowy użytkownika administracyjnego, od katalogu roboczego systemu WindEx, dzięki czemu można bardziej restrykcyjnie ustawić prawa dostępu do katalogów i plików systemu WindEx oraz zostają uporządkowane pliki systemowe. Obydwa te katalogi są umieszczone

Rys. 1 Propozycja architektury – serwery system WindEx w bezpiecznej sieci operacyjnej

na oddzielnej partycji, innej niż system operacyjny, gdyż prawo zapisu do nich ma użytkownik, a nie tylko administrator (root). W systemie operacyjnym zostają wyłączone usługi, które nie są potrzebne do działania systemu WindEx, a które mogą stanowić potencjalne zagrożenie dla infrastruktury krytycznej. Są to np.: telnet, bluetooth, rdp itp. Konfiguracja

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

sprzętowa serwerów także jest poddawana inspekcji. Wyłączana jest w BIOS’ach serwerów: yy możliwość uruchomienia systemu z dysków CD/DVD yy możliwość uruchomienia systemu z pamięci przenośnej (USB) yy dostęp do BIOS jest zabezpieczany hasłem

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Każdy z użytkowników systemu WindEx klasy SCADA, jak i aplikacji WindEx OMS, musi zalogować się do systemu w celu potwierdzenia swoich uprawnień. W systemie WindEx można wyróżnić dwie metody uwierzytelniania użytkowników: za pomocą kart dostępu i/lub za pomocą loginu i hasła. We wszystkich aplikacjach systemu WindEx obowiązuje mechanizm SSO (Single Sign On), który zapewnia jednokrotne uwierzytelnienie do wszystkich aplikacji. Zalogowany użytkownik jest jednoznacznie identyfikowany imieniem i nazwiskiem, a jakiekolwiek czynności wykonywane w systemie są z nim powiązane. W logach systemowych znajdują się informacje o każdej włożonej karcie, numerze terminala i o każdym logowaniu z użyciem hasła. Każdy z użytkowników ma przypisane role, które jednoznacznie określają uprawnienia do działań w systemie WindEx. Podstawowym narzędziem pracy dyspozytorów i osób mających dostęp do systemu SCADA jest terminal systemu, który łączy się do serwerów systemu WindEx i umożliwia ciągły nadzór nad stanem sieci. Terminale systemu WindEx pracują zwykle w wydzielonej sieci komputerowej, która nie ma styku z siecią biurową lub jest od niej separowana przez firewall. Terminale systemu mogą łączyć się do jednego, jak i do wielu serwerów systemu, co zapobiega brakowi nadzoru w przypadku awarii któregoś z serwerów. Mimo wydzielonej sieci, w której pracują terminale, firma Apator Elkomtech zaleca wprowadzenie uwierzytelniania i szyfrowania połączeń między terminalami a serwerami systemu WindEx, a także szyfrowania i uwierzytelniania połączeń między serwerami systemu. Apator Elkomtech uznaje za w pełni bezpieczne dla systemu WindEx jedynie uwierzytelnianie obydwu stron połączenia. Dzięki zastosowaniu uwierzytelniania połączeń zapewniamy bezpieczeństwo połączeń terminal-serwer i serwer-serwer, a także zwiększamy odporność na ataki z wewnątrz sieci. Dzięki uwierzytelnianiu połączeń zwiększone zostało bezpieczeństwo połączeń terminali mobilnych pracujących poprzez połączenia VPN na laptopach i stacjach mobilnych. Mamy bezpieczny system zbudowany zgodnie z zaproponowanymi wcześniej wariantami, w wydzielonej sieci technologicznej, z zaimplementowaną strefą DMZ i z bezpiecznymi uwierzytelnionymi, szyfrowanymi połączeniami, ze stacjami roboczymi wyposażonymi w tak zwany „cienki klient”, któ-

Rys. 2 Propozycja architektury – serwery WindEx w bezpiecznej sieci operacyjnej, serwery OMS w DMZ

re to stacje nie przechowują żadnych wrażliwych danych przedsiębiorstwa. W jaki sposób natomiast chronić dane przechowywane na serwerach? Odpowiedź wydaje się oczywista - stosując archiwizację (backup). Należy pamiętać, że system WindEx jest systemem klasy SCADA, systemem czasu rzeczywistego, który musi pracować bez

przerwy i być ciągle dostępny. Jak więc wykonać backup? Wykonanie archiwizacji podczas pracy systemu jest mało skuteczne, gdyż w trakcie pracy systemu jest otwartych wiele plików i nie zostaną one prawidłowo zarchiwizowane. Architektura systemu WindEx jest zaprojektowana tak, że serwery tworzą pary active-active z przetwarzaniem

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 3 Uwierzytelnianie i szyfrowanie kanałów łączności

Rys. 4 Rozłożenie maszyn wirtualnych

równoległym. Możliwe jest, więc zatrzymanie jednego z czterech lub jednego z sześciu (bowiem tyle zwykle jest tych serwerów) i wykonanie backupu. Po ponownym uruchomieniu nastąpi wyrównanie danych z innych serwerów za okres nieaktywności. W architekturze systemu WindEx wszystkie serwery posiadają takie same dane (stany łączników, pomiary, topologia), natomiast różnią się konfiguracją. Dlatego zwykle wystarczało zabezpieczyć konfigurację systemu WindEx z każdego serwera, a pozostałe dane były dostępne na innych serwerach systemu. W przypadku awarii sprzętowej serwera i konieczności przywrócenia go do działania należało: yy zainstalować system operacyjny Red Hat Enterprise lub inny Linux, albo Windows yy zmodyfikować parametry systemu operacyjnego zgodnie z wymaganiami systemu WindEx yy przygotować strukturę katalogów systemu WindEx i napełnić ją danymi z backupu (konfiguracja) i danymi czasu rzeczywistego z innych działających serwerów yy zainstalować i skonfigurować usługę zarządzającą systemem WindEx yy przygotować repozytorium i uruchomić dodatkowe usługi wymagane przez system yy uruchomić system WindEx Operacja przywrócenia do działania serwera była bardzo czasochłonna (sama instalacja systemu operacyjnego

trwa dość długo, a jeszcze należy go dostroić), wymagała dużej wiedzy od strony informatycznej (systemy operacyjne) i dużej znajomości samego systemu WindEx. W jaki zatem sposób można zapewnić szybkość i łatwość odtworzenia systemu z infrastruktury krytycznej? Pomocna okazuje się być wirtualizacja. Firma Apator Elkomtech SA zaleca, aby system WindEx był osadzony na systemie operacyjnym nie bezpośrednio na serwerze fizycznym, a na maszynie wirtualnej. Dzięki takiemu rozwiązaniu zyskujemy możliwość wykonania backupu całej maszyny wirtualnej wraz z zainstalowanym i skonfigurowanym systemem WindEx. Zalecane jest, aby na jednej fizycznej maszynie była zainstalowana tylko jedna maszyna wirtualna. Takie rozwiązanie podyktowane jest wymogami co do wydajności. Systemy czasu rzeczywistego mają duże zapotrzebowanie na moc obliczeniową i nie można dopuścić, aby w sytuacjach krytycznych (np. awarie masowe - a co się z tym wiąże - duży strumień danych wejściowych z telemechaniki) maszyny wirtualne konkurowały między sobą o zasoby. Jako hipervisora można użyć np. darmowego rozwiązania VMware ESXi lub innego równoważnego. Na tak przygotowanych serwerach można zainstalować pakiet np. MondoRescue. W skład pakietu wchodzi program mondoarchive, który nie jest interaktywny, a przez to jest użyteczny do tworzenia backupu w skrypcie shell systemu. Admi-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

nistrator systemu może przygotować odpowiednie skrypty dzięki, którym można wykonać backup całego systemu operacyjnego (plik ISO), samego systemu WindEx, czy jego fragmentów np. konfiguracji. Utworzone backupy zalecamy przechowywać na zewnętrznym serwerze NAS. Uzyskany obraz jest instalatorem zarchiwizowanego systemu Linux i po instalacji (restore) odbudowany system jest natychmiast gotowy do użycia. Dla potrzeb odtworzenia z nośnika jak np. DVD, obraz ISO systemu w czasie tworzenia musi być dzielony na pliki o określonej wielkości. Odtworzenie tak przygotowanego systemu jest dużo łatwiejsze i znacznie mniej czasochłonne. Dodatkową zaletą używania maszyn wirtualnych jest uniezależnienie się od fizycznego sprzętu. ESXi „maskuje” fizyczny sprzęt serwera, dzięki czemu możliwe jest odtworzenie systemu na innej maszynie z innym sprzętem a z podobnymi zasobami. W przypadku konieczności wysłania serwera do serwisu producenta nie musimy czekać na jego powrót – można uruchomić system na serwerze tymczasowym a potem na docelowym. Zachęcamy do przyjrzenia się rozwiązaniom z zakresu wirtualizacji, gdyż w obecnej chwili żadne OSD nie może sobie pozwolić na awarie systemu SCADA i na ich długotrwałe wyłączenia. Tomasz Dąbrowski Apator Elkomtech SA n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Seria UAT-600-EUR

Lokalizator instalacji podziemnych

recyzyjnie i bezpiecznie lokalizuj instalacje podziemne przed rozpoczęciem kopania. Przypadkowe natrafienie na instalację podziemną podczas prac może oznaczać kosztowne naprawy, a także tworzyć zagrożenie dla bezpieczeństwa publicznego. Możesz uniknąć tego typu problemów dzięki wytrzymałemu lokalizatorowi instalacji podziemnych Amprobe UAT-600-EUR, który został stworzony do dokładnego lokalizowania instalacji wkopywanych w grunt. Wiele trybów śledzenia pozwala lokalizować i śledzić zarówno zasilane, jak i niezasilane instalacje o różnym zastosowaniu. Intuicyjny nadajnik automatycznie wybiera odpowiedni tryb lokalizowania w zależności od podłączonego akcesorium i pozwala na wybór częstotliwości 8 lub 33 kHz. Odbiornik wyposażony jest w duży wyświetlacz o dużym kontraście zapewniający czytelne wskazania w słońcu oraz automatyczne podświetlanie przydatne w zacienionych lub ciemnych miejscach. Certyfikacja CAT IV 600 V gwarantuje bezpieczeństwo podczas prac z kablami pod napięciem. Zestaw jest gotowy do użycia i zawiera nadajnik, odbiornik, zestaw przewodów testowych, akumulator i dodatkowe bezpieczniki, a wszystko to dostarczane jest w przenośnym futerale ochronnym. Zestaw UAT-620-EUR zawiera również cęgi sygnałowe do podawania sygnału w sytuacjach, gdy elektryczne połączenie z kablem jest niemożliwe. W aplikacjach wymagających wykrywania zwarć doziemnych można skorzystać z nadajnika UAT-600-TE w połączeniu z opcjonalną ramką w kształcie litery A.

Zdj. 1. W aplikacjach wymagających wykrywania zwarć doziemnych można skorzystać z nadajnika UAT-600 w połączeniu z opcjonalną* ramką w kształcie litery A AF-600-EUR . *(Ramka nie jest częścią zestawów serii UAT-600-EUR)

Główne obszary zastosowań

yy Lokalizowanie kabli 50/60 Hz przewodzących prąd yy Ustalanie lokalizacji: rur metalowych*, przewodów zasilanych oraz niezasilanych yy Śledzenie poszczególnych rur* lub kabli (zasilanych i niezasilanych) *Śledzenie rur innych niż metalowe jest możliwe po wprowadzeniu metalowej taśmy „stalki” lub przewodu

Trzy tryby testowania do szerokiego spektrum aplikacji

yy Pasywny tryb zasilania (50/60 Hz) – śledzenie przewodów przewodzących prąd (bez konieczności używania nadajnika)

yy Pasywny tryb radiowy (RF) – wykorzystywanie zastanych fal radiowych do śledzenia instalacji podziemnych (bez konieczności używania nadajnika) yy Tryb aktywny korzystanie z nadajnika UAT-600-TE

Trzy tryby aktywne wykorzystujące nadajnik UAT-600-TE

yy Indukcja – nadajnik automatycznie zacznie emitować sygnał za pomocą wbudowanej anteny, dzięki któremu będzie możliwe śledzenie poszczególnych kabli w miejscach trudno dostępnych lub tam, gdzie nie można podłączyć przewodów testowych czy cęgów sygnałowych

Tabela 1. Informacje potrzebne przy zamawianiu Model UAT-610-EUR UAT-620-EUR AF-600-EUR

Opis Zestaw lokalizatora instalacji podziemnych Zestaw lokalizatora instalacji podziemnych z cęgami Ramka w kształcie litery A

Nr art.

Kod UPC

Wymiary (dł. x szer. x wys.)

Waga

Sugerowana cena detaliczna

4994541

0 95969 87383 3

86,4 x 40,6 x 28,6 cm

14,1 kg

3995,00 EUR

4994565

0 95969 87384 0

86,4 x 40,6 x 28,6 cm

15,15 kg

4495,00 EUR

4994583

0 95969 87385 7

78,7 x 8,7 x 78,5 cm

4,85 kg

1999,00 EUR

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Intuicyjny nadajnik automatycznie wybiera odpowiedni tryb lokalizowania

Lokalizowanie instalacji podziemnych do głębokości 30 m

Duży wyświetlacz LCD z automatycznym podświetleniem zapewniający doskonałą widoczność w pełnym słońcu

Cęgi sygnałowe SC-600 dostępne w zestawie UAT-620-EUR Zdj. 2. UAT-620-EUR. Zestaw lokalizatora instalacji podziemnych

yy Połączenie bezpośrednie za pomocą przewodów testowych – najbardziej niezawodna metoda śledzenia kabli czy rur yy Cęgi (dołączone do zestawu UAT620-EUR, opcjonalne w zestawie UAT-610-EUR) – zapewniają wydajną i skuteczną metodę podawania sygnału do kabla, gdy niemożliwe jest uzyskanie do niego dostępu na potrzeby kontaktu elektrycznego

Zastosowania specjalistyczne

yy 2 częstotliwości do wyboru: 8 kHz oraz 33 kHz yy Lokalizowanie orurowania inneg niż metalowe oraz linii wodno-kanalizacyjnych yy Pomiary głębokości i prądu yy Pomiary napięcia, rezystancji i prądu wyjściowego yy Zaawansowane możliwości lokalizowania przy udziale dwóch osób

yy Lokalizowanie usterek uziemienia dzięki akcesoryjnej ramce w kształcie litery A AF-600-EUR Beha-Amprobe® c/o Fluke Europe BV Science Park Eindhoven 5110 NL-5692 EC Son Holandia Tel. +31 40 267 5406 beha-amprobe.com Email: cee.cs@fluke.com n

Profesjonalne systemy oświetleniowe LED

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 1. Michael Weigt w trakcie kontroli termowizyjnej: dane z miernika cęgowego Extech są przesyłane do kamery termowizyjnej przez Bluetooth. FLIR T440 przesyła obrazy termowizyjne do tabletu przez sieć bezprzewodową.

Zapobieganie przestojom maszyn i pożarom

Kamera termowizyjna FLIR T440: doskonałe narzędzie do kontroli instalacji elektrycznych W wielu branżach podczas kontroli instalacji elektrycznych wykorzystuje się termowizję, która stała się niezwykle przydatnym narzędziem. Awarie zasilania mogą spowodować wyłączenie maszyn lub nawet całych zakładów, a skutki takich przestojów drogo kosztują. Ale to jeszcze nie wszystko. Istnieje coś znacznie gorszego niż straty produkcyjne: pożar. Niewielki problem elektryczny może mieć daleko idące konsekwencje. Wydajność sieci elektrycznej spada, a energia ucieka w postaci ciepła. Jeśli się tego nie wykryje, temperatura może wzrosnąć tak bardzo, że połączenia zaczną się topić. Oprócz tego iskrzenie może wzniecić pożar. Towarzystwa ubezpieczeniowe uwzględniają to ryzyko i wymagają regularnych kontroli instalacji elektrycznych. To stawia nowe możliwości przed specjalistami z odpowiednich branż. Doskonałym przykładem jest firma EGI z Duisburga. 32

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Jak się to udało w Duisburgu EGI, specjalistyczna firma z branży instalacji elektrycznych, powstała w Duisburgu w 1980 r. Obecnie EGI świadczy usługi w zakresie instalacji elektrycznych u klientów z sektorów przemysłu, handlu i budownictwa. Zatrudniająca ponad 40 pracowników firma uzyskała certyfikaty DIN EN ISO 9001, DIN 14675 i OHSAS 18001. Od 2005 r. dyrektorem zarządzającym jest Michael Weigt, który wzmocnił firmę w zakresie zarządzania i technologii. Skupił się też na rozszerzaniu modelu biznesowego i dostrzegł nowe możliwości w postaci kontroli termowizyjnych.

Kontrole termowizyjne: dodatkowa usługa „Zadałem sobie pytanie, czy możemy zaoferować usługi wymagające dodatkowego know-how, którego nie mają klienci, i jakie mogłyby to być usługi. Kontrole termowizyjne instalacji elektrycznych były idealną odpowiedzią” – wyjaśnia Michael Weigt. W 2007 r. Michael Weigt przeprowadził badania rynku kamer termowizyjnych, zdobył informacje o różnych producentach i na targach branżowych przetestował różne kamery.

Decyzja dotycząca rynku i lidera technologii: Flir Systems FLIR Systems, lider światowego rynku kamer termowizyjnych, szybko wypunktował kluczowe kwestie. „Od samego początku nie interesowały mnie gadżety. Potrzebowałem dobrze zaprojektowanej kamery termowizyjnej o wysokiej rozdzielczości”. Michaela Weigta zaskoczyła i urzekła jakość obrazu i atrakcyjna konstrukcja FLIR T360.

Czas na szkolenie „W samym środku kryzysu gospodarczego, na przełomie 2008 i 2009 roku, nasza nowa działalność w sferze termowizji powoli ruszyła do przodu ” – wspomina Michael Weigt. „Co i rusz spotykaliśmy się ze sceptycznym podejściem i tymi samymi argumentami: „Sami to sprawdzimy. Nasi elektrycy sobie poradzą. Teraz nie mamy budżetu na kontrole termowizyjne”. Michael Weigt nie dał się zniechęcić. Był pe-

Rys. 3. Obraz termowizyjny bez MSX

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Rys. 2. FLIR T440 jest wyposażona w zoom cyfrowy 8 x oraz innowacyjną funkcję Multi Spectral Dynamic Imaging (MSX).

wien, że stosowanie termowizji w kontrolach instalacji elektrycznych ma potencjał. On i kilku techników wzięli udział w kursie w Termowizyjnym Centrum Szkoleniowym (Infrared Training Center – ITC), aby zdobyć szeroką wiedzę na temat kamer termowizyjnych FLIR i oprogramowania FLIR Reporter. Dodatkowe szkolenie prowadził partner sprzedażowy FLIR – Herzog. Pierwsze prace polegały na kontrolach pojedynczych szaf elektrycznych w szkołach, szpitalach, bankach i budynkach publicznych. Dziś EGI zajmuje się kontrolami instalacji elektrycznych dla klientów przemysłowych.

Termowizja w kontroli instalacji elektrycznych „W pomieszczeniach kontroli może się znajdować nawet 40 szaf elektrycznych, które trzeba sprawdzać co 4 lata. Wymagają tego nie tylko przepisy prawa, ale też towarzystwa ubezpieczeniowe, których polisy przewidują zapobieganie pożarom. To wszystko ma sporo sensu” – mówi Michael Weigt, wspierając się własnym doświadczeniem, wynikającym z faktu, że niektóre z takich pomieszczeń są eksploatowane od 30 lat. „Stara izolacja kabli może parcieć” – wyjaśnia Weigt. „Czynniki zewnętrzne, takie jak promieniowanie UV, i za-

Rys. 4. Obraz termowizyjny z MSX: W porównaniu ze standardowymi obrazami, technologia MSX ujawnia więcej istotnych szczegółów

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 5. Obrazy połączeń kablowych w wyłączniku prądowym. Plastikowa osłona kabla jest sparciała, izolacja zaczyna się złuszczać, a temperatura znacznie przekracza 60°C, co wskazuje na poważny problem. Należy znaleźć przyczynę tego stanu, sprawdzając wadliwe bezpieczniki w wyłączniku, nadmierną oporność styków w punktach połączeń kablowych (np. z powodu utlenienia) itp. Kabel trzeba wówczas częściowo wymienić, a przynajmniej skrócić (jeśli ma wystarczający zapas), zdjąć izolację z końcówki i ponownie podłączyć.

Rys. 6. Zdjęcie termowizyjne: Funkcja obrazu w obrazie

Rys. 7. Zdjęcie termowizyjne: Funkcja Thermal Fusion

chodzące w jego wyniku procesy chemiczne w materiale zmieniają właściwości plastyfikatorów w izolacji z tworzyw sztucznych. Po pewnym czasie eksploatacji staje się ona krucha i zaczyna odpadać”. Styki ulegają utlenieniu, a bezpieczniki są przeciążone. Kamera termowizyjna FLIR natychmiast wykrywa takie miejsca. Sprawiające proble-

my komponenty oznacza się podczas kontroli i wymienia w czasie najbliższego planowanego przestoju. Kamera termowizyjna pozwala na kontrole bez wyłączania zasilania systemu. Instalacje elektryczne, zanim ulegną awarii, zwykle się przegrzewają. Kamera termowizyjna wyraźnie pokazuje „gorące punkty”, dzięki czemu można podjąć dzia-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE łania zaradcze, zanim dojdzie do awarii. Termowizja może też służyć do wykrywania asymetrycznych obciążeń. Przyczyną nie zawsze są wadliwe moduły. Starsze systemy zwykle z czasem rozbudowywano.. W takich przypadkach przez obwód elektryczny mógł płynąć prąd wyższy niż pierwotnie zakładany. To wymaga podjęcia natychmiastowych działań, ponieważ nadmierne obciążenie może powodować problemy z przegrzewaniem i stanowi zagrożenie pożarowe. „Regularne serwisowanie pozwala zachować ciągłość eksploatacji nawet starszych instalacji elektrycznych oraz sprawnie unikać nieplanowanych wyłączeń i kosztownych odstawień maszyn” – mówi Weigt.

Termowizyjna kontrola jakości EGI nie tylko świadczy usługi w zakresie termowizji. Firma buduje również własne rozdzielnice i szafki. EGI wykorzystuje termowizję do monitorowania jakości szafek własnej produkcji oraz do przedstawiania klientom udokumentowanych wyników kontroli. Wszystkie komponenty są łączone przewodami, a każdy zacisk śrubowy trzeba dokręcać odpowiednim momentem obrotowym. Kamera termowizyjna, użyta przed oddaniem systemu do eksploatacji, wykrywa przegrzewy i umożliwia natychmiastowe rozwiązanie problemu.

Rozwój firmy i zakup nowej kamery Od 2010 r. EGI otrzymuje coraz więcej zamówień na kontrole termowizyjne. Firma zdecydowała się więc na zakup nowej kamery termowizyjnej. Wybór padł na model FLIR T440. Jedną z wyjątkowych funkcji FLIR T440 jest technologia Multi Spectral Dynamic Imaging (MSX). MSX to nowa, zgłoszona do opatentowania technologia. Jej sercem jest wyjątkowy procesor przetwarzania obrazu FLIR, który generuje wysoce szczegółowe obrazy termowizyjne w czasie rzeczywistym. yy Obraz termowizyjny w czasie rzeczywistym, wzbogacony jest o szczegóły z zakresu światła widzialnego yy Wyjątkowa czytelność termowizji, wyraźnie wskazująca problematyczne miejsca yy Łatwiejsza identyfikacja konkretnego punktu docelowego przy zachowaniu danych o temperaturze yy Niezrównana jakość obrazu. Brak konieczności robienia dodatkowych zdjęć cyfrowych w celu dokumentowania W przeciwieństwie do tradycyjnego łączenia termowizji ze zwykłymi zdjęciami (funkcja Thermal Fusion), w którym obraz termowizyjny nakłada się na zdjęcie zrobione w świetle widzialnym, nowa technologia FLIR MSX nakłada i uwypukla szczegóły ze zdjęć cyfrowych na zdjęcia i wideo termowizyjne. MSX generuje ostrzejsze obrazy ter-

Karta SD Mini USB Wyjście wideo

Złącze USB

Ergonomiczna konstrukcja Łatwe w obsłudze przyciski

Wychyłowy układ optyczny Wskaźnik laserowy

Oświetlenie LED

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Aparat cyfrowy

Wymienny obiektyw na podczerwień

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE mowizyjne, umożliwia szybszą identyfikację celów, tworzy czytelne raporty i ułatwia znajdowanie rozwiązań.

Wymienny obiektyw szerokokątny do trudno dostępnych miejsc FLIR T440 jest wyposażona w obiektyw o kącie widzenia 25°, idealny do wielu zastosowań. Często jednak specjaliści termowizji muszą operować w ciasnych pomieszczeniach i nie mają dużo miejsca. EGI zdecydowała się więc na zakup dodatkowego wymiennego obiektywu szerokokątnego 45°, ponieważ czasami trzeba robić zdjęcia szaf elektrycznych z odległości zaledwie 80 cm. Nawet przy tak małych odległościach obiektyw 45° umożliwia uzyskanie całościowego obrazu, na którym łatwo zidentyfikować problematyczne miejsca, również w cienkich kablach. Technik Andre Bacht jest zachwycony wyświetlaczem dotykowym z funkcją rysowania. Ta nowa funkcja FLIR Systems umożliwia czytelne wskazywanie lokalizacji problemu na zapisanym zdjęciu, zarówno termowizyjnym, jak i zwykłym. Można to robić bezpośrednio na ekranie dotykowym kamery. Elementy wskazane na obrazie termowizyjnym zostaną automatycznie dołączone do raportu. Technik używa też funkcji Meterlink. Technologia FLIR MeterLink umożliwia przesyłanie danych z miernika cęgowego Extech do kamery termowizyjnej za pośrednictwem Bluetooth. Oszczędza to czas, ponieważ nie trzeba podczas kontroli robić notatek. Ta funkcja eliminuje też ryzyko nieprawidłowych notatek i przyspiesza raportowanie, ponieważ wszystkie wartości są automatycznie dołączane do raportu

z kontroli. „Kiedyś zapisywaliśmy wyniki pomiarów z miernika cęgowego ręcznie, na kartce papieru, a dopiero potem łączyliśmy je z odpowiednim zdjęciem termowizyjnym. Taki proces był oczywiście obarczony ryzykiem pomyłek” – wyjaśnia Andre Bacht. Używa on również zintegrowanej łączności bezprzewodowej, aby przesyłać obrazy termowizyjne z kamery do tabletu.

Wniosek Strategia Michaela Weigta okazała się strzałem w dziesiątkę. „Naszym celem było wejście EGI w nowy obszar działalności biznesowej za pomocą usług wymagających wysokich kwalifikacji. Udało się nam osiągnąć cel, a do tego okazało się, że kontrole termowizyjne to naprawdę interesująca praca. Kamery termowizyjne FLIR idealnie nadają się do tego zadania”. Więcej informacji na temat kamer termowizyjnych oraz tego zastosowania można znaleźć pod adresem: www.flir.com/electrical

Zdjęcia, które znajdują się na ilustracjach, mogą nie odpowiadać rzeczywistej rozdzielczości prezentowanej kamery. Obrazy mają jedynie charakter ilustracji. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

PCE Polska Sp. z o. o. ul. Podwalna 8A 12, 58-200 Dzierżoniów, TEL 74 831 76 00, FAX 74 831 17 00, www.pce.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Dławiki układów napędowych z rdzeniami w technologii wieloszczelinowej CoreECOTM Dławiki układów napędowych pracujące na wyjściu falownika są narażone na działanie napięć i prądów harmonicznych. Takie warunki pracy sprzyjają powstawaniu znacznych strat dodatkowych. Zastosowanie najlepszych materiałów magnetycznych oraz nowych rozwiązań technologicznych i konstrukcyjnych w dławikach decyduje o ich parametrach technicznych i trwałości. Firma TRAFECO Sp. J. jest producentem niskostratnych dławików dedykowanych do pracy w układach napędowych.

Oddziaływanie przemienników częstotliwości Sterowane układy napędowe zasilane są za pomocą falowników napięcia z modulacją impulsów wyjściowych PWM (Pulse Width Modulation). Układy takie mogą pracować przy coraz większych częstotliwościach kluczowania oraz dużych stromościach impulsów napięcia du/dt. Jest to przyczyną występowania szeregu zjawisk pasożytniczych w silnikach. Przepięcia na zaciskach silnika, wzrost strat i hałasu są zjawiskami, które skracają czas życia silnika oraz ograniczają sprawność [1, 2]. Ograniczenie oddziaływania odkształconego napięcia na silnik i linię kablową osiąga się stosując na wyjściu przekształt-

Rys. 1. Nisko-stratny dławik silnikowy typu 3RTM z rdzeniem w technologii wieloszczelinowej CoreECOTM ograniczającej straty.

nika dławiki silnikowe typu 3RTM lub dławiki du/dt typu 3RTU. Dławiki silnikowe i du/dt kompensują częściowo pojemność kabla oraz łagodzą stromość narastania impulsów napięcia du/dt co zabezpiecza układ izolacyjny silnika i kabla. W elementach indukcyjnych pracujących na wyjściu przemiennika powstają podobnie jak w silniku straty dodatkowe. Wielokość strat dodatkowych powstających w rdzeniu i uzwojeniu dławika uzależniona jest od jego konstrukcji i zastosowanych rozwiązań technologicznych. Szerokie szczeliny w rdzeniu dławika powodują rozpraszanie strumienia magnetycznego co jest bezpośrednim powodem występowania dodatkowych strat w rdzeniu [4, 5].

CoreECOTM wieloszczelinowa technolnologia budowy rdzenia Klasyczny rdzeń dławika budowany jest z pakietów anizotropowych blach transformatorowych. Konstrukcja rdzenia zakłada występowanie kilku szerokich szczelin powietrznych pomiędzy blokami materiału magnetycznego w każdej kolumnie. Elementy konstrukcyjne rdzenia takie jak kątowniki czy szpilki, wykonane są ferromagnetycznego metalu. Ze względu na rodzaj zastosowanych do budowy dławika materiałów, powstają straty histerezowe w elementach ferromagnetycznych oraz straty wiroprądowe we wszystkich przewodzących elementach dławika. Intensywność strat podstawowych powstających w rdzeniu dławika zależy od amplitud i częstotliwości występujących w obwodzie prądów harmonicznych oraz wartości indukcji maksymalnej w rdzeniu. Straty wiroprądowe ponadto zależą silnie od grubości blach magnetycznych oraz od kierunku przebiegu strumienia magnetycznego w rdzeniu. Wielkość strat histerezowych uzależniona jest od stratności zastosowanego materiału magnetycznego. Ciągły rdzeń magnetyczny – magnetowód skupia strumień magnetyczny wytworzony przez uzwojenia dławika oraz stabilizuje kierunek jego przebiegu. Rdzeń magnetyczny

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 2. Przekrój kolumny rdzenia w technologii wieloszczelinowej CoreECOTM ograniczającej straty w dławikach.

Rys. 3. Ilustracja konstrukcji dławika z rdzeniem w technologii wieloszczelinowej CoreECOTM ograniczającej straty w dławikach.

najczęściej jest pakietowany lub zwijany z blach o możliwie małej grubości w kierunku przebiegu strumienia. Pozwala to uzyskać niskie straty gdy znany i przewidywalny jest kierunek przebiegu strumienia w rdzeniu. W rdzeniach dławików występują nieciągłości w postaci poprzecznych szczelin powietrznych w kolumnach. Szerokie szczeliny powietrzne w rdzeniu powodują zmianę kierunku przebiegu strumienia w obszarach przyszczelinowych oraz wywołują zewnętrzny strumień rozproszenia. Zmiana kierunku przebiegu strumienia powoduje wzrost strat podstawowych histerezowych z powodu anizotropii materiału rdzenia oraz silny wzrost strat wiroprądowych w rdzeniu. Zasięg oddziaływania magnetycznego strumienia rozproszenia zależny jest od wartości indukcji w rdzeniu i szerokości szczelin powietrznych. Strumień rozproszenia wywołuje wiroprądowe straty dodatkowe w uzwojeniu oraz dodatkowe straty wiroprądowe i histerezowe w ferromagnetycznych metalicznych częściach konstrukcyjnych dławika. Ograniczenie strat histerezowych w rdzeniu realizowane jest poprzez zastosowanie transformatorowych blach krzemowych o obniżonej stratności lub amorficznych i nanokrystalicznych materiałów magnetycznych o bardzo wąskiej pę-

tli histerezy. W konstrukcji wieloszczelinowej rdzenia (Rys.2) zmniejszenie zasięgu działania strumienia rozproszenia wokół szczelin powietrznych uzyskuje się ograniczając szerokość pojedynczej szczeliny w rdzeniu. Szeroką szczelinę powietrzną zastępuje się kilkoma lub kilkunastoma wąskimi szczelinami, które zmniejszają odkształcenie drogi strumienia w rdzeniu i zmniejszają strumień rozproszenia w przestrzeni wokół rdzenia. W uzwojeniu dławika, w którym płyną prądy harmoniczne o stosunkowo wysokich częstotliwościach występuje efekt naskórkowości (ang. Skin effect) oraz efekt zbliżenia (ang. Proximity effect). Zjawiska te mają istotny wpływ na wartość strat w uzwojeniach dławików a ich zrozumienie pozwala prawidłowo zaplanować ułożenie przewodów. Efekt naskórkowości wywołuje przepływ prądu jedynie w warstwie powierzchniowej przewodów, a grubość warstwy przewodzącej maleje ze wzrostem częstotliwości. Ograniczenie zjawiska naskórkowości realizuje się stosując uzwojenia nawijane wiązką równoległych, izolowanych przewodów. Przekrój pojedynczego przewodu w wiązce definiowany jest w zależności od głębokości wnikania prądu na powierzchni przewodu. Głębo-

Tabela 1. Porównanie parametrów technicznych dławika silnikowego typu 3RTM wykonanie klasyczne i niskostratne Parametr

3RTM – 0,28mH/56A 400V T40F klasyczny

nisko-stratny

2,5x9 mm

2x (2,5x4) mm

54 W

46 W

3 szczeliny

CoreECOTM

Straty w rdzeniu

36 W

19 W

Częstotliwość kluczowania

4 kHz

4kHz

Indukcja w rdzeniu

0,9 T

Uzwojenie Straty w uzwojeniu Rdzeń

Max. przyrost temperatury Masa dławika

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

83 K

82 K

~ 7,5 kg

~ 5,5 kg

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE kość wnikania prądu zależy od częstotliwości, przenikalności magnetycznej oraz konduktywności przewodnika. W rdzeniu magnetycznym przemagnesowywanym okresowo występują siły magnetyczne i magnetostrykcyjne. Wielkość sił magnetycznych i magnetostrykcyjnych zależy od maksymalnych, lokalnych wartości indukcji magnetycznej w rdzeniu. Działające siły wywołują zmienne naprężenia w blachach rdzenia, co skutkuje drganiami elementów konstrukcji i polem akustycznym wokół dławika. CoreECOTM jest niskostratną technologią montażu i pakietowania wieloszczelinowych rdzeni dławikowych, która umożliwia zdecydowane ograniczenie start w rdzeniu przy jednoczesnym zmniejszeniu intensywności pola akustycznego wokół dławika [5]. W tabeli 1. zestawiono parametry techniczne dałwika silnikowego przeznaczonego do napędu o mocy 30kW wykonanego w technologii klasycznej oraz niskostratnej technologii pakietowania rdzenia CoreECOTM . Uzwojenie dławika również zaprojektowane zostało w sposób ograniczający straty dodatkowe wynikające z obecności harmonicznch prądu. Dzięki komleksowym działaniom technologicznym ograniczającym straty, obniżenie strat łącznych dławika sięga 30%. Firma TRAFECO Sp. J. produkuje wysokiej jakości dławiki silnikowe oraz nietypowe elementy indukcyjne zaprojektowane według indywidualnych specyfikacji, dedykowane do pracy w specjalnych, trudnych warunkach eksploatacji.

Literatura [1]. P. Zientek, „Wpływ parametrów wyjściowych falowników PWM i kabla zasilającego na zjawiska pasożytnicze w silnikach indukcyjnych”, Maszyny Elektryczne - Zeszyty Problemowe, nr 71, str. 119 -124, 2005. [2]. J. Bamberski, „Efektywność silnika elektrycznego zasilanego z przemiennika częstotliwości”, Maszyny Elektryczne - Zeszyty Problemowe, nr 78, str. 129 -134, 2007 [3]. D. M. Ionel, M. Popescu, C. Cossar, M. I. McGilp, A. Boglietti, A. Cavagnino „A General Model for Estimating the Laminated Steel Losses under PWM Voltage Supply”, IEEE Transactions on Industry Applications, VOL.46, 07 08.2010 [4]. A. Van den Bossche, V.C. Valchev „Improved calculation of winding losses in gapped inductors”, Journal of Applied Physics, 97, 10Q703, 2005 [5]. Łukiewski M.,Łukiewska A., Pawlaczyk L., Wieloszczelinowe rdzenie w dławikach filtrów sinusoidalnych; ME-ZP Nr2/2017 (114), KOMEL 2017

Mirosław Łukiewski TRAFECO Sp. J. www.trafeco.pl n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

OFERTA DLA ROZDZIAŁU ENERGII NISKIEGO NAPIĘCIA

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

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

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Jak zapobiegać przestojom z tytułu wycieków w płytowych wymiennikach ciepła? Ryzyko związane ze stosowaniem nieoryginalnych uszczelek do wymienników Alfa Laval W procesach technologicznych wytwarzania energii w elektrowniach i elektrociepłowniach konieczne jest stosowanie wymienników ciepła, zarówno do prostych procesów schładzania i podgrzewania, jak i bardziej złożonych procesów skraplania. Wprowadzenie na rynek płytowych uszczelkowych wymienników ciepła z ich kompaktową budową i wysoką sprawnością działania oraz dostosowanie ich do pracy w bardzo wymagających warunkach, umożliwiło zwiększenie efektywności procesów wymiany ciepła i znaczne obniżenie kosztów prowadzonej działalności.

ednakże, jak we wszystkich eksploatowanych urządzeniach, części w wymiennikach ciepła podlegają procesowi zużycia i zanieczyszczenia. Wymiana ich w odpowiednim czasie pozwala utrzymać urządzenie w dobrym stanie technicznym i uzyskać optymalną wymianę ciepła przez

cały czas eksploatacji. Ważne jest przy tym aby korzystać z oryginalnych części, gdyż tylko wówczas możemy zapewnić proces produkcyjny zgodnie z założeniami Użytkownika, bezpieczeństwo pracowników i parku maszynowego. W każdym wymienniku ciepła uszczelki, których zadaniem jest oddzielenie

mediów, pomiędzy którymi wymieniane jest ciepło, ulegają procesowi naturalnego starzenia. Czas przydatności uszczelki do eksploatacji zależy od różnych czynników, takich jak: materiał wykonania uszczelki, ekspozycja na działanie medium, temperatura, ciśnienie, operacje załączania /wyłączania, często-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE tliwość otwierania. W momencie, gdy uszczelka nie jest w stanie odciąć dostępu medium na skutek małej siły przylegania, pojawia się zewnętrzny wyciek. Aby uszczelki zapewniały jak najlepszą szczelność wymiennika, materiał z którego są wykonane musi posiadać odpowiednie właściwości, a ich konstrukcja musi być idealnie dopasowana do danego zastosowania. Uszczelka od innego producenta może nie odróżniać się od wersji oryginalnej, jednak istnieje bardzo duże prawdopodobieństwo, że nie będzie spełniała swojego zadania tak dobrze jak uszczelka Alfa Laval. Wynikać to może z różnic w składzie chemicznym gumy względem składu oryginalnej uszczelki, jak i samego procesu wytwarzania Projektowanie uszczelki dla konkretnego typu wymiennika ciepła wymaga przeprowadzenia szczegółowej analizy płyty jak i uszczelki. I tylko producent wymienników może określić dokładnie proporcje poszczególnych składników w formule gumy, dzięki czemu uszczelki gumowe stosowane w płytowych wymiennikach ciepła Alfa Laval są dopasowane perfekcyjnie do urządzenia i typu zastosowania Przy stosowaniu nieoryginalnych uszczelek, należy zwrócić uwagę na skutki ekonomiczne funkcjonowania płytowego wymiennika ciepła Alfa Laval, jak i całego zakładu. Stosowanie nieoryginalnych części zamiennych może obniżyć rentowność procesu w poniżej przedstawiony sposób. yy Częstsza wymiana części zamiennych. Ze względu na zwiększone zużycie i zanieczyszczenia spowo-

dowane przez gorszej jakości części zamienne, wymiana płyt i uszczelek może odbywa się częściej niż zakładał producent wymiennika i tym samym generować dodatkowe koszty. yy Awaria urządzenia. Korzystanie z nieoryginalnych części zamiennych eliminuje korzyści wynikające z inwestycji w płytowe wymienniki ciepła Alfa Laval. Awaria sprzętu jest kosztowna. Na przykład, wymiana chłodnicy oleju z płytami z tytanu, może kosztować ponad 150 000 euro, w zależności od wielkości urządzenia. yy Mniej czasu na produkcję. Spadek wydajności produkcji jest prawdopodobnie najdroższą konsekwencją niestosowania oryginalnych części zamiennych Alfa Laval. Przestój może wahać się od kilku godzin do kilku tygodni. Godzina zatrzymania produkcji na platformie wydobycia ropy naftowej na morzu może kosztować setki tysięcy euro, zaś przestoje w elektrowni jądrowej nawet 1 mln euro tygodniowo.

Co się stanie, jeśli oryginalne uszczelki Alfa Laval w płytowych wymiennikach ciepła Alfa Laval zostaną zastąpione uszczelkami od innego producenta? Aby odpowiedzieć na to pytanie, Alfa Laval zdecydowała porównać zachowanie i efektywność nieoryginalnych i oryginalnych uszczelek stosowanych w płytowych wymiennikach ciepła Alfa Laval. Badanie przeprowadzono na

uszczelkach NBR i EPDM, które zostały poddane testom w tych samych, granicznych warunkach, odpowiadających warunkom rzeczywistym i obejmowało: 1. kontrolę wizualną z wykonaniem dokumentacji fotograficznej 2. badania laboratoryjne nowych uszczelek w zakresie właściwości materiału 3. testy uszczelek w płytowym wymienniku ciepła, gdzie oceniane były zdolność do uszczelniania po pewnym czasie, deformacja uszczelki lub odkształcenia (C.S.), proces starzenia i zmiany twardości oraz łatwość oddzielenia płyt od siebie po okresie eksploatacji. Zwykle badanie powinno trwać co najmniej 12 miesięcy, jednak w analizowanym przypadku okres ten nie był wymagany, gdyż wyniki dla uszczelek NBR uzyskano po trzech miesiącach, a dla EPDM po sześciu. Ogólny wniosek z badania wskazywał, że uszczelki od innych producentów są produkowane z mniejszą precyzją i są niższej jakości niż uszczelki Alfa Laval. Uszczelki nieoryginalne nie spełniają standardów wykonania Alfa Laval w kilku głównych obszarach, takich jak: uszczelnianie i odkształcenie, proces starzenia, twardość, oddzielanie płyt i oznaczenia. (prezentacja wyników: patrz Tab.1 i Tab. 2)

Testy na szczelność Wszystkie uszczelki powinny być produkowane, aby zapewnić odpowiednie siły uszczelniające. Jeśli uszczel-

Tab. 1. Wyniki testów funkcjonalnych uszczelki NBR* Dostawca

Właściwości materiału

Uszczelnienie

Oddzielanie płyt

Sprężystość

Zmiany twardości

Proces starzenia

AlfaLaval

Zatwierdzony

Producent 1

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Producent 2

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Producent 3

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

*Uszczelki testowane w temperaturze 140°C przez 84 dni z cieczami wodnymi

Tab. 2. Wyniki testów funkcjonalnych uszczelki EPDM* Dostawca

Właściwości materiału

Uszczelnienie

Oddzielanie płyt

Sprężystość

Zmiany twardości

Proces starzenia

AlfaLaval

Zatwierdzony

Producent 1

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Producent 2

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Nie zatwierdzony

Producent 3

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Nie zatwierdzony

Zatwierdzony

Nie zatwierdzony

Producent 4

Nie zatwierdzony

*Uszczelki testowane w temperaturze 165°C przez 180 dni.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ki wykazują niskie siły uszczelniające, w płytowym wymienniku ciepła wzrasta ryzyko wycieku po stronie zimnego i gorącego medium Zbyt mała siła powoduje zmniejszenie sprawności płytowego wymiennika ciepła, a także skrócenie jego czasu eksploatacji. Zbyt duża zwiększa zaś ryzyko mechanicznego uszkodzenia uszczelki poprzez jej kruszenie na skutek naprężeń i podwyższonych temperatur. Alfa Laval projektuje uszczelki tak, aby zapewnić określone siły uszczelniające, niezbędne do właściwego uszczelnienia i optymalnej wydajności płytowego wymiennika ciepła. Wyniki porównania Testy na uszczelnienie były przeprowadzane w temperaturze 100°C i w temperaturze 20° C, przy maksymalnym ciśnieniu 20 bar. Dla uszczelek temperatura 20°C jest o wiele bardziej niekorzystna i odzwierciedla sytuację, kiedy płytowy wymiennik ciepła jest wyłączony, lecz wciąż jest pod ciśnieniem. Testy na uszczelnienie dla uszczelki NBR przeprowadzono po 33 i 84 dniach pracy w temperaturze 140°C. Po 33 dniach doszło do wycieku w płytowych wymiennikach ciepła od producentów odpowiednio 2 i 3. Testy na uszczelnienie dla uszczelki EPDM przeprowadzane były co 30 dni przez 180 dni w temperaturze 165°C (Zdj. 1). Wykazały one, że w płytowym wymienniku ciepła z uszczelkami od: yy producenta 1 - nastąpił wyciek już przy ciśnieniu 4 bar po 148 dni pracy yy producenta 2 - nastąpiło obniżenie siły uszczelniającej po 52 dniach pracy yy producenta 3 - nie możliwe było jego napełnienie wodą po 180 dni ze względu na rozszczelnienie yy producenta 4 - nastąpił przeciek po 118 dniach. Uszczelki EPDM Alfa Laval były poddawane ciśnieniu 20 bar.

Badanie odkształceń

nych uszczelek wartości odkształcenia były bliskie lub równe 100% zarówno po stronie wody jak i pary. Badania uszczelek EPDM prowadzono w ciągu 180 dni w temperaturze 165°C. Uszczelki od producentów 1 i 2 osiągnęły wartość odkształcenia powyżej 90% po stronie wody, co wskazuje na znaczne ryzyko wystąpienia wycieku po stronie zimnej wody. Po stronie pary wartości te wyniosły odpowiednio 79% i 82%. W przypadku producentów 3 i 4, wartości odkształcenia po stronie wody wyniosły odpowiednio 82% i 75% oraz 67% i 88% po stronie pary. Uszczelki Alfa Laval miały wartości odkształcenia na poziomie 37% po stronie wody i 32% po stronie pary. Jest to efekt działań prowadzonych przez Alfa Laval w fazie projektowania i testowania. Przeprowadzane na okres 12 miesięcy testy pod kątem sprężystości, plastyczności oraz funkcjonowania pomagają określić jakość składników gumy, ich przydatność dla określonych rodzajów użytkowania oraz żywotność uszczelki

Proces starzenia Guma jako materiał organiczny podlega działaniu powietrza, które zmienia jego właściwości. Uszczelki utwardzają się pod wpływem kontaktu z powietrzem lub na skutek hydrolizy w kontakcie z parą. Kruchość uszczelki może zmniejszyć zdolność uszczelniania, spowodować wyciek, stratę produktu bądź doprowadzić do uszkodzenie urządzenia. Wyniki porównania W przypadku uszczelek od innych producentów, uszczelki wykazały zaawansowane utlenienie od 2 do 5 mm na górnej części uszczelki, w pobliżu rowka uszczelki. W przypadku uszczelek Alfa Laval, tylko zewnętrzne ich krawędzie podlegają niewielkiemu utlenieniu, za-

chowując elastyczność i zdolność do uszczelniania prawie bez zmian. W przypadku uszczelek NBR niemożliwe jest dokonanie oceny, czy starzenie wystąpiło ze względu na hydrolizę utwardzającą uszczelki. Uszczelki EPDM producentów 1 i 2 osiągnęły wysoki wskaźnik starzenia. Uszczelki od producenta 3 i Alfa Laval starzały się w przybliżeniu w takim samym tempie. Natomiast po 118 dniach testów w uszczelkach producenta 4 wystąpiło utlenianie materiału od 2 do 3 mm w górnej części uszczelki i w pobliżu rowka w dolnej części.

Twardość Ta cecha jest kluczowa dla funkcji odkształcenia i uszczelniania. Gdy uszczelki wykazują podwyższoną twardość, są one narażone na szybsze zużycie, powstawanie pęknięć czy kruchość. Może to prowadzić do poważnych awarii i strat produktu.

Właściwości odkształcania są bardzo ważnym elementem uszczelki w warunkach, kiedy uszczelka była poddawana działaniu podwyższonych temperatur. Odkształcenie wiąże się z elastycznością i zdolnością uszczelniającą uszczelki. Ogólnie uważa się, że ryzyko wycieku po stronie zimnej jest bardzo wysokie przy odkształceniu o wartości powyżej 80%. Wyniki porównania Odkształcenie uszczelki NBR zmierzono po 84 dniach pracy w temperaturze 140°C. Dla wszystkich nieoryginal-

Zdj. 1. Testy na uszczelnianie - uszczelki EPDM w temperaturze 165°

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Producent 2

Ciężko przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

rzystanie z narzędzi do rozdzielania płyt może spowodować zniszczenie uszczelki, uszkodzenie płyty i odkształcenie. Efektem może być kosztowna wymiana uszczelki i/lub płyty, nieplanowane przestoje, co przekłada się na straty w produkcji. Płytowe wymienniki ciepła Alfa Laval są dostosowane do szybkiego otwarcia oraz łatwego przeprowadzenia rutynowego czyszczenia i prac serwisowych. Możliwość oddzielenia płyt jest kluczowa dla utrzymania wydajności wymiennika na wysokim poziomie. Tylko płyt z uszczelkami NBR od producenta 3 nie można było rozdzielić.

Producent 3

Ciężko ręcznie Łatwo przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

Oznaczenia

Producent 4

Przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

Tab. 3. Oddzielanie płyt z uszczelkami NBR

AlfaLaval

Oddzielanie (na zimno)

Ocena

Ręcznie

Zatwierdzono

Producent 1

Ciężko przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

Producent 2

Ciężko przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

Producent 3

Nie oddzielono

Nie zatwierdzony

Tab. 3. Oddzielanie płyt z uszczelkami EPDM Oddzielanie (na zimno) AlfaLaval

Ocena

Ręcznie

Zatwierdzono

Producent 1

Ciężko przy użyciu narzędzi

Nie zatwierdzony

Alfa Laval projektuje uszczelki przy minimalnych tolerancjach w twardości, aby zapewnić prawidłowe siły uszczelniające dla danego zastosowania. To gwarantuje optymalną sprawność uszczelki podczas eksploatacji.

ści po upływie 180 dni, w temperaturze 165°C. Uszczelki producentów 2 i 3 wykazały dopuszczalny stopień twardości.

Wyniki porównania W przypadku materiału NBR, uszczelki wszystkich producentów wykazały stopień twardości bliski lub równy 100 IRHD i odchylenia od 17 do 26 po 78 dniach eksploatacji w temperaturze 140°C w wymienniku para/woda. Uszczelki EPDM od producentów 1 i 4 nie spełniały norm dla twardo-

Uszczelki, które przyklejają się do sąsiednich płyt, utrudniają lub wręcz uniemożliwiają oddzielenie płyt. Może to wynikać z niewłaściwych warunków pracy, zastosowania niewłaściwych środków czyszczących, niewłaściwego składu gumy lub przeprowadzenia innych niedozwolonych przez producenta działań. W takim przypadku ko-

Rozdzielanie płyt

Odpowiednie oznaczenie uszczelki jest niezbędne, aby zapewnić, że właściwa uszczelka o odpowiednich właściwościach materiału i odporności na media jest używana dla danego zastosowania. Użycie niewłaściwych materiałów dla danego zastosowania może prowadzić do uszkodzenie uszczelki i wycieku z urządzenia Każda uszczelka Alfa Laval jest oznaczona kolorem w celu identyfikacji materiału uszczelniającego i kodem określającym rok i kwartał produkcji. Pozwala to określić jej wiek, niezależnie od tego czy jest używana czy przechowywana.

Wnioski Części zamienne Alfa Laval produkowane są dokładnie do odpowiednich wymiarów i z odpowiednich materiałów przy zastosowaniu surowych zasad i rygorystycznych procedur kontroli jakości. Części zamienne Alfa Laval to gwarancja utrzymania jakości i efektywności płytowych wymienników ciepła. Korzystanie z części nieoryginalnych, które nie są wykonane zgodnie ze specyfikacją producenta urządzenia nie gwarantuje niezawodnego działania urządzenia i może prowadzić do obniżenia bezpieczeństwa eksploatacji, co wiąże się z ryzykiem dla obsługującej urządzenia załogi i zakładu. Ponadto, korzystania z takich płyt może mieć znaczący - i niespodziewany wpływ na budżet operacyjny i konserwacyjny. Alfa Laval Polska Sp. z o. o, Autoryzowane Centrum Serwisowe ul. J. Dąbrowskiego 113, 93-208 Łódź tel. 42 642-66-00, fax: 42 641-71-78 n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Podstawy oceny opłacalności modernizacji Transformatorów Wprowadzenie Polskie przedsiębiorstwa energetyczne eksploatują kilka tysięcy transformatorów średniej mocy, zawierających się w przedziale od 10 MVA do 80 MVA. Łączą one sieć przesyłową z siecią rozdzielczą. Najczęściej stosowane są transformatory o mocy 16 MVA , 25 MVA oraz 40 MVA. Znaczna część tych transformatorów była wyprodukowana w okresie od późnych lat 1950 do końca lat 1980 w Zakładach ELTA w Łodzi. W większości przypadków transformatory pracowały przy niskim obciążeniu, które zwykle nie przekraczało połowy wartości mocy znamionowej. Cechą charakterystyczną tych konstrukcji jest to, że posiadają one znaczny zapas bezpieczeństwa izolacji. W tym okresie konstruktorzy pracowali w systemie gospodarki socjalistycznej i nie mieli motywacji aby stosować rozwiązania o konkurencyjnej cenie, a więc o małych rozmiarach i wadze, ale starali się zapewnić niezawodną pracę transformatorów pomimo dużych rozrzutów w jakości dostępnych materiałów izolacyjnych i nie zawsze powtarzalnej technologii produkcji. Mimo przekroczenia 30 lat służby, a więc zakładanego przez konstruktora technicznego czasu życia transformatora, izolacja wielu jednostek nie jest zestarzona i po wyczyszczeniu, wysuszeniu oraz doprasowaniu uzwojeń może jeszcze pracować przez wiele lat. Czynnikiem decydującym o opłacalności dalszej eksploatacji takich transformatorów są straty biegu jałowego, które rozpraszają energię 24 godziny na dobę i 365 dni w roku. W pierwszych latach produkcji Zakłady ELTA na rdzeń magnetyczny stosowały blachę stalową walcowaną na gorąco, która powodowała kilkakrotnie większe straty w porównaniu do współczesnych zimno-walcowanych blach o zorientowanych domenach magnetycznych. W takim przypadku modernizacja jest nieopłacalna, ponieważ koszt wymiany rdzenia i uzwojeń jest porównywalny do kosztu nowej jednostki. Innym istotnym problemem w eksploatacji starszych jednostek są odkształcenia uzwojeń, które powstają w wy-

niku działania siły dynamicznych powstających podczas zwarć sieciowych i przepięć. Po dłuższym okresie pracy celuloza traci elastyczność, przez co zanika początkowe sprasowanie uzwojeń, które zapewniało im odpowiednią wytrzymałość mechaniczną w czasie zwarć. Przesunięcie lub odkształcenie zwojów bądź cewek nie zawsze prowadzi do natychmiastowego elektrycznego przebicia izolacji, lecz w każdym przypadku powoduje zmniejszenie zaprojektowanych przerw olejowych. W rezultacie, ryzyko rozległej awarii i uszkodzenia transformatora rośnie z kolejnym przepięciem atmosferycznym lub zwarciem sieciowym. Należy przy tym podkreślić, że koszt wymiany uzwojeń jest na tyle wysoki, iż może zadecydować o nieopłacalności modernizacji. Duże koszty wymiany jednostek transformatorowych skłaniają do maksymalnego wydłużania czasu eksploatacji istniejących jednostek, przy czym konieczność zachowania odpowiedniej niezawodności pracy zmusza do uzasadnionych nakładów remontowych i modernizacyjnych. Opłacalność modernizacji transformatorów po dłuższej eksploatacji musi być zatem szacowana indywidualnie dla każdej jednostki, przy czym bardzo

istotnym jej składnikiem jest ocena stanu technicznego. Bowiem na jej podstawie ustala się zakres remontu oraz przewidywany okres eksploatacji przy założonych parametrach. Elementy te w dużej mierze warunkują sens całego zamierzenia. Głównymi składnikami rzetelnej oceny stanu technicznego transformatora są nowoczesne metody diagnozowania stanu izolacji, uzwojeń, przepustów oraz przełącznika zaczepów. Wstępny szacunek wskazuje, że koszt zastąpienia wysłużonej jednostki nowym transformatorem jest około pięciokrotnie wyższy od kosztu modernizacji przedłużającej eksploatację o dalsze kilkanaście lat. Na pozór więc, decyzja o zmodernizowaniu transformatora wydaje się ekonomicznie oczywista, jednak dopiero szczegółowa analiza stanu technicznego transformatora w połączeniu z innymi czynnikami związanymi ze strategią działania firmy pozwala ostatecznie podjąć decyzję o wymianie bądź remoncie jednostki. Warto przy tym podkreślić, że szacunkowy koszt badań i oceny stanu technicznego wynosi tylko około 5% kosztu modernizacji. Niniejszy artykuł przedstawia generalne uwarunkowania rynkowe, które stymulują rewitalizację majątku sieciowe-

Rys. 1. Przykład wyznaczenia listy rankingowej transformatorów w eksploatacji [2,3]

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE go przedsiębiorstw dystrybucyjnych oraz produkujących energię elektryczną. Prezentuje również najważniejsze metody pozwalające dokonać kompleksowej oceny stanu technicznego oraz analizuje główne techniczno-ekonomiczne składniki kosztów modernizacyjnych, które mogą wspomagać proces decyzyjny w zakresie zarządzania populacją transformatorów. Geograficzno-ekonomiczne usytuowanie polskiego systemu energetycznego w Europie stawia przed przedsiębiorstwami energetycznymi zadanie osiągnięcia w ciągu najbliższych lat standardów Unii Europejskiej w zakresie ciągłości dostawy energii przy jednoczesnym zmniejszeniu zatrudnienia oraz wypracowaniu zysku. W takiej sytuacji, uwzględniając kondycję ekonomiczną spółek i uwolniony rynek energii, wydaje się, że inwestycje w nowe, kosztowne elementy infrastruktury sieciowej (np. transformatory) muszą być rozciągnięte w czasie i odwlekane do momentu, kiedy wymiana istniejącego wyposażenia stanie się niezbędna. W przypadku transformatorów decyzje takie można racjonalnie podjąć na podstawie listy rankingowej posiadanych jednostek, która ocenia transformatory pod kątem potrzeby modernizacji lub wymiany, koniecznych funduszy na ten cel oraz terminów realizacyjnych. Istotnymi czynnikami przy ustalaniu listy rankingowej jest stan techniczny oraz znaczenie danej jednostki dla niezawodności działania sieci. Na rys. 1 pokazano przykłado-

wą, opracowaną przez grupę roboczą CIGRE, listę rankingową populacji 900 sztuk transformatorów o różnym stanie technicznym i znaczeniu dla zasilania odbiorców. Przyjęte wskaźniki pozwalają wyodrębnić z niej jednostki o znaczeniu krytycznym, które powinny być modernizowane bądź wymieniane w pierwszej kolejności. Są to przeważnie duże jednostki o zaawansowanym wieku eksploatacji. Natomiast w małych transformatorach rozdzielczych o niewielkim strategicznym znaczeniu dla zapewnienia ciągłości dostaw energii zalecane jest wykonywanie niewielkich prac serwisowych. Znaczącym elementem przy podejmowaniu decyzji o modernizacji bądź wymianie transformatorów są koszty eksploatacji, które przede wszystkim wytwarzają straty jałowe i obciążeniowe. Obecnie, w Polsce, koszty te nie są jednoznacznie skalkulowane, co jest pośrednim skutkiem obowiązującego systemu rozliczenia energii. Bowiem w przeważającej mierze nie obciąża-

ją one przedsiębiorstw dystrybucyjnych, a ponoszone są przez odbiorcę energii. W polskim systemie przesyłowym w wielu stacjach zainstalowane są dwa transformatory, które z reguły pracują przy stosunkowo niskim obciążeniu (~ 50% mocy znamionowej). W konsekwencji straty obciążeniowe są niewielkie, bo zależą od prądu obciążenia w kwadracie. Z drugiej strony najbardziej korzystna jest sytuacja, kiedy bieżący koszt strat obciążeniowych jest porównywalny do kosztu strat jałowych, co powoduje, że optymalny stosunek kosztu skapitalizowanych strat biegu jałowego do strat obciążeniowych jak 2:1. W przypadku gdy transformatory pracują przy wyższym średnim obciążeniu, jak np. transformatory blokowe w elektrowniach, stosunek ten powinien być większy. Największy koszt strat występuje w transformatorach rozdzielczych, ponieważ energia dostarczona do sieci niskiego napięcia została już obarczona kosztami przesyłu i transformacji.

Tabela 1. Skapitalizowny koszt strat w sieci rozdzielczej krajów UE [4] Straty biegu jałowego [EU/W]

Straty obciążeniowe [EU/W]

Niemcy

3.5 ↔ 4.0

0.7 ↔ 1.0

Szwecja

3.5 ↔ 7.0

0.4 ↔ 0.8

Austria

4.0 ↔ 7.0

0.8 ↔ 1.8

Szwajcaria

7.5

1.9

Finlandia

3.5

0.3

PD = Wyładowania niezupełne T1 = Przegrzanie poniżej 300°C T2 = Przegrzanie pomiędzy 300 i 700°C T3 = Przegrzanie powyżej 700°C D1 = Iskry o niskiej energii D2 = Łuk o wysokiej energii DT = Przegrzania i uszkodzenia elektryczne

Rys. 2. Trójkąt Duval’a do określenia rodzaju uszkodzenia na podstawie ilorazu zawartości gazów rozpuszczonych w oleju.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 2. Zależność współczynnika strat dielektrycznych tanδ oraz pojemności CGN-DN od częstotliwości zarejestrowana dla czterech transformatorów blokowych

Rys.3. Przykład oszacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej w metodzie FDS. Dane wejściowe (a), wyznaczenie ilości wody w papierze (b) [13]

W krajach europejskich występują duże różnice w ocenie skapitalizowanego koszt strat w sieci rozdzielczej, ale w każdym przypadku stosunek kosztu strat biegu jałowego do strat obciążeniowych jest znacznie większy od 2:1 (tabela 1) [4]. Jest to niewątpliwie zasługą lepszego doboru mocy znamionowych transformatorów do istniejącego średniego obciążenia sieci. W polskich uwarunkowaniach ekonomicznych przykład wyceny oszczędności wynikających ze zmniejszenia strat biegu jałowego transformatora podano ostatnio w [5]. Porównano w nim koszt strat generowany przez wyprodukowany w 1988 roku transformator 115/15 kV o mocy 40MVA (Pj = 32,1 kW), z identycznym, nowym transformatorem z roku 2005 (Pj = 12,9 kW).

Elementy kompleksowej oceny stanu technicznego transformatora Badanie oleju transformatorowego Ocena stopnia zestarzenia i zawilgocenia izolacji oraz występowania wielu niepożądanych procesów fizykochemicznych w transformatorze dokonywana jest na podstawie zawartości gazów rozpuszczonych w oleju i badań właściwości oleju, Należy tu podkreślić, że w wielu starszych jednostkach, rezultat tych badań często zależał od samej konstrukcji transformatora. Bowiem komora łącznika mocy podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ) transformatorów produkowanych np. przez Zakłady ELTA była wykonywana z papieru bakelizowanego,

który pod wpływem wysokiej temperatury oleju ulegał deformacjom, co z kolei powodowało nieszczelność i przeciek oleju z komory łącznika mocy do kadzi transformatora. Co więcej, stosowano wspólny konserwator dla oleju z kadzi i oleju z komory łącznika mocy. Skutkiem tego, gazy palne powstające podczas gaszenia łuku w komorze łącznika mocy przenikały do oleju w kadzi transformatora i analiza chromatograficzna z reguły nie dawała poprawnych wyników. W transformatorach, które posiadają oddzielne komory przełącznika zaczepów problem ten zwykle jest mało znaczący. Niemniej jednak, niezależnie od konstrukcji, wyznaczanie wytrzymałości elektrycznej oleju, współczynnika strat dielektrycznych (tgδ), a także zawartości furanów (zwłaszcza

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE 2FAL) pozwala na ocenę stopnia zestarzenia celulozy i oleju. Bardzo ważną czynnością jest sposób pobierania próbek oleju, ponieważ lotne gazy, takie jak wodór, mogą odparować z nieszczelnego naczynia i wówczas analiza chromatograficzna nie odzwierciedla rzeczywistego składu rozpuszczonych w niej gazów. Dlatego zaleca się stosowanie specjalnych, hermetycznych strzykawek oraz dołączonych do nich zestawu odpowiednich pojemników. Zawartość wilgoci w izolacji stałej można wyznaczyć pośrednio na podstawie określenia ilości wody w próbkach oleju. Metoda ta wymaga jednak szczególnej procedury przy pobieraniu próbek oraz dobrej znajomości historii pracy transformatora w ostatnich kilku miesiącach, co nie zawsze jest przestrzegane w praktyce pomiarowej. Głównym pożytkiem z badania oleju jest możliwość wczesnego wykrywania szkodliwych procesów fizycznych i chemicznych występujących w transformatorze. Przede wszystkim dotyczy to takich zjawisk jak wyładowania niezupełne i łukowe oraz degradacja termiczna izolacji spowodowana lokalnym nadmiernym przyrostem temperatury. Identyfikacji tych procesów dokonuje się na drodze analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju (DGA). Interpretacja wyników analizy (DGA) została zainicjowana przez Michela Duval’a z Instytutu Badawczego Hydro-Quebec w Montrealu, który opracował metodę graficzną zwaną „Trójkątem Duval’a” (rys. 2). Obecnie istnieją różne procedury analityczne, które normalizowane są np. przez amerykańskie stowarzyszenie inżynierów elektryków (IEEE), Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC) czy też normy rosyjskie. Istnieją także kody zaproponowane przez specjalistów takich jak Rogers lub Do-

ernenburg. Ostatnio, coraz częściej, końcową diagnozę stanu izolacji na podstawie analizy DGA opracowuje się z uwzględnieniem różnych, wzmiankowanych wyżej metod, ale niezbędny jest specjalista o wysokich kwalifikacjach dysponujący specjalistycznym programem analitycznym [6]. Badania izolacji stałej metodami polaryzacyjnymi Stopień zawilgocenia izolacji stałej transformatorów można bezpośrednio wyznaczyć stosując różne warianty pomiarów zjawisk polaryzacyjnych. Powszechnie stosowana jest metoda FDS, która wykorzystuje pomiar charakterystyki częstotliwościowej tgδ oraz C - pojemności izolacji w zakresie od 0.1 mHz do 5000 Hz. W szczególnych przypadkach, gdy izolacja papierowo-olejowa nie jest w stanie równowagi termodynamicznej lub

w znaczący sposób zestarzona z osadami na powierzchni celulozy celowe jest wykorzystanie charakterystyk czasowych prądów polaryzacji i depolaryzacji (PDC - Polarization Depolarization Current), a także pomiaru napięcia powrotnego polaryzacji przyrządem RVM (Recovery Voltage Method). Doświadczenia Energo-Complexu wskazują, że jednoczesne wykorzystanie przynajmniej dwóch wyżej wymienionych metod w znaczący sposób poprawia jakość szacowania zawilgocenia izolacji oraz stopnia zestarzenia celulozy [7]. Przykładowo, zastosowanie skojarzonego pomiaru RVM+PDC pozwala w długo eksploatowanych transformatorach wyznaczyć rzeczywiste zawilgocenie izolacji oraz ewentualną obecność osadów na powierzchni celulozy. Należy zaznaczyć, że wszystkie te metody przeznaczone są do zastosowania w miej-

Rys. 4. Przebieg napięcia powrotnego zarejestrowany dla czterech różnych zawartości wody w izolacji stałej transformatora.

Rys. 5. Charakterystyka prądu ładowania (ipol), rozładowania (idep)oraz przewodnictwa (iprzew)izolacji transformatora(po lewej) oraz zależność konduktywności preszpanu od stopnia zawilgocenia (po prawej)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE scu zainstalowania transformatora. Na rysunku 2 pokazano przykładowe zmiany współczynnika strat dielektrycznych tgδ oraz pojemności w funkcji częstotliwości izolacji papierowo-olejowej transformatorów różnym stopniu zawilgocenia. W przypadku badanych jednostek 10.5/115 kV o mocy 75 MVA (TR1, TR2, TR3) oraz 68 MVA (TREZ). wynosiła ona odpowiednio 1,2%, 3,2%, 1,4% oraz 3,1%. Pokazane na rysunku 2 charakterystyki ilustrują ogólną zasadę, że w miarę zwiększania się zawilgocenia celulozy w izolacji papierowo-olejowej ekstremum częstotliwościowej charakterystyki tgδ przesuwa się w stronę wyższych częstotliwości przy jednoczesnym dużym wzrostem pojemności układu. Zawartość wody w izolacji stałej transformatorów w metodzie FDS wyznacza się na drodze matematycznego modelowania charakterystyk tgδ, CGN-DN = f (f ) przy wykorzystaniu uproszczonego schematu X-Y izolacji głównej transformatora (rys.3). Metoda RVM wykorzystuje pomiar wolnozmiennych procesów polaryzacyjnych w dziedzinie czasu oraz rejestrowaniu spektrum polaryzacyjnego napięcia powrotnego UR . Spektrum uzyskuje się na drodze wielokrotnego powtarzania cyklu polaryzacji i depolaryzacji układu, przy czym czas polaryzacji w kolejnym cyklu powinien być coraz dłuższy. W ten sposób powstaje charakterystyka UR = f(tc), z której na podstawie wartości czasu tR, w którym notuje się maksymalną wartość napięcia UR, po uwzględnieniu temperatury pomiaru, określa stopień zawilgocenia izolacji (rys.4). Rejestracja zmian w czasie prądu ładowania i rozładowania pojemności izolacji transformatora jest podstawą metody PDC. W tym sensie metoda ta jest znaczącym rozwinięciem stosowanych przez wiele lat pomiarów współczynnika R60/R15. Analityczne wyznaczenie przewodnictwa stałych elementów układu izolacyjnego (preszpan, papier) na podstawie różnicy prądów ładowania ipol i depolaryzacji idep jest podstawą szacowania ilości wody zgromadzone w preszpanie i papierze (rys.5). Bowiem, jak wykazano w pracy [14], przewodnictwo impregnowanego olejem preszpanu i papieru zależy tylko od dwóch czynników: zawartości wody oraz temperatury. Szczegółowy opis sposobu oszacowania zawilgocenia izolacji papierowo-olejowej z wykorzystaniem charakterystyk PDC podano w monografii „Ocena stanu technicznego i zarzą-

Rys. 6. Odpowiedź częstotliwościowa uzwojenia GN transformatora 25 MVA, 115/6.6 kV, zarejestrowana przed (górny wykres) i po (dolny wykres) uszkodzeniu uzwojeń przez prąd zwarcia

dzanie populacją transformatorów”, wyd. Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Energetyki Piekary Śląskie, ISBN 97883-924464-3-9, 2013. Teoretycznie wszystkie trzy metody polaryzacyjne powinny dawać takie same wyniki, jednakże pomiary w dziedzinie czasu i częstotliwości są równoważne tylko w przypadku istnienia równowagi termodynamicznej stężenia wody w oleju i celulozie oraz dla transformatorów bez nadmiernie zaawansowanych procesów starzeniowych. W rzeczywistości takie czynniki jak silna zależność przewodnictwa oleju i zjawisk relaksacyjnych od temperatury, oraz zależność procesów polaryzacji na granicy ośrodków, tj. na granicy preszpanu i oleju, od równowagi termodynamicznej stężenia wody w oleju i papierze powoduje pewne rozbieżności w wynikach uzyskanych z metod RVM, FDS oraz PDC [8, 9]. Obserwacje te potwierdza wykonana przez Energo-Complex analiza dużej populacji pomiarów, która wskazuje, że w niektórych przypadkach otrzymanie poprawnej diagnozy stanu zwilgocenia wymaga jednoczesnego stosowania co najmniej dwóch metod (np. PDC wraz z FDS) [10]. Z drugiej strony, z punktu widzenia

ewentualnej decyzji o zakresie remontu, spotykany rozrzut wyników uzyskanych różnymi metodami nie jest zbyt wielki, bo dla praktyki eksploatacyjnej istotne jest stwierdzenie czy nie przekroczono dopuszczalnej 3% zawartości wilgoci w preszpanie. Wykrywanie odkształceń uzwojeń Na rysunku 6 podano przykład awarii transformatora spowodowanej działaniem zwarciowych sił dynamicznych na uzwojenia, które utraciły dopuszczalne właściwości mechaniczne. Parametry te zapewnia odpowiednie, początkowe sprasowanie konstrukcji uzwojenia. Jednak wskutek wieloletniego termicznego starzenia, celuloza zatraca sprężystość i siła nacisku szczęk prasujących ulega stopniowemu zmniejszeniu. Zaprojektowana przez konstruktora wytrzymałość na siły poosiowe maleje i zwykłe zwarcie w zasilanej przez transformator sieci może spowodować zniszczenie uzwojeń. Niewielkie odkształcenie uzwojeń na ogół nie powoduje natychmiastowego elektrycznego przebicia izolacji, jednakże zmniejszone rozmiary przerw olejowych oraz skruszony papierowy oplot miedzianych przewodów znacz-

Tabela 2. Typowe parametry oleju Zestarzony olej ~ 0,2

Nowy olej

Zregenerowany olej

Liczba kwasowa (mg KOH / g)

Parametr

< 0,02

< 0,01

Zawartość wody (mg / kg)

> 10

< 10

Współczynnik strat tg δ przy 90°C

~ 0.1

< 0,003

< 0,004

Rezystywność przy 90°C (GΩm)

> 100

> 150

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nie ją osłabia i kolejne przepięcie atmosferyczne bądź łączeniowe może spowodować jej uszkodzenie. Zatem wczesne wykrycie takich odkształceń pozwala uniknąć nadchodzącej awarii, kosztów z nią związanych oraz poprawić niezawodność zasilania odbiorców. Pierwsze pomiary mające na celu wykrycie odkształceń uzwojeń za pomocą pomiarów admitancji uzwojeń w pewnym spektrum częstotliwości były prowadzone w latach 60-tych przez W. Lecha i L. Tymińskiego, którzy zapoczątkowali tą metodę diagnostyczną na świecie. Od czasu tych pionierskich badań zostały zbudowane zautomatyzowane przyrządy do rejestracji odpowiedzi częstotliowściowej (FRA - Frequency Response Analysis). Rejestrują one charakterystykę częstotliwościową funkcji przenoszenia lub admitancji uzwojenia przeważnie w zakresie częstotliwości 100Hz – 1MHz. Diagnoza przesunięcia uzwojeń polega na porównaniu charakterystyk rejestrowanych na tym samym uzwojeniu w pewnych odstępach czasu lub rejestrowanych na sąsiednich uzwojeniach fazowych czy też w bliźniaczych transformatorach. Zmiana geometrii określonych fragmentów uzwojenia powoduje bowiem zmianę funkcji przenoszenia w pewnym zakresie częstotliwości (rys.6). Pomiary wykonane w fabryce stanowią załącznik do dokumentacji jako krzywe wzorcowe, ułatwiające późniejszą interpretację pomiarów wykonanych po wielu latach eksploatacji. Wyniki diagnostyki potwierdzające brak defektów wewnętrznych, brak odkształceń uzwojeń, oraz umiarkowane zestarzenie izolacji celulozowej kwalifikują jednostkę do modernizacji i przedłużenia jej „czasu życia”.

Charakterystyka elementów kosztów modernizacji Uzdatnianie izolacji suszenie uzwojeń i regeneracja oleju Warunkiem sukcesu w przedłużeniu pozostałego czasu eksploatacji starych jednostek jest obniżenie stopnia zawilgocenia układu izolacyjnego. Przywrócenie odpowiednich parametrów olejowi elektroizolacyjnemu. Mineralne olej elektroizolacyjne w trakcie eksploatacji narażone są na wiele czynników degradujących ich właściwości fizykochemiczne i elektroizolacyjne. Procesy zachodzące w oleju pod ich wpływem nazywamy starzeniowymi. Główne czynniki intensyfikujące procesy starzeniowe to: wysoka tempera-

Rys. 7. Przykładowa jednostka 110kV/SN 16 MVA po modernizacji wykonanej na miejscu zainstalowania z nowym układem chłodzenia.

tura pracy, tlen (oksydacja), zawilgocenie, działanie pola elektrycznego oraz katalizujące działanie metali. Dominującą rolę w procesach starzenia oleju odgrywa utlenianie oraz temperatura. Zmiany fizykochemiczne wywołane procesem starzenia sygnalizowane są wydzielaniem kwasów organicznych również powstawaniem alkoholi, fenoli oraz prostych estrów. W początkowym procesie starzenia produkty te ulegają rozpuszczeniu w oleju. Następnie, w wyniku utleniania, wytrącają się nierozpuszczalne w oleju osady takie jak smoły asfalty i mydła. Produkty te posiadają odczyn silnie kwaśny i wpływają na znaczące przyspieszenie procesów depolimeryzacji celulozy. Powstałe nierozpuszczalne osady wytrącając się na powierzchni uzwojeń ograniczają zdolność odprowadzania ciepła przez co jeszcze bardziej przyspiesza proces degradacji izolacji stałej. Kolejnym akceleratorem procesów degradacji izolacji stałej jest zawilgocenie. Przy 3% zawilgoceniu izolacji proces starzenia celulozy przebiega pięciokrotnie szybciej niż przy zawilgoceniu 1%. Zawilgocenie powoduje również wiele innych problemów takich jak efekt bomblowania prowadzący do ograniczenia obciążalności jednostki. Niemal cała wilgoć jest zawarta w celulozie, a jedynie znikoma jej część przenosi się cyklicznie do oleju podczas

zmian temperatury transformatora. Stosunkowo często stosowane wirowanie oleju podczas pracy transformatora nie jest w stanie usunąć wilgoci z celulozy i w krótkim okresie czasu po obróbce olej ponownie ulega zawilgoceniu. Dobre efekty daje natomiast suszenie izolacji w suszarni próżniowej. W ostatnich latach Energo-Complex z powodzeniem stosuje technologię uzdatniania izolacji w miejscu zainstalowania obejmującą suszenie izolacji stałej oraz regenerację oleju. W celu uzyskania efektu suszenia izolacji stałej transformatora stosowana jest kombinacja różnych metod suszenia tj. metody obiegowej oraz próżniowej z wytworzeniem głębokiej próżni w kadzi transformatora. Oczyszczenie izolacji z zanieczyszczeń uzyskuje się równolegle prowadząc regenerację oleju. Podgrzewanie części aktywnej odbywa się poprzez obieg gorącego oleju o temperaturze 85-90oC. Proces nagrzewania części aktywnej po przez obieg gorącego oleju poza efektem uzyskania odpowiedniej temperatury pozwala oczyścić izolację celulozową z nagromadzonych produktów starzenia. Efekt ten uzyskuje się prowadząc równolegle regenerację chemiczną oleju usuwającą na bieżąco zanieczyszczenia z oleju. Grzanie części aktywnej realizowane jest do osiągnięcia temperatury optymalnej

Tabela 3. Typowe okresy między przeglądami i serwisami różnych typów PPZ

PO 250 – VEL 110

Ilość łączeń między serwisami 15 000

3 lata

~ 80 000

MR OILTAP VIIIY – MIIIY

100 000 – 150 000

7 lat

~ 400 000

MR VACUTAP VVIIIY - VMIIIY

300 000

600 000

PPZ

czas

żywotność styków

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE dla procesu suszenia jednakże bezpiecznej dla izolacji. Nagrzewanie za pośrednictwem oleju pozwala na wyrównanie temperatury całej części aktywnej a duża pojemność cieplna rdzenia i uzwojeń pozwala na prowadzenie cykli próżniowych nawet przez 18 do 24 godzin w optymalnym zakresie temperatur. Po uzyskaniu odpowiedniej temperatury transformatora należy możliwie szybko wypompować olej z kadzi. Następnie z wykorzystaniem pomp próżniowych uzyskać w kadzi maksymalną bezpieczną próżnię. Poziom próżni w kadzi transformatora kontrolowany jest za pomocą czujników zainstalowanych na zaworze olejowym. Pompa próżniowa zaopatrzona jest instalację umożliwiającą pomiar ilości wydzielonej wody podczas suszenia. Podczas procesu kontrolowana jest temperatura uzwojeń transformatora. Cykle nagrzewania i suszenia powtarzane są do uzyskania wymaganego stopnia wysuszenia. Najczęściej proces kontynuowany jest do uzyskania zawilgocenia na poziomie poniżej 1,5%. Po zakończeniu suszenia transformator napełniany jest pod próżnią dokładnie obrobionym olejem. W trakcie trwania cykli suszenia próżniowego olej jest ciągle obrabiany i regenerowany w zbiorniku co pozwala na utrzymanie jego wysokiej temperatury oraz ciągłą poprawę jego parametrów. Proces regeneracji oleju składa się z odfiltrowania cząstek stałych, separacji cząstek polarnych przy wykorzystaniu materiału sorpcyjnego, próżniowego suszenia oraz odgazowania. Decydującym czynnikiem całego cyklu jest fizykochemiczny proces oczyszczania oleju przepływającego przez kolumny sorpcyjne, które tworzy glinka Fullera. Kolumna sorpcyjna może zregenerować w trakcie jednego cyklu dziesięciokrotność masy sorbentu. Regenerację prowadzi się do uzyskania parametrów fizykochemicznych oleju analogicznych jak dla olejów nowych. Prowadzone równolegle procesy regeneracji oleju oraz suszenia i oczyszczania izolacji dają doskonały i długotrwały efekt poprawy kondycji układu izolacyjnego transformatora. Wymiana radiatorów W czasie wieloletniej pracy transformatora następuje sukcesywne osadzania się szlamu na wewnętrznych ściankach radiatorów. W rezultacie przekrój czynny radiatora ulega zmniejszeniu, pogarszają się warunki chłodzenia,

Rys. 8. Jednostki 110kV/SN 16 i 25 MVA z zainstalowanymi nowymi PPZ MR VIII Y

a procesy korozyjne i degradacja mechaniczna (drgania) prowadzą do nieszczelności i wycieków oleju. Dlatego, z założenia, przed przystąpieniem do remontu radiatory należy uznać za wyeksploatowane i przewidzieć ich wymianę. Wprawdzie koszt nowych radiatorów nie jest mały, ale naprawa zardzewiałych i mało sprawnych radiatorów jest praktycznie nieopłacalna. Podobciążeniowy przełącznik zaczepów Istotnych składnikiem kosztów modernizacji jest zakup lub generalny

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

remont istniejącego podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ). Koszt nowego przełącznika stanowi istotny odsetek wartości jednostki więc powstaje pytanie co do zasadności inwestowania takiej sumy w 40-letni transformator. Wymiana PPZ na miejscu zainstalowania jest jak najbardziej możliwa i w chwili obecnej Energo-Complex wykonuje tego typu modernizację jako standardowy element przedłużenia czasu życia jednostek transformatorowych tak w zakresie średnich jak i najwyższych mocy i napięć. Decyzja o wymianie lub re-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE moncie – modernizacji PPZ w sposób oczywisty motywowana jest kwestiami finansowymi, jednakże od strony technicznej najważniejszym czynnikiem jest liczba operacji łączeniowych wykonywanych przez przełącznik. Ze względu nie tylko na niezawodność ale również koszty eksploatacji nowe konstrukcje przełączników zaczepów dają użytkownikom wymierne korzyści poprzez zwiększenie okresów pomiędzy przeglądami a dla konstrukcji próżniowych nawet całkowitą eliminację kosztownych operacji serwisowych dlatego też wybór ścieżki postępowania wobec PPZ dokonywany jest w każdym przypadku indywidualnie. Dla jednostek kluczowych oraz pracujących w warunkach dużych wahań obciążenia i napięcia oraz związaną z nimi duża liczbą przełączeń PPZ rekomendowana jest wymiana urządzenia na nowe a w uzasadnionych przypadkach na wykonane w technologii próżniowej. Dla jednostek pracujących w warunkach niewielkich wahań napięcia i co za tym idzie przy stosunkowo niewielkich ilościach łączeń remont i modernizacja istniejącego PPZ daje zadowalające efekty . Praktyka eksploatacyjna dowodzi, że uszkodzeniom najczęściej ulegają napędy PPZ. Dlatego wymiana napędu na nowy oraz remont pozostałych elementów PPZ w wielu wypadkach wystarczają dla uzyskania satysfakcjonującej poprawy niezawodności pracy. W ten sposób, za relatywnie niską cenę można otrzymać urządzenie, którego okres eksploatacji będzie porównywalny z przewidywanym okresem pracy remontowanego transformatora.

Wnioski Polskie przedsiębiorstwa zajmujące się rozdziałem energii jak również wiele zakładów przemysłowych stoją wobec problemu wymiany bądź modernizacji kilku tysięcy wysłużonych transformatorów średniej mocy. Decyzja o wymianie bądź modernizacji transformatora stanowi istotny czynnik przy planowaniu budżetu przedsiębiorstwa. Wybór ten zależy zarówno od stanu technicznego transformatora jak i od wynikających z kosztów awarii w ruchu oraz niedostarczonej energii wymagań dotyczących jego niezawodności. Podjęcie racjonalnej decyzji wymaga wykonania specjalistycznych badań stanu technicznego transformatora, obejmujących ocenę strat biegu jało-

wego, badanie oleju transformatorowego, badania izolacji stałej metodami polaryzacyjnymi, wykrywanie odkształceń uzwojeń oraz ocenę stanu podobciążeniowego przełącznika zaczepów. Koszt takich badań stanowi znikomo mały odsetek kosztów modernizacji, a dostępne w metody badawcze pozwalają specjalistycznym przedsiębiorstwom na rzetelną ocenę stanu badanego transformatora. Przeprowadzenie takiej oceny stanu technicznego transformatorów, które przekroczyły 25 do 30 lat eksploatacji pozwoli przesiębiorstwom na zakwali-

fikowanie jednostek do wymiany bądź modernizacji i planowanie niezbędnych środków inwestycyjnych bądź operacyjnych na nadchodzące lata. Modernizacja transformatorów konstruowanych i budowanych w latach 60 do 90 ubiegłego wieku ze względu na względnie małe zużycie oraz zastosowane w nich zapasy konstrukcyjne w wielu wypadkach daje doskonałe rezultaty wydłużając ich „czas życia” o okres zbliżony do żywotności projektowanej nowych mocno „zoptymalizowanych” jednostek. n

Literatura 1. Miśkiewicz M.: „Europejskie Systemy Elektroenergetyczne - Podstawowe Dane Porównawcze”, Elektroenergetyka, Nr. 2, tom 53, 2005, s. 11-43. 2. CIGRE SC A2 Transformers WG 20: „Economics of Transformer Management”, ELECTRA, Nr. 214, 2004, s. 51-59. 3. CIGRE Technical Brochure No. 227: „Guide for Life Management Techniques for Power Transformers”, Paryż, 2003. 4. Dziura J., Spałek D.: „Cechy szczególne transformatorów optymalnych”, VI Konferencja „Transformatory Energetyczne i Specjalne”, Kazimierz Dolny, 2006, str. 95-112. 5. Gadula A.: „Remonty, modernizacje czy zakup nowych transformatorów”, VI Konferencja „Transformatory Energetyczne i Specjalne”, Kazimierz Dolny, 2006, str. 195-204. 6. Piotrowski T., Mosiński F.: „Multistage Methods of DGA”, Międzynarodowa Konferencja „Transformer 03”, 18-21 maja 2003, Pieczyska, s. 56-81. 7. CIGRE Technical Brochure No. 254: „Dielectric Response for Diagnostic of Power Transformers”, Paryż, 2004. 8. Blennow J., Ekanayake C., Walczak K., Garcia B., Gubański M: „Field Experiences With Measurements of Dielectric Response in Frequency Domain for Power Transformer Diagnostics”, IEEE Trans. Vol. PWRD-21, Nr. 2, 2006, s. 681-688. 9. Feser K., Neumann C., Tenbohlen S., Filipowski A., Mościcka-Grzesiak H., Tatarski L., Gubański, S., Karlsson, L.: „Reliable Diagnostics of HV Transformer Insulation for Safety Assurance of Power Transmission System, Rediatool -European Commission Research Research Project”, CIGRE paper D1-207, Paryż, 2006. 10. Subocz J., Malewski R., Szrot M., Płowucha J.: „Doświadczenia w ocenie stopnia zawilgocenia izolacji transformatorów”, Przegląd Elektrotechniczny Konferencje, 1/4, (2006), s. 241-244 11. Malewski R., Szrot M., Płowucha J.: „Lokalizacja Odkształcenia Uzwojeń Transformatorów Metodą Funkcji Przenoszenia”, Konferencja Naukowo-Techniczna Transformatory w Eksploatacji, 23-25 kwietnia 2003, Sieniawa, s. 47-61. 12. Malewski, R., Szrot M., Płowucha J.: „Badanie odkształceń uzwojeń transformatorów mocy metodą FRA oraz ocena wyników”, Energetyka, nr. 6, 2004, s. 341-345. 13. Koch M: “Measuring and analyzing the dielectric response of power transformers”, Workshop Diagnostic Measurements on Power Transformers, 21-22 October 2008, Feldkirch, Austria, presentation No.8 14. Zhukowski P, Kołtunowicz P, Gutten M., Sebok M., Jan Subocz J.,Szrot M.: „Oszacowanie zawartości wilgoci w impregnowanym olejem izolacyjnym preszpanie na podstawie pomiarów konduktywności stałoprądowej”, PAK, vol.59, Nr 2, (2013), s. 137-141 15. Ryszard Malewski, Jan Subocz, Marek Szrot , Janusz Płowucha

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Jak powiększyć bezpieczeństwo pracy i obsługi rozdzielnic średnich napięć Streszczenie: W artykule omówiono rozwiązania rozdzielnic średniego napięcia służące do pierwotnego rozdziału energii elektrycznej do 24 kV napięcia znamionowego. Opisano główne wymagania konstrukcyjne rozdzielnic. Zasadniczym celem artykułu jest szczegółowe omówienie szeregu najważniejszych zagadnień konstrukcyjnych decydujących o klasie technicznej rozdzielnic oraz o ich możliwościach użytkowych. Zostały również opisane innowacyjne rozwiązania rozdzielnic z izolacją gazową. Wprowadzenie

ELEKTROBUDOWA SA specjalizuje się w produkcji rozdzielnic przeznaczonych dla pierwotnego rozdziału energii. Mnóstwo zdobytych doświadczeń pozwala na podzielenie się nimi ze społecznością elektryków. W połowie lat osiemdziesiątych podjęto w ELEKTROBUDOWIE decyzję o skonstruowaniu pierwszych łukoochronnych, dwuczłonowych i przedziałowych rozdzielnic średnich napięć - zgodnych z wprowadzoną w 1981 roku przełomową publikacją IEC 298. Minione dziesięciolecia były okresem ciągłego procesu powiększania poziomu technicznego rozdzielnic, zwiększania technicznych parametrów, rozbudowy asortymentu produkcyjnego, dostosowywaniem do zmieniających się norm technicznych i oczekiwań odbiorców. Wobec ogromu informacji jakie można przekazać o rozdzielnicach średnich napięć, w artykule można było skoncentrować się tylko na najważniejszych zagadnieniach z punktu widzenia bezpieczeństwa i wygody obsługi rozdzielnic, ich wytrzymałości na sytuacje awaryjne, innowacji technicznych.

Informacje ogólne

Rozdzielnica jest zespołem aparatury łączeniowej, pomiarowej, zabezpieczeniowej, sygnalizacyjnej, elementów izolacyjnych, konstrukcji obudowy, blokad mechanicznych i elektrycznych, szyn zbiorczych i odgałęźnych obwodów głównych, oprzewodowania obwodów pomocniczych. Tak wyposażona rozdzielnica jest zdolna do rozdziału energii elektrycznej, pomiaru jej parametrów, zabezpieczania poszczególnych odbiorów, realizacji

różnych sekwencji łączeniowych, reakcji na zmieniające się warunki pracy – awaryjne i robocze. W ciągu ostatnich 30 lat ELEKTROBUDOWA wdrożyła do produkcji ponad 30 typów średnionapięciowych rozdzielnic łukoochronnych, począwszy od napięcia 7,2 do 40,5 kV. Wykonano ponad 70 serii prób łukoochronności, co być może jest światowym rekordem. Ta wielka ilość przetestowanych rozdzielnic jest rezultatem strategii przyjętej przez ELEKTROBUDOWĘ: jesteśmy elastyczni, budujemy rozdzielnice „szyte na miarę”, dostosowując je do szczególnych uwarunkowań poszczególnych grup klientów i realizując ich nietypowe życzenia. W ostatnich kilku latach przeprowadziliśmy badania, proces certyfikacji oraz wyprodukowaliśmy - przeznaczone dla El. Opole - rozdzielnice dwuczłonowe, jednosystemowe o parametrach Ur=12 kV; Ir do 5000 A; I3s = 63 kA i rekordowy w skali światowej poziom łukoochronności AFLR 63 kA w ciągu pełnej jednej sekundy. Drugą „rekordzistką” jest zainstalowana w KGHM rozdzielnica dwusystemowa 12 kV; In=4000 A; I3s =72 kA; poziom łukoochronności AFLR 72 kA również w ciągu pełnej sekundy. Wśród czynników mających wpływ na techniczną klasę rozdzielnic wyróżniamy m.in.: yy znamionowe parametry techniczne, w tym poziom łukoochronności yy zasadnicze cechy konstrukcyjne: rodzaj przedziałowości, rodzaj obudowy, typ izolacji, przeznaczenie yy poziom bezobsługiwalności yy zakres prób typu yy techniczna klasa zainstalowanej aparatury

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Łukoochronność i kanały dekompresyjne

Największym wyzwaniem dla konstruktorów rozdzielnic jest skonstruowanie takiej obudowy pojedynczych pól, która uniemożliwi wydostanie się na zewnątrz rozdzielnicy niebezpiecznych skutków wewnętrznego zwarcia łukowego (poprzez otwarte drzwi, oderwane elementy, płonące cząstki, gazy…), przy uwzględnieniu ograniczenia niebezpiecznej strefy do 30cm (rodzaj dostępu A) lub 10cm (rodzaj dostępu B). Te wymagania zostały sprecyzowane w normie PN-EN 62271-200 („Rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe powyżej 1 kV do 52 kV włącznie”). Zgodnie z punktem 6.106.5 tej normy, rozdzielnica średniego napięcia podczas badań typu powinna spełnić niżej wymienione kryteria, które pozwolą na uznanie jej za łukoochronną: yy Prawidłowo zabezpieczone drzwi i pokrywy nie mogą się otworzyć yy Nie może nastąpić rozdzielenie się części obudowy i odrzucenie z rozdzielnicy cząstek o wadze 60 gramów i większych yy Łuk nie spowodował otworów w dostępnych, zewnętrznych częściach rozdzielnicy aż do wysokości 2m yy Wskaźniki otaczające zestaw testowy podczas próby łukoochronności nie powinny się zapalić wskutek oddziaływania płomieni i gorących gazów yy Osłony zewnętrzne nadal pozostają połączone z ciągiem uziemiającym rozdzielnicy Zbudowanie bardzo szczelnej obudowy ułatwia osiągnięcie ww. kryteriów, ale wyraźnie utrudnia oddawanie cie-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 1. Rozdzielnica D-17P, z członem wysuwnym w położeniu „praca”

Rys. 2. Rozdzielnica dwusystemowa D-17-2S z trzema wewnętrznymi kanałami dekompresyjnymi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pła powstałego wewnątrz pola. Rozdzielnice przeznaczone do instalowania w normalnych warunkach konstruuje się zachowując stopień ochrony IP4X, czyli dopuszczalne są szczeliny o szerokości do 1mm: między elementami konstrukcyjnymi i w otworach wentylacyjnych. Rozdzielnice narażone na zapylenie i (lub) przecieki wody są konstruowane dla stopnia ochrony IP54. Ciepło jest w nich oddawane przez obudowę, czasem również przez specjalnie dodawane wymienniki ciepła. Ciśnienie powstałe w szczelnych polach podczas wewnętrznych zwarć łukowych jest rozładowywane wyłącznie przez klapy dekompresyjne. W najpopularniejszej grupie rozdzielnic przedziałowych jednosystemowych z izo-

lacją powietrzną (rys.1) występują trzy przedziały średniego napięcia – każdy z nich jest wyposażony w klapę dekompresyjną. Na rysunku 1 przedstawiono widok rozdzielnicy 17,5kV przeznaczonej do użytkowania na Bliskim Wschodzie, mogącej trwale przenosić prąd o wartości 3600A. Obudowa pola jest wyposażona w wiele otworów wentylacyjnych, w tym w charakterystyczny system wentylacyjny umieszczony ponad przedziałem szynowym. Wszystkie otwory są od wewnątrz zasłonięte włókniną chroniącą przed wnikaniem pyłu, wszystkie szyny są pokryte izolacją. Rozdzielnica jest dostosowana do pracy w systemie elektroenergetycznym z częstotliwością sieciową 60Hz – skutkuje to widocznym wpływem

naskórkowości i koniecznością pewnego przewymiarowania przekroju szyn zbiorczych i odgałęźnych. Pomimo wymienionych obostrzeń rozdzielnica została pomyślnie przebadana w otoczeniu o temperaturze powietrza 40°C. W przypadku powstania wewnętrznego zwarcia łukowego w określonym przedziale funkcjonalnym, podnosi się do góry jego dekompresyjna klapa umieszczona klasycznie w górnej części pola. Skutki zwarcia są wyrzucane w górę, poza rozdzielnicę. Wyrzucone rozżarzone cząstki– po dobiciu się od sufitu pomieszczenia rozdzielni - mogą stanowić poważne zagrożenie dla osób przebywających przy rozdzielnicy: w korytarzu obsługi lub w korytarzu nadzoru. Aby temu zapobiec, na

Rys. 3. Rozdzielnica PREM-12G SMART, z dwoma wewnętrznymi kanałami dekompresyjnymi

Rys. 4. Widok drzwi przedziału przyłączowego z „okienkami termowizyjnymi”

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE rozdzielnicach montowany jest czasami zewnętrzny kanał dekompresyjny, zakrywający wszystkie trzy klapy dekompresyjne. Dążenie do zminimalizowania możliwości zranienia osób pracujących w pobliżu rozdzielnicy i zmniejszenia możliwości perforacji jej obudowy podczas wewnętrznego zwarcia lukowego zaowocowało m.in. ideą utworzenia wewnątrz rozdzielnicy tzw. wewnętrznych kanałów dekompresyjnych. Zbudowanie przez konstruktorów ELEKTROBUDOWY kilkanaście lat temu pierwszej polskiej, wieloprzedziałowej rozdzielnicy z wewnętrznymi kanałami dekompresyjnymi (rys. 2), rozpoczęło coraz bardziej zauważalny nowy trend w konstruowaniu rozdzielnic średniego napięcia z izolacją powietrzną Wewnątrz rozdzielnic nowszej generacji –przez wszystkie pola każdej sekcji – biegną jeden, dwa albo trzy podłużne kanały dekompresyjne. Każdy z przedziałów konstrukcyjnych średniego napięcia posiada swoją własną klapę dekompresyjną, która – w przypadku powstania zwarcia łukowego w tym przedziale – zostaje odgięta do wnętrza kanału powodując dekompresję uszkodzonego przedziału oraz wyrzucenie i następnie wytłumienie produktów łuku elektrycznego w kanale. Wprowadzenie tej koncepcji w życie umożliwiło skonstruowanie małogabarytowych, wieloprzedziałowych rozdzielnic dwusystemowych i dwupoziomowych. Kanały i zewnętrzna obudowa rozdzielnicy muszą być szczelne, odpowiednio wytrzymałe na działanie dynamicznych i termicznych skutków wewnętrznych zwarć łukowych. Przestawiona na rysunku 2 rozdzielnica posiada trzy poziome kanały dekompresyjne, które połączone są boczną, pionową przystawką na końcu sekcji rozdzielnicy. Całkowita pojemność przestrzeni dekompresyjnej zostaje znacznie zwiększona, a ciśnienie wewnątrz rozdzielnicy zredukowane. Warto zauważyć, że kanały dekompresyjne są oddzielone od zewnętrznej obudowy pola podwójnymi ściankami metalowymi. Przeznaczona do stosowania w górnictwie jednosystemowa rozdzielnica przedstawiona na rysunku 3 została przebadana z pozytywnym wynikiem latem 2018 roku. Pomimo małych rozmiarów pojedynczych pól (600mm x 1800mm x 1300mm) udało się wygospodarować miejsce na dwa wewnętrzne kanały dekompresyjne (między przedziałem szynowym i obwodów pomocniczych oraz w środkowej, tylnej części pola), które również są połączone boczną przystawką. Jest to prawdopodobnie

Rys. 5. Badania wyłącznika 24kV; 2500A; 31,5kA/3sek. w laboratorium KEMY

jedyna na świecie tak kompaktowa konstrukcja zdolna wytrzymać zwarcie łukowe o prądzie 25kA w ciągu 1sekundy. Niezależnie od faktu, że obudowa wysokiej klasy rozdzielnicy średnich napięć powinna wytrzymać zwarcie lukowe o znamionowym prądzie zwarciowym płynącym przez jedną sekundę, wskazane jest instalowanie systemów szybkiego wyłączania zasilania tego zwarcia. Im dłużej trwa zwarcie łukowe, tym zniszczenia powstałe wewnątrz rozdzielnicy są większe z powodu ogromnej temperatury wytwarzanej przez prąd zwarciowy. Historycznie stosowanym i technicznie poprawnym rozwiązaniem jest instalowanie pod klapami dekompresyjnymi łączników, które po otwarciu klap sygnalizują stan nadmiernego ciśnienia w rozdzielnicy - czyli wystąpienie zwarcia łukowego. W zależności od wartości prądu zwarciowego, objętości uszkodzonego przedziału czy konstrukcji klapy dekompresyjnej, aktywowanie ww. łącznika i wysłanie sygnału do wyłącznika (wyłączników) zasilających zwarcie, następuje po około 20 do 30 milisekundach. Coraz częściej stosuje się jeszcze szybciej działające zabezpieczenia optoelektroniczne łukoochronne. W Polsce zdecydowanie najbardziej znane i najczęściej stosowane są systemy ZŁ-4 produkowane przez ENERGOTEST Sp. z o.o., wysyłające sygnał wyłączający do 10 milisekund i umożliwiające bardzo szybkie wyłączenie zasilania wewnętrznego zwarcia łukowego już po około 40 do 50 milisekundach (będących sumą czasów zadziałania: systemu ZŁ-4, przekaźników pośredniczących oraz czasu własnego wyłącznika zasilającego zwarcie łukowe). Zniszczenia wewnątrz rozdzielnicy są w tym wypadku niewielkie. Zastosowanie systemu łączników krańcowych lub systemu optoelektronicznego umożliwia sekwencyjne wyłączenie tylko po-

Rys. 6. Wyłącznik EV1 podczas badań w Instytucie Elektrotechniki

la w którym wystąpiło zwarcie, ograniczając liczbę pozbawionych zasilania odpływów – najczęściej do jednego. W drzwiach przedziału wyłącznikowego i przedziału przyłączowego instalowane są często okienka-wzierniki umożliwiające sprawdzenie stanu położenia członu wysuwnego i stanu napędu wyłącznika, jak i stanu położenia styków ruchomych uziemnika. Okienka są elementami narażonym na ciśnienie i wielką temperaturę powstałe podczas zwarcia łukowego. Stąd nie wszyscy producenci decydują się na ich zainstalowanie. Konstruktorzy ELEKTROBUDOWY SA - po wielu doświadczeniach - dopracowali się rozwiązania w postaci dwóch, stosunkowo niewielkich okienek, które podczas badań wytrzymały zwarcia łukowe na poziomie nawet 50kA. Duże wzierni-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ki rodzą obawę z powodu możliwości wypchnięcia na zewnątrz podczas zwarcia łukowego. Jednym z ostatnich ciekawych wdrożeń jest implementacja w rozdzielnicach średniego napięcia serii D tzw. okienek termowizyjnych, umożliwiających pomiar temperatury istotnych punktów obwodu głównego podczas pracy rozdzielnicy, przy zamkniętych drzwiach i zachowaniu stopnia szczelności obudowy. W rozdzielnicy przedziałowej możliwość badania temperatury dotyczy niemal wyłącznie przedziału przyłączowego; w rozdzielnicach dwusystemowych dodatkowo przedziału odłącznikowego. W pozostałych przedziałach tory prądowe obwodów głównych są niemal zawsze zasłonięte wewnętrznymi przegrodami lub osłonami. W przedziale przyłączowym można się obawiać wzrostu temperatury na przyłączach kablowych i przyłączach przekładników prądowych. Okienka termowizyjne nie są odporne na wysoką temperaturę, łatwo ulegają perforacji. Rysunek 4 przedstawia sposób implementacji okienek i widok otwartych drzwi przedziału przyłączowego rozdzielnicy D-17P przed i po – pozytywnie zakończonej - próbie łukoochronności 31,5kA w ciągu 1 sekundy. Od zewnętrznej strony drzwi są one dodatkowo osłonięte łukoochronnymi, stalowymi osłonkami zamykającymi okienka podczas eksploatacji. Na rynku spotyka się okienka termowizyjne wyposażone w dodatkowe osłonki aluminiowe, są to jednak rozwiązania nie spełniające ochronnej roli przy pobliskim zwarciu łukowym. W ostatnich latach pojawiły się bezprzewodowe systemy pomiaru temperatury w obwodzie głównym. Na podgrzewających się szczególnie mocno częściach obwodu (złącza dwuczłonowe, połączenia szyn zbiorczych i odgałęźnych, przyłącza przekładników prądowych)

są instalowane czujniki temperatury z radiową transmisją danych do sterownika-monitora zamontowanego w przedziale obwodów pomocniczych.

Wyłączniki

Wyłącznik jest czasem nazywany sercem pola rozdzielnicy średniego napięcia. Oczywistą zasadą jest stosowanie wyłączników, które przeszły pełne próby typu, zgodne z normą PN-EN 62271-100. Badania wyłączników są kosztowną i długotrwałą inwestycją. Nie wszystkie próby można wykonać w Polsce. Rysunek 5 przedstawia wyłącznik skonstruowany przez konstruktorów ELEKTROBUDOWY SA na stanowisku prób zwarciowych w holenderskiej KEMIE. Wyłącznik jest dostosowany do instalowania w przedziałach gazowych rozdzielnicy OPTIMA-24. ELEKTROBUDOWA SA przebadała i wdrożyła do produkcji kilka typów wyłączników średnich napięć,

w większości o specjalnej konstrukcji przeznaczonych do stosowania w rozdzielnicach z izolacją gazową. Badania były prowadzone po zaimplementowaniu wyłączników w rozdzielnicach, zgodne z punktem 6.1d normy PN-EN 62271-200 („Rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe powyżej 1 kV do 52 kV”). Ten sposób badania daje bardziej wiarygodne wyniki, ponieważ obudowa rozdzielnicy i ukształtowanie torów głównych mają wpływ na wyniki prób, zwłaszcza prób nagrzewania oraz zwarciowych. Rysunek 6 przedstawia wyłącznik EV1 produkcji ELEKTROBUDOWY SA, zamontowany wewnątrz rozdzielnicy D-17P, podczas prób w Instytucie Elektrotechniki w Warszawie. Wyłącznik był badany dla najszybszego cyklu SPZ: O-0,3s-CO-15s-CO, posiada również ponadnormatywną trwałość mechaniczną – 30 000 przestawień.

Rys. 7. Widok pola rozdzielnicy OPTIMA-24

Rys. 8. Izolowane szyny zbiorcze 2500A i przedział przyłączowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Polscy producenci rozdzielnic przystosowują konstrukcje swoich rozdzielnic do współpracy często z kilkoma typami wyłączników (w rozdzielnicy D-12P można instalować nawet 15 typów wyłączników). Wynika to ze specyfiki polskiego rynku i chęci realizacji przez producentów życzeń odbiorców. Zastosowanie każdego typu wyłącznika wymaga przeprowadzenia uzupełniających prób typu: napięciowych, przyrostu temperatury, często również prób zwarciowych.

Rozdzielnice w izolacji gazowej

Zastosowanie izolacji gazem SF6 zamiast izolacji powietrznej umożliwia zmniejszenie gabarytów rozdzielnic, zwłaszcza dla poziomu napięć 24 i 36 kV. Dotyczy to rozdzielnic pierwotnego i wtórnego rozdziału energii. Rysunek 7 przedstawia pole rozdzielnicy OPTIMA-24: przedziałowej, z metalowymi przegrodami wewnętrznymi, w izolacji gazowej i stałej, z wyłącznikami próżniowymi o maksymalnych parametrach: 24 kV/50 kV/125 kV, 2500 A, 25 kA/3 s, AFLR 25 kA/1s. W ostatnich kilkunastu latach utrwaliła się tendencja do minimalizowania ilości stosowanego gazu SF6. OPTIMA-24 jest również rozdzielnicą z izolacją mieszaną: stałą i gazową. Tory prądowe średniego napięcia przedziału szynowego oraz przedziału przyłączowego posiadają izolację stałą (rysunek 8). Przedział z wyłącznikiem i odłączniko-uziemnikiem posiada szczelną obudowę, wykonaną z zespawanych blach kwaosodpornych, niedostępną podczas dziesiątek lat eksploatacji. Przedział wypełniony jest gazem izolacyjnym SF6, którego ilość użyta dla jednego pola nie przekracza 3 kg.

Rys. 9. Sterownik OPTIMASTER i elementy składowe systemu.

Rys. 10. Zestawy prototypowe rozdzielnicy PREM-G12 SMART

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Zaizolowanie torów głównych i zamknięcie ich w hermetycznych obudowach praktycznie zapewnia ich niewrażliwość na szkodliwy wpływ środowiska. Rozdzielnica jest w dużym stopniu bezobsługowa: wyłączniki zbadano dla 30 000 cykli zamknij-otwórz i dla szeregu łączeniowego O-0,3s-CO-15s-CO, wprowadzono napędy silnikowe odłącznika i uziemnika, wszystkie przedziały średniego napięcia są łukoochronne w klasie AFLR 25kA/1sekundę. Istnieje możliwość wymiany pola podczas eksploatacji i łatwość rozbudowy o kolejne pola. Unikalną cechą rozdzielnicy jest możliwość jej wyposażenia - poza klasycznym wyłącznikiem z napędem zasobnikowo-sprężynowym - w wyłącznik z napędem elektromagnesowym. Jak wiadomo napędy tego typu nie wymagają praktycznie działań konserwujących, potrafią wykonać nawet 50 000 cykli przestawieniowych, nie posiadają elementów wymagających częstszej konserwacji, przeglądów. Rynkowy sukces rozdzielnicy OPTIMA-24 spowodował podjęcie decyzji o podjęciu prac nad zwiększeniem jej parametrów w ramach projektu: „Zwiększenie poziomu niezawodności i bezpieczeństwa rozdzielnicy izolowanej gazem SF6 (g3) o podwyższonych parametrach znamionowych poprzez wprowadzenie systemu nadzoru pracy oraz nowatorskiego rozwiązania minimalizującego skutki zwarcia łukowego”, który otrzymał dofinansowanie z Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój nr POIR.04.01.04-00-0073/15. Wykonawcą jest konsorcjum w składzie: ELEKTROBUDOWA SA(lider), Instytut EMAG oraz KIZO Sp. z o.o. Obok zwiększenia prądu zwarciowego wytrzymywanego do poziomu 31,5kA, największymi innowacjami są: 1. Zastosowanie w przedziale wyłącznikowym ultraszybkiego uziemnika uziemiającego zwarcie łukowe pod wpływem wzrostu ciśnienia. Radykalne skrócenie czasu trwania wewnętrznego zwarcia łukowego ma ogromne znaczenie dla czasu naprawy rozdzielnicy i przywrócenia zasilania odpływów. 2. Alternatywne zastąpienie SF6 przez inny gaz izolacyjny, nie degradujący atmosfery ziemskiej o Global Warming Potential zbliżonym do wartości 1 (GWP dla SF6 wynosi 22800). 3. Alternatywne zastosowanie systemu OPTIMASTER monitorującego stan pracy poszczególnych pól (rysunek 9). System nadzoru i monitoringu pracy

Rys. 11. Badania łukoochronności rozdzielnicy D-17P KSA 3600A przeprowadzone w Instytucie Elektrotechniki

Rys. 12. Badania poziomu wyładowań niezupełnych w Instytucie Energetyki

poszczególnych pól rozdzielnicy (system autodiagnozy) obejmuje: yy analizę stopnia zużycia styków komór próżniowych w wyłącznikach yy analizę stopnia zużycia napędu wyłącznika yy monitoring ciśnienia gazu SF6 yy monitoring poziomu wyładowań niezupełnych yy monitoring temperatury wewnątrz przedziału wyłącznikowego yy sygnalizacja wystąpienia zwarcia łukowego yy analizę uzyskanych danych yy natychmiastowe wyłączenie rozdzielnicy w przypadku awarii yy wysyłanie do centrum serwisowego informacji o przekroczeniu zadanych progów sygnalizacyjnych i alarmowych ww. parametrów Obniżenie zadanych parametrów będzie skutkowało uruchomieniem grupy serwisowej lub wyłączeniem danego pola z ruchu zapobiegając ciężkim awariom. Zastosowanie systemu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

OPTIMASTER zmniejsza wyraźnie możliwość zaistnienia ciężkiego uszkodzenia rozdzielnicy, które spowodowałoby nieplanowane wyłączenia. Tym samym może mieć korzystny wpływ na zmniejszenie wskaźników SAIDI i SAIFI.

Badania typu rozdzielnic i aparatury

Badania typu rozdzielnic wykonywane są zgodne z punktem 6 i aneksami do normy PN-EN 62271-200. Badania dzielą się na trzy grupy: 1. Obligatoryjne – są to badania poziomu izolacji, nagrzewania, obciążalności zwarciowej obwodów głównych i uziemiających, zdolności załączania i wyłączania wbudowanych łączników, próby działania wbudowanych łączników i członów wysuwnych, sprawdzenie ochrony osób przed zbliżeniem się do części niebezpiecznych 2. Obligatoryjne jeżeli dotyczą – badania szczelności i wytrzymałości przedziałów napełnionych gazem lub

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 13. Badania konstrukcyjne rozdzielnicy wnętrzowej OPTIMA- 45kV

cieczą, badania łukoochronności, badania kompatybilności elektromagnetycznej, próby sprawdzające ochronę osób przed niebezpiecznymi efektami elektrycznymi 3. Opcjonalne, badania będące przedmiotem uzgodnień między producentem, a użytkownikiem – oceniające izolację za pomocą wyładowań niezupełnych, sprawdzenie ochrony przed uderzeniami mechanicznymi, Ze względu na różnorodność typów, danych znamionowych, możliwych kombinacji komponentów nie ma możliwości zbadania wszystkich układów rozdzielnicy. Jedno pole stanowi minimalny liczebnie prototyp (do prób łukoochronności potrzebne są już minimum dwa pola). W większości przypadków zestawy prototypowe złożone są z większej ilości pól. Na rysunku 10 widzimy trzy 2-polowe zestawy prototypowe rozdzielnicy PREM-G12 SMART przygotowane do prób łukoochronności i jeden 3-polowy zestaw do pozostałych badań typu. Rysunek 11 przedstawia pole rozdzielnicy OPTIMA-24 podczas - specyficzych dla rozdzielnic z izolacją gazową i stałą - badań poziomu wyładowań niezupełnych. Dotrzymanie niskiego poziomu wyładowań jest bardzo istotne uwzględniwszy konieczność jej pracy przez dziesiątki lat bez możliwości dostępu do torów głównych. Bez wątpienia najbardziej spektakularnymi i widowiskowymi badaniami rozdzielnic – są badania oceniające skutki łuku powstałego w wyniku zwarcia wewnętrznego. Ze względu na niszczący charakter badania, jest ono przeprowadzane jako ostatnie w cyklu badawczym. Konstruktorzy ELEKTROBUDOWY SA przeprowadzili

olbrzymią ilość badań łukoochronności, wielu typów rozdzielnic. Tym niemniej niemal każda seria prób przynosi nową wiedzę, nowe doświadczenia. Niektórzy producenci rozdzielnic posiadają własne laboratoria badawcze, w których mogą dopracować rozwiązania rozdzielnic i przeprowadzić badania konstrukcyjne prototypów. Z reguły są to badania napięciowe, nagrzewania prądem znamionowym ciągłym, badania mechaniczne. Posiadanie własnego laboratorium umożliwia również sprawdzenie nietypowych zamówień: jednostkowych rozwiązań konstrukcyjnych i wydanie na podstawie badań świadectwa zgodności. Rysunek 12 przedstawia generator udarów piorunowych i stanowisko do nagrzewania prądem znamionowym ciągłym podczas badań rozdzielnicy 145kV w zakładzie produkcyjnym ELEKTROBUDOWY SA w Koninie. Laboratorium konińskiego zakładu produkcyjnego ELEKTROBUDOWY SA potrafi wykonywać próby napięciowe napięciem przemiennym do wartości 530kV, próby napięciowe udarowe 1,2/50 mikrosekund do 800kV, próby nagrzewania prądem znamionowym ciągłym do 8000A, próby poziomu wyładowań niezupełnych…..Ze względu na minimum 30-letni okres pracy należy szczególną wagę przyłożyć do dopracowania się niezawodnych aparatów i ich podzespołów. Temu celowi służą wielokrotne - liczone w tysiącach - próby konstrukcyjne mechaniczne i elektryczne rozdzielnic. Przewidziane normą PN-EN 62271-200 ilości mechanicznych cykli przestawień łączników i członów wysuwnych oraz blokad wydają się mało wymagające (25 lub 50 prób).

Podsumowanie

W artykule omówiono szereg zagadnień dotyczących konstrukcji i badań rozdzielnic średniego napięcia wykorzystywanych do pierwotnego rozdziału energii elektrycznej. Podstawowe wymagania i cechy techniczno-konstrukcyjne oraz użytkowe rozdzielnic z izolacją powietrzną i izolacją gazową, pozostają niezmienne od wielu lat. Ciągłymi procesami są modernizacje konstrukcji rozdzielnic, powiększanie parametrów technicznych, zwiększanie bezpieczeństwa pracy, implementowanie najnowszej aparatury. Efektywność i intensywność tych procesów zależy od szeregu czynników: umiejętności konstruktorów, dobrej organizacji prac badawczo-rozwojowych, możliwości pozyskania zewnętrznego wsparcia finansowego (problem dla dużych i polskich przedsiębiorstw), skuteczności współpracy producentów z użytkownikami, rozwojowych wizji kierownictw przedsiębiorstw, efektywnej współpracy z jednostkami badawczymi…. W ostatnich 20 – 30 latach wprowadzono wiele rozwiązań zwiększających bezpieczeństwo pracy pracowników eksploatujących rozdzielnice: zwiększono czas wytrzymałości obudów na skutki łuku elektrycznego z 0,1 sekundy do 1 sekundy, wprowadzono wewnętrzne kanały dekompresyjne, powszechnie zastosowano stacjonarne wskaźniki obecności napięcia na torach głównych i uziemniki ze zdolnością zamykania „na zwarcie”…. Przedstawiony w tym artykule system autodiagnozy pracy pola udowadnia, że nadal istnieją możliwości zwiększania bezpieczeństwa pracy i technicznego poziomu rozdzielnic. Stanisław Wapniarski Elektrobudowa SA n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Przedłużacze kablowe 110 kV do zastosowań tymczasowych Żyjemy w świecie, w którym trudno wyobrazić sobie życie bez prądu. Nawet krótkotrwałe, planowane przerwy w dostawach energii elektrycznej, powodują dużą frustrację u użytkowników prywatnych i przedsiębiorstw. Stąd też ciągła potrzeba redukowania przez spółki dystrybucyjne parametrów SAIDI i SAIFI. Z punktu widzenia wykonawcy coraz trudniej uzgodnić dogodny czas na wyłączenie nawet krótkiego fragmentu sieci dystrybucyjnej 110 kV. Operatorzy niechętnie podejmują decyzje związane z wielogodzinnymi wyłączeniami newralgicznych fragmentów linii.

ychodząc naprzeciw tym oczekiwaniom Nexans już od kilku lat oferuje rozwiązanie sprzyjające kompromisowi przy niezbędnych modernizacjach lub naprawach. Mowa o tymczasowych, przenośnych przedłużaczach kablowych do 220 kV z fabrycznie zainstalowanymi, elastycznymi głowicami suchymi wielokrotnego użytku. Przedłużacze możemy podzielić na dwia warianty ze względu na swoją pracę: yy przedłużacze krótkie do 150 m długości/fazę pracujące w stacjach GPZ, RPZ yy przedłużacze długie 300-450 m służące do stworzenia obejścia fragmentu lini napowietrznej na potrzeby modernizacji linii lub w przypadku awarii. W Polsce, biorąc pod uwagę najbardziej popularne rozwiązanie sieciowe

110 kV oraz ustandaryzowane obciążalności prądowe linii, rzadko spotykamy linie napowietrzne 110 kV zbudowa-

ne z przewodów większych niż AFL-6 240 mm2. Biorąc pod uwagę warunki letnie, nasłonecznienie 1000 W/m2,

obciążalność prądowa takiego przewodu dla temp. pracy +80 oC wynosi około 630 A. Myśląc o tyczasowym zastąpieniu takiej linii musimy dobrać przewód o odpowiednim przekroju. Nexans Polska Sp. z o.o. posiada w swojej ofercie możliwość dostaw jak i wynajmu przedłużaczy 110 kV właśnie na potrzeby takich aplikacji. Dla rozwiązań stacyjnych długością optymalną ze względu na odległość pomiędzy bramką a wyłącznikiem znajdującym się przy transformatorze jest około 120-140 m. Poniżej przedstawiono parametry przełużacza kablowego PTSC110 300150 dla rozwiązań stacyjnych. W przypadku rozwiązań przenośnych nie należy stosować kabli 110 kV przeznaczonych do układania w ziemi ze wzlędu na swoją dużą masę, mały promień gięcia i brak możliwości wielokrotnego zwijania i rozwijania. Kabel powinien posiadać dla łatwiejszej

Typ kabla

2XS2Y<c> 1x300RM/35 64/110 (123) kV

Żyła przewodząca

żyła miedziana, wielodrutowa, zagniatana (RM) o przekroju 300 mm2

Typ głowic kablowych

Głowica silikonowa sucha FM1.123

Długość drogi upływu głowicy

3600 mm (III klasa zabrudzeniowa)

Rodzaj bębna

Bęben trójkomorowy, mieszczący do 150 m kabla na fazę (łączna długość kabla na bębnie: 450 m)

Masa bębna z kablem i głowicami (3x150 m)

ok. 4,5 t

Badania (kabel i głowica)

IEC60840:2011 4.0b

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Przykład realizacji z dwoma kablami 110 kV na fazę

Sposób ułożenia

Płasko, na ziemii, obustronne uziemienie Płasko, na ziemii, obustronne uziemienie Płasko, na ziemii, 1-stronne uziemienie Płasko, na ziemii, 1-stronne uziemienie

Kabel WN 110kV o przekroju Cu 300 mm2

Montaż przedłużacza z silikonowymi głowicami na słupie

Obciążalność bez uwzględniania promieniowania słonecznego

Odstęp międzykablowy (między osiami)

Obciążalność z uwzględnieniem promieniowania słonecznego 1000 W/m2

20oC

30oC

40oC

20oC

30oC

40oC

7 cm

827 A

770 A

706 A

761 A

699 A

628 A

20 cm

807 A

751

689 A

751 A

690 A

622 A

7 cm

906 A

843

773 A

833 A

763 A

686 A

20 cm

929 A

864 A

792 A

862 A

791 A

712 A

Przykładowe parametry obciążalnościowe kabla w zależności od sposobu ułożenia dla kabla 2XS2Y<c> 1x300RM/35 64/110 (123) kV

obsługi i poprawy promienia gięcia jak najmniejszą grubość izolacji XLPE – w naszym przypadku jak wyżej – 13 mm, zachowując przy tym parametry wytrzymałościowe dedykowane w sieciach 110 kV. Dodatkowo, w celu sprawdzenia kabla po ułożeniu pod względem uszkodzeń mechanicznych kabla na warstwie zewnętrznej – stosujemy dodatkową warstę półprzewodzącą. Ważną częścią systemu przenośnego jest sucha silikonowa głowica typu FM1.123, która nie posiada żadnego wypełnienia olejowego, jest zbudowana jako jednolity odlew, spojony idealnie z kablem materiał izolacyjny, z możliwością zginania wraz z kablem. Głowica może pracować w każdej pozycji sieciowej (nawet odwróconej). Na czas transportu oraz układania kabla, głowice kablowe posiadają specjalny pokrowiec zabezpieczający głowicę przed uszkodzeniami mechanicznymi.

Elastyczna głowica kablowa FM1.123

Wszystkie trzy fazy w przypadku długości jedno-fazowej 150 m (450 m kabla łącznie) są nawinięte wraz z głowicami na specjalny stalowy bęben trójkomorowy. Na czas transportu głowice są unieruchomione za pomocą zacisków śrubowych. Całość, w zależności od długości linii, można ułożyć ręcznie wykorzystując nawet siłę ludzkich mięśni - szczególnie w nieprzychylnych warunkach lokalizacyjnych. Dla długotrwałej użyteczności zestawu, ważne jest odpowiednie obchodzenie się z kablem tak, aby go nie uszkodzić (np. poprzez zbyt mały promień gięcia, użycie zbyt dużej siłu ciągnięcia).

Polskie prawo budowlane sprzyja rozwiązaniom tymczasowym 110 kV. Do 180 dni możemy użytkować instalację bez np. pozwolenia na budowę. Pozostaje tylko zdobyć odpowiednie uzgodnienia ze strony operatora danej sieci dystrybucyjnej lub stacji rozdzielczej. Nexans dostarczył w ciągu kilku ostatnich lat ponad 500 przedłużaczy, które znalazły zastosowanie w sieciach dystrybucyjnych WN w Europie do 220 kV włącznie. Kontakt w sprawach technicznych i handlowych: Marcin Mróz Nexans n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019

Dla tych, którzy jeszcze nie słyszeli

HITACHI POWER TOOLS jest teraz

Rozwijamy innowacyjne Japońskie technologie od 1948 roku.

www.hikoki-narzedzia.pl

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 3/2019 (118)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

118

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2019 (118)