Urządzenia dla Energetyki 4/2013 by Urządzenia dla Energetyki

dla

Urządzenia Energetyki

Specjalistyczny magazyn branżowy ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 4/2013 (71)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

|www.urzadzeniadlaenergetyki.pl| • JM TRONIK - Implementacja standardu IEC 61850 w zabezpieczeniach i rozdzielnicach JM-TRONIK • • SPRECHER AUTOMATION – zdalny system sterowania i nadzoru • SONEL - Innowacyjna seria mierników rezystancji izolacji • • PFISTERER - Poprzeczniki izolacyjne – nowe rozwiązania budowy linii napowietrznych SN, WN, NN • • TRANSFORMATORY - skuteczność zabiegów wydłużania żywotności transformatorów energetycznych •

urządzenia dla energetyki 4/2013 (71)

• •

od redakcji

Spis treści n WYDARZENIA I INNOWACJE Panele słoneczne zamiast... asfaltu..........................................................6 Białystok centrum badań nad OZE?.................................................................. 8 Niezwykły przewód elektryczny............................................................ 10 Samowystarczalne więzienia przyszłości......................................... 11 Świecące drzewa zamiast ulicznych latarni.................................... 12 n technologie, produkty informacje firmowe Poprzeczniki izolacyjne – nowe rozwiązania budowy linii napowietrznych SN, WN, NN...................................... 14 SPRECON-E – zdalny system sterowania i nadzoru................... 24 Innowacyjna seria mierników rezystancji izolacji....................... 26 Implementacja standardu IEC 61850 w zabezpieczeniach i rozdzielnicach JM-TRONIK....................... 30 Komputer modułowy Kontron COM Express® przyspiesza indywidualną implementację procesorów Intel® Core™ czwartej generacji................................. 36 Nowa płyta główna Mini-ITX firmy Kontron.................................. 37 n konferencje i seminaria Konferencja naukowo-techniczna firmy ELKOMTECH S.A.... 40 Międzynarodowa konferencja transformatorowa „TRANSFORMATOR ‘13”................................................................................. 42 n transformatory Skuteczność zabiegów wydłużania żywotności transformatorów energetycznych realizowanych w miejscu zainstalowania.......................................................................... 44 Zagadnienia bezpieczeństwa związane z eksploatacją prefabrykowanych stacji transformatorowych wn/nn........... 52 Przyczynek do możliwości podniesienia poziomu diagnostyki technicznej transformatorów w energetyce krajowej................................................................................ 56 n eksploatacja i remonty Zakrętarki i klucze bateryjne z IP56...................................................... 62 Mobilny warsztat Metabo.......................................................................... 64 Najlżejsze i najbardziej kompaktowe wśród narzędzi tej klasy. Nowa generacja wkrętarek z serii „light” z akumulatorami Li-Ion 14,4 V i 18 V.................................................... 66 Wiha Inomic – szczypce wynalezione na nowo.......................... 68 n targi EXPOPOWER 2013 zakończone............................................................. 70 7 edycja targów Expopower za nami................................................. 72

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel.: 22 812 49 38, fax: 22 810 75 02 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com

Urządzenia Energetyki dla

Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: mgr inż. Marek Bielski, tel. kom.: 500 258 433, e-mail: marek.w.bielski@gmail.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: mgr Marta Olszewska tel. kom.: 531 266 287, e-mail: marta.is.roxy@gmail.com Dr 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 Techniczny Robert Lipski, info@studio2000.pl Fotoreporter: Zbigniew Biel Opracowanie graficzne: OutcastMedia.pl, 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: JM Tronik..........................................................................................I okładka eltur...................................................................................................II okładka wilk................................................................................................... III okładka sprecher automation.......................................................... IV okładka baks........................................................................................................................34 belos-plp............................................................................................................23 bezpol..................................................................................................................23 cantoni................................................................................................................. 5 elektromontaż-lublin............................................................................51 elgis garbatka...............................................................................................11 elkomtech.........................................................................................................41 energetab..........................................................................................................74 energetykacieplna.pl...............................................................................71 energoelektronika.pl................................................................................ 8 enervision.........................................................................................................29 hitachi.................................................................................................................63 hoppecke.............................................................................................................. 9 kontron.............................................................................................................35 mersen.................................................................................................................39 pfisterer.............................................................................................................13 sonel....................................................................................................................27 taurus technic................................................................................................ 7 technokabel..................................................................................................... 3

urządzenia dla energetyki 4/2013

wydarzenia i innowacje

Panele słoneczne zamiast... asfaltu Na taki pomysł już parę lat temu wpadli Amerykanie Scott i Julie Brusaw, którzy zapragnęli ulepszyć dotychczasowe rozwiązania w zakresie wykorzystania potężnych obszarów, jakie zajmują autostrady i pomniejsze drogi. Ich projekt przewiduje stworzenie dróg o nawierzchni złożonej z odpornych na duże obciążenia ogniw słonecznych, które nie tylko magazynowałyby energię, ale tez ostrzegały przed wypadkami, wyświetlały znaki drogowe i przesyłały informacje o drożności jezdni. Wkrótce, w Idaho, powstać mają pierwsze takie nawierzchnie.

budowane z nowego typu wysokoodpornych ogniw słonecznych drogi przyszłości (całkiem niedalekiej, jak zapowiadają ich twórcy i władze stanu Idaho), mają wreszcie służyć nie tylko kierowcom, ale też odciążyć środowisko, w którym żyjemy. Nowe drogi, pokryte specjalnymi panelami słonecznymi wykonanymi według pomysłu Solar Roadways, firmy należącej do Brusawów, będą zbudowane z kwadratowych paneli o długości boku 365 cm każdy. Zasadniczym celem tego projektu jest oczywiście produkcja czystej energii elektrycznej, która w przyszłości zastąpić może konwencjonalne sposoby generowania – i magazynowania energii elektrycznej. Nowa nawierzchnia miałaby służyć między innymi do oświetlania dróg i jako stacja zasilania dla aut elektrycznych, które będą tankowane podczas jazdy. Projekt oznaczać ma czysty (także ekologicznie) zysk, bowiem dzięki nowym nawierzchniom zbudować można drogę, która zarabia pieniądze na swoje utrzymanie niemal nieustannie, generując wydatki jedynie na etapie jej budowy, zaś po jej uruchomieniu przynosząc przychody np. ze sprzedaży prądu. Według oficjalnych informacji, jeden panel zastosowany do budowy nowej nawierzchni może wyprodukować dziennie 7,6 kWh energii elektrycznej. Jak obliczono, pokrycie takimi panelami wszystkich dróg w USA pozwoliłoby na wyprodukowanie trzykrotnie większej ilości energii niż wytwarzają obecnie elektrownie tego kraju. Drogi pokryte panelami likwidują też problem dróg zacienionych. Panele mają bowiem zdolność magazynowania energii oraz przesyłania jej między sobą, dzięki czemu elementy odcięte od słońca magazynowałyby jej nadmiar. Jednocześnie każde ogniwo ce-

chowałoby się pełną autonomią, co oznacza, że wypadek drogowy nie sparaliżowałby ruchu drogowego. Co istotne, projektanci Solar Roadways chcą, by integralną częścią nowego systemu było zaopatrzenie dróg w pasy widoczne w każdych warunkach pogodowych oraz wyświetlanie na

nawierzchni interaktywnych komunikatów informujących na bieżąco kierowców o sytuacji na drodze. Sygnały w rodzaju „zwolnij” lub „uwaga, piesi” mają być na bieżąco generowane i wyświetlane przez układ LED-owych diod reagujących na komendę z centrali. Dzięki systemowi zarządzania ruchem można będzie też w trybie natychmiastowym generować komunikaty o wypadku oraz kierować podróżnych na najwygodniejsze objazdy. Na tym jednak nie koniec – w nowej konstrukcji drogi przewidziano bowiem również miejsce na montaż podgrzewaczy eliminujących gołoledź oraz zaśnieżenie jezdni. Pomysł solarnych dróg, choć pozornie radykalnie odważny, jest blisko realizacji. Wkrótce w północnym Idaho ma zostać ukończona budowa specjalnego parkingu wyłożonego ogniwami słonecznymi. Twórcy projektu dostali na niego od amerykańskiego rządu grant w wysokości 750 000 dolarów. – Już niebawem zaprosimy właścicieli firmy, aby zobaczyli nasz projekt. Będą oni mogli podziwiać wszystkie funkcje i potencjał naszej instalacji – powiedział Scott Brusaw. 5700-watowa instalacja tworząca nowy, słoneczny parking, składa się, podobnie jak solarne drogi, z trzech części: półprzezroczystej warstwy wykonanej z ogniw słonecznych, lamp LED-owych oraz elementów grzejnych, warstwy elektroniki do sterowania oświetleniem i komunikacją oraz warstwy podstawowej, oddzielającej drogową instalację elektryczną od sieci miejskiej. Pierwsze panele słoneczne przeznaczone do budowy nowego typu nawierzchni mają trafić na komercyjny rynek w 2014 roku. OM n Fot.: Solar Roadways

urządzenia dla energetyki 4/2013

wydarzenia i innowacje

Białystok centrum badań nad OZE? Wiele wskazuje na to, że dzięki rozpoczętej właśnie w Białymstoku budowie centrum badań nad energią odnawialną nie tylko ten region doczeka się nowoczesnego ośrodka rozwoju nowoczesnej polityki energetycznej.

nnowacyjne centrum dydaktyczno-badawcze alternatywnych źródeł energii, budownictwa energooszczędnego i ochrony środowiska Politechniki Białostockiej – Inno-Eko-Tech powstać ma do końca 2014 roku. Koszt budowy wyniesie niemal 91 mln zł. Politechnika uzyskała na stworzenie tej placówki badawczej wsparcie ze środków unijnych – z całej sumy aż 89 808 522,53 zł stanowić będzie dofinansowanie z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko. Inno-Eko-Tech zbuduje konsorcjum firm Anatex z Białegostoku i Condite z Kielc. Wedle informacji opublikowanych przez białostocką Politechnikę – Głównym celem projektu jest budowa i wyposażenie nowoczesnego Centrum dydaktyczno-badawczego alternatywnych źródeł energii, budownictwa energooszczędnego i ochrony środowiska przy Wydziale Budownictwa i Inżynierii Środowiska PB (WBiIŚ), a także podniesienie

jakości kształcenia poprzez wykorzystanie w procesie dydaktycznym nowoczesnych rozwiązań ICT (Information and Communications Technology). Kompleks budynków Inno-Eko-Tech obejmie w sumie 36 laboratoriów i pracowni dydaktycznych. Powstaną także 673 stanowiska badawcze, wyposażone w najnowocześniejszy sprzęt badawczo-pomiarowy. – Centrum umożliwi działalność dydaktyczną oraz prowadzenie badań naukowych nie tylko WBiIŚ, ale także innym wydziałom Uczelni z zakresu rozwiązań i technologii innowacyjnych ze szczególnym uwzględnieniem minimalizacji kosztów technologii wytwarzania energii – piszą w oficjalnym komunikacie władze Politechniki. Centrum pozwoli stworzyć na Politechnice Białostockiej nowy kierunek: biotechnologię oraz makrokierunek – ekoenergetykę, który współtworzony będzie przez WBiIŚ

(Wydział Budownictwa i Inżynierii Środowiska), WE (Wydział Elektryczny) i WM (Wydział Mechaniczny). Realizacja projektu umożliwić ma tym samym zwiększenie liczby studentów zainteresowanych nauką w tym zakresie na kierunkach oferowanych na Politechnice, jak budownictwo, inżynieria środowiska, ochrona środowiska, elektronika i telekomunikacja, elektrotechnika, automatyka i robotyka, inżynieria biomedyczna, mechanika i budowa maszyn. Podobna do Inno-Eko-Tech inwestycja realizowana jest przy Politechnice Krakowskiej, gdzie powstaje Małopolskie Laboratorium Budownictwa Energooszczędnego, badające na dużą skalę technologie energooszczędne oraz komfort użytkowania budynków niskoenergetycznych. Ten obiekt ma być gotowy do czerwca 2014 r. i pochłonie ponad 20 mln zł. OM n

urządzenia dla energetyki 4/2013

wydarzenia i innowacje

Niezwykły przewód elektryczny Dziesięć razy lżejszy, trzydzieści razy bardziej wytrzymały niż zwykły kabel miedziany – takie właściwości ma opracowany na Uniwersytecie w Cambridge nowy rodzaj kabla, wykonanego z węglowych nanorurek. Grupą naukowców pracujących nad stworzeniem takiego rozwiązania kierował Polak, Krzysztof Kozioł.

pracowane na University of Cambridge nanorurki węglowe dają nie tylko sporą nadzieję na poprawę efektywności przesyłu prądu, ale też, między innymi, poprzez ich zastosowanie w przemyśle motoryzacyjnym, na zmniejszenie zużycie paliwa. Zaletą nowych kabli jest także możliwość łączenia ich z tradycyjnym okablowaniem, co do tej pory nie było możliwe. Chociaż do niedawna najlepszym z powszechnie używanych materiałów do budowy kabli była miedź, coraz częściej mówiło się już ostatnio o konieczności zastąpienia jej innym tworzywem. Kable miedziane są bowiem nie tylko bardzo ciężkie, ale też podatne na szybkie zużycie – wskutek wibracji, przegrzania, a także z powodu tego, że miedź ulega po prostu utlenieniu. Autorzy raportu The Outlook for Energy przygotowanego przez ExxonMobil przewidują zaś, że do roku 2040 zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrośnie o 80 procent, a to z kolei oznacza, że aby uniknąć przerw i awarii w dostawie prądu, których ryzyko wzrasta wraz ze zwiększeniem zapotrzebowania na energię, należałoby albo pięciokrotne zwiększyć liczbę słupów energetycznych, albo zastosować właśnie materiał bardziej efektywny niż miedź. Opracowane przez uczonych z Cambridge przewody z nanorurek, które rozwiązać mogą te

problemy, powstały dzięki zastosowaniu procesu katalitycznej syntezy ciągłej węglowych nanorurek, której autorem jest profesor Alan Windle. Proces ten wykorzystuje osadzanie z fazy gazowej do produkcji długich włókien i odbywa się w maszynie podobnej do urządzenia produkującego watę cukrową. Doktor Krzysztof Kozioł i profesor Windle opracowali już wspólnie metodę produkcji bardzo czystego materiału zawierającego jedno-, dwu- i wielościenne narnorurki, ostatnio zaś udoskonalili ją na tyle, że wytwarzać mogą jeszcze czystszy materiał. Kontrolując grubość ścian nanorurek uczeni kontrolują ich chiralność. Nanorurki powstają w rektorze, do którego wtłaczany jest materiał prekursorowy – zwykle metan – oraz katalizator – żelazo, służące za matrycę do wzrostu nanorurek. Po dodaniu siarki lub pewnych rodzajów węgla, otrzymywany jest rodzaj nanorur-

kowej chmury, która jest na tyle zwarta, że można ją pozyskiwać z reaktora w procesie produkcji ciągłej w formie włókien w tempie 20 metrów na minutę. Włókna są następnie skręcane w bardzo lekki i wytrzymały przewód o średnicy 1 milimetra, który można pokryć izolacją i używać jako kabla elektrycznego. Jak powiedział dr Kozioł – Tworzenie węglowych kabli o długości metra jest proste. Nie musimy już polegać na milimetrowych fragmentach. Co więcej, zespół pod kierownictwem doktora Kozioła opracował specjalny stop, który pozwala na łączenie kawałków węglowego kabla nie tylko z podobnymi przewodami, ale też z tradycyjnymi metalowymi kablami. O przewadze nowych kabli decyduje waga – są 10-krotnie lżejsze niż te miedziane – i wytrzymałość – do 30 razy większa, a dodatkowo odporność na korozję, możliwość przesłania prądu o wyższym napięciu i znaczne mniejsze straty związane z nagrzewaniem. Jest jednak pewna przeszkoda w natychmiastowym praktycznym zastosowaniu przewodów węglowych – niższe przewodnictwo niż w przypadku miedzi, spowodowane stratami przewodnictwa związanymi z łączeniem ze sobą pojedynczych nanorurek, z których każda ma milimetr długości. Naukowcy z Cambridge pracują teraz nad poprawieniem tego parametru. OM n Fot.: Cambridge University

urządzenia dla energetyki 4/2013

wydarzenia i innowacje

Samowystarczalne więzienia przyszłości Hydroelectric Waterfall Prison, czyli projekt położonego na Oceanie Spokojnym w pobliżu kanadyjskiego wybrzeża więzienia, to perfekcyjny przykład tego, jak w przyszłości wyglądać mają placówki odosobnienia i resocjalizacji prowadzone z zamiarem osiągnięcia nie tylko energetycznej samowystarczalności, ale też dostarczania cennej waluty, jaką jest dziś energia, za mury zakładu.

utorką projektu nietypowego więzienia jest dr. Margot Krasojevic, która opracowała koncepcję nowego typu instytucji, łączącej cechy więzienia z elektrownią. Ma być ona ulokowana z dala od skupisk ludzkich, na oceanie, ściśle izolowana i – jak wskazuje jej nazwa, Hydroelectric Waterfall Prison – wyposażona

w system do przetwarzania energii oceanu w elektryczną. Trzonem konstrukcji będzie wykonana z betonu zbrojonego platforma, utrzymywana na solidnych wspornikach, które zagwarantują jej stabilność i umocowanie w oceanicznym dnie, a także równomierny rozkład ciężaru. Samo więzienie będzie natomiast znajdowało się na wysokości około 50 metrów nad poziomem morza. Działające również jako elektrownia wodna więzienie produkować ma 3,2 megawatów energii, co zapewnić ma placówce energetyczną samowystarczalność, a, co więcej, pozwalać dodatkowo na dostarczanie prądu do około 2000 domów na lądzie. Woda z oceanu może być pompowa-

urządzenia dla energetyki 4/2013

na nawet w ilości 12 tys. m3. Podczas szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną, woda z ładowni będzie uwalniana do pływających turbin w oceanie. Energia elektryczna będzie przekazywana z platformy na kontynent za pośrednictwem podwodnych kabli. Na platformie, przy obsłudze elektrowni mają być oczywiście zatrudnieni więźniowie. Wstępne zainteresowanie budową Hydroelectric Waterfall Prison wykazali pekińscy inwestorzy, projektantka porozumiewała się już bowiem w tej sprawie z pekińskimi deweloperami, choć nie wiadomo kiedy realizacja futurystycznego obiektu miałaby ruszyć. OM n Fot.: Margot Krasojevic

wydarzenia i innowacje

Świecące drzewa zamiast ulicznych latarni Niewykluczone, że za parę lat na ulicach niektórych miast zamiast tradycyjnych lamp ulicznych staną, a raczej wyrosną, emitujące silne światło rośliny. To, co brzmieć może z pozoru niewiarygodnie, posiada solidne naukowe podstawy, wsparte oczywiście eksploatowaną na każdym już polu genetyką. Projekt jest dziełem grupy badaczy z Singularity University, którzy pieniądze na jego realizację zbierali w serwisie Kickstarter.

rupa naukowców z kalifornijskiego Singularity University znalazła, jak twierdzi, proste, racjonalne, ekologiczne i ciekawe rozwiązanie problemu oświetlenia ulicznego w miastach. Zamiast konwencjonalnych, energochłonnych i kosztownych latarni proponują oni bowiem wyhodowanie zmodyfikowanych genetycznie świecących roślin. Badaczom, w ramach programu Glowing Plants, udało się tak zmodyfikować gen rośliny Arabidopsis Thaliana (rzodkiewnik pospolity z rodziny kapustowatych), tak, by produkowała ona enzym lucyferazę, odpowiedzialny za emisję światła i występujący w naturalnych warunkach np. u świetlików. Do DNA rzodkiewnika wprowadzono lucyferyny, pigmenty, które świecą w wyniku reakcji utleniania przyspieszanej właśnie lucyferazą. Biotechnolodzy z zespołu dr. Antony’ego Evansa korzystali w trakcie eksperymentu z programu Genome Compiler używając bakterii Agrobacterium stosowanej w roślinnych eksperymentach genetycznych. Jak powiedział Antony Evans – Spodziewamy się, że z nasion tak zmodyfikowanych rośliny najpierw uzyskamy świecące grządki, zagony i poletka doświadczalne, a w dalszej kolejno-

Twórca projektu dr Anthony Evans

ści trawniki, klomby, kwietniki i drzewa świecące własnym światłem, które pozwolą wyeliminować z miast przestarzałe latarnie. Pieniądze na ten nowatorski projekt, czy raczej badania nad nim, kalifornijscy naukowcy zebrali za pośrednictwem platformy finansowania społecznościowego Kickstarter, gdzie gdzie pomysł

trafił na podatny grunt – użytkownicy serwisu bardzo chętnie wpłacali pieniądze, dzięki czemu z powodzeniem udało się zebrać ponad 400 tysięcy dolarów. Za tę kwotę w pierwszej kolejności wyhodowane zostanę świecące róże. W dalszej kolejności naukowcy chcą pozyskać kolejne 100 tysięcy dolarów, by wdrożyć projekt w życie. Nad podobną koncepcją świecących roślin pracuje też zespół naukowców z tajwańskeigo Uniwersytetu w Tajpej. Grupa pod kierownictwem prof. Shih-hui Changa wprowadziła nanocząstki złota do popularnej rośliny wodnej – bakopy karolińskiej (Bacopa amplexicaulis), dzięki czemu pobudzone promieniowaniem nadfioletowym liście świecą na niebiesko lub czerwono w zależności od długości fali promieniowania nadfioletowego. Badania zmierzają do zastąpienia nietoksycznym materiałem organicznym toksycznego fosforu w diodach LED. OM n Fot.: Glowingplant.com, Kickstarter.com

urządzenia dla energetyki 4/2013

Osprzęt kablowy SN i WN Głowice napowietrzne dla kabli WN XLPE: yy yy yy yy yy yy

Napięcie: do 300kV Przekroje żyły roboczej: do 3000mm2 Strefa zabrudzeniowa: do 31mm/kV System monitoringu temperatury kabla Maksymalny prąd zwarciowy: 60kA/1s Izolacja: kompozytowa lub porcelanowa

Mufy dla kabli WN XLPE: yy yy yy yy yy yy

Napięcie: do 300kV Przekroje żyły roboczej: do 2500mm2 Wykonanie przelotowe lub crossbondingowe System monitoringu temperatury kabla Maksymalny prąd zwarciowy: 60kA/1s Możliwość łączenia kabli o innych średnicach (wersja trzyczęściowa)

System połączeń konektorowych CONNEX WN: yy yy yy yy yy yy

Ujednolicony system dla Transformatorów i rozdzielnic GIS Napięcie: do 245kV Przekroje żyły roboczej: do 2500mm2 System monitoringu temperatury kabla Maksymalny prąd zwarciowy: 50kA/1s Możliwość wykonania mufy rozgałęźnej WN

System połączeń konektorowych CONNEX SN: yy Ujednolicony system dla Transformatorów i rozdzielnic GIS yy Napięcie: do 52kV yy Bogata gama akcesoriów: ograniczniki przepięć, wskaźniki obecności napięcia, uziemiacze, uzgadniacze faz, itp.

Zapraszamy do odwiedzenia naszego stoiska na targach Energetab 2013 Hala G, Stoisko 33 PFISTERER Sp. z o.o. ul. Pogodna 10 Piotrkówek Mały 05-850 Ożarów Maz.

http://www.pfisterer.pl Tel. +48 22 722 41 68 Fax +48 22 721 27 81 e-mail: info@pfisterer.pl

technologie, produkty – informacje firmowe

Poprzeczniki izolacyjne – nowe rozwiązania budowy linii napowietrznych SN, WN, NN Definicje

Napowietrzna linia kompaktowa – to taka linia której w maksymalny sposób zmniejszono gabaryty zachowując wszelkie wymagane parametry mechaniczne i elektryczne. To chyba najbardziej trafna definicja, tego do czego należy dążyć w konstruowaniu takiej linii. Nieustannym dążeniem przy projektowaniu nowych linii jest ich „miniaturyzacja” tak aby stały sią one bardziej akceptowalne przez społeczeństwo

i miały jak najmniejszy wpływ na środowisko. Stosowanie rozwiązań kompaktowych można zaobserwować nawet w liniach SN. Na rys. 1 przedstawiono porównanie dwutorowych linii średniego napięcia. Po lewej prowadzone tradycyjnym sposobem, po prawej w wersji kompaktowej. Największe jednak korzyści z zastosowania rozwiązań kompaktowych osiągane są na liniach przesyłowych najwyższych napięć (rys. 2).

Rys. 1. Porównanie dwutorowej linii SN (tradycyjna i kompaktowa)

Historia

Historia budowy kompaktowych linii napowietrznych zaczyna się w 1980 r. W Stanach Zjednoczonych i Grecji powstają pierwsze tego typu linie dla sieci przesyłowych 230kV. W tych projektach jako poprzeczniki izolacyjne zastosowano izolatory szklane i porcelanowe. W 1991r. odbyło się spotkanie CIGRE w Leningradzie, które poświęcone było zastosowaniu izolatorów kompozytowych do budowy napowietrznych linii kompaktowych. Dziś tą konferencję można traktować jako „kamień milowy” w rozwoju linii kompaktowych NN z zastosowaniem izolatorów kompozytowych w poprzecznikach izolacyjnych. W 1997r. PFISTERER (SEFAG) opracował a w 1998r. dostarczył dla szwajcarskiego OSP, firmy EOS, pierwsze rozwiązanie poprzecznika z wykorzystaniem izolatorów kompozytowych dla napięcia 400kV. Projekt polegał na zbudowaniu wielotorowej linii 2x400kV i 1x132kV, po trasie istniejącej dwutorowej linii 125kV, przy zachowaniu wskaźników natężenia pola elektrycznego i magnetycznego, nie większych jak dla istniejącej linii 125kV . Ze względu na brak możliwości poszerzenia tzw. pasa technologicznego linii która biegła przez tereny mocno zurbanizowane, konieczne było opracowanie innowacyjnej metody, jaką była kompaktowa linia wykorzystująca poprzeczniki izolacyjne z izolatorami kompozytowymi zamontowanymi na słupach kratowych (rys. 3). Na potrzeby realizacji tego projektu powstało kilka koncepcji, które poddawano szczegółowym testom zarówno elektrycznym jak i mechanicznym. Wyniki tych testów stanowiły cenne wskazówki do rozwoju tego rozwiązania i budowy kolejnych generacji linii kompaktowych. Więcej szczegółów dotyczących tej aplikacji można znaleźć w publikacji CIGRE „Papailiou K. O. and others: „A new 400 kV line with compact towers and composite insulator crossarms.”

Rozwiązania

Rys. 2. Dwutorowa linia 420 tradycyjna i kompaktowa. DEWA Dubaj

Starsze konstrukcje linii kompaktowych od początku budowane były głównie na bazie izolacji kompozytowej ale podejmowano także próby budowy takich linii przy użyciu izolacji porcelanowej lub kombinacji szkła i porcelany. Ze

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

Rys. 3. W środku sylwetka linii kompaktowej 2x420kV + 132kV, po prawej zdjęcie linii wybudowanej w 1998r

względu na ograniczenia mechaniczne i dużą wagę tych rozwiązań, gdzie wykorzystuje się porcelanę i szkło lub samą porcelanę, obecnie nie stosuje się tej technologii przy budowie linii kompaktowych. W przypadku konstrukcji gdzie w poprzecznikach stosowano kombinację izolatorów szklanych i porcelanowych maksymalny poziom napięć to 245kV (rys. 4), przy stosunkowo niewielkich długościach przęseł.

W pierwszych generacjach linii kompaktowych, w których stosowano izolatory kompozytowe, przy braku możliwości technologicznych produkcji odpowiednio wytrzymałych rdzeni, jako dolne izolatory w poprzeczniku instalowane były izolatory osłonowe pokryte silikonem. Ideą zastosowania izolatorów osłonowych było zapewnienie odpowiedniej wytrzymałości na zginanie i wyboczenie. Takie rozwiązanie, w celu eliminacji

Rys. 4. Lina kompaktowa 245kV na słupach kratowych z izolatorami porcelanowymi (Włochy)

urządzenia dla energetyki 4/2013

gromadzenia się wilgoci wewnątrz izolatora, wymagało wypełnienia go zalewą izolacyjną jaką stosowano w osprzęcie kablowym. Także w przypadku izolatorów odciągowych, niedoskonałość technologii wymagała zastosowania dwóch izolatorów odciągowych, aby zapewnić odpowiednią wytrzymałość mechaniczną poprzecznika. (rys. 5). Postęp technologiczny w dziedzinie produkcji rdzeni, wykorzystywanych

Rys. 5. Poprzecznik izolacyjny „pierwszej generacji” z zastosowaniem izolatora osłonowego

technologie, produkty – informacje firmowe

Rys. 6. Sylwetka poprzecznika izolacyjnego linii kompaktowej 420 kV w Dubaju

Rys. 8. Jednotorowa linia kompaktowa 123kV „Skawina — Ruczaj”

Rys. 7. Sylwetka konstrukcji dla linii wielotorowej 2x380kV + 2x170kV

Rys. 9. Porównanie dwutorowej linii tradycyjnej i kompaktowej 420kV- DEWA (Dubaj) 420 kV

Rys. 10. Poprzez zastosowanie linii kompaktowej natężenie pola magnetycznego w porównaniu do tradycyjnej linii, można zredukować o ok. 60%. Źródło TenneT http://www.tennet.org/

do budowy izolatorów kompozytowych spowodował, iż konstrukcje poprzeczników izolowanych zaczęły być stosowane przy budowie linii kompaktowych dla coraz wyższych napięć. Obecnie poziom napięcia dla którego istnieje rozwiązanie kompaktowe to 525kV. Przy obecnej technologii wystarczy aby poprzecznik był zbudowany tylko z dwóch izolatorów kompozytowych wsporczego i odciągowego (rys. 6). Takie też rozwiązanie zostało wykorzystane w budowie wielotorowej kompaktowej linii realizowanej dla holenderskiego OSP Tennet. W części projektowanej linii wspólnie z dwutorową linią 380kV zaplanowano poprowadzenie dwutorowej linii 170kV. Rys. 7 przedstawia sylwetkę słupów przelotowych dla linii wielotorowej (2x380kV i 2x170kV).

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe Potrzeba zawężania tzw. pasa technologicznego była także powodem dla którego w roku 2004 dla Zakładu Energetycznego Kraków SA (obecnie Tauron Dystrybucja S.A.) została zaprojektowana i wybudowana pierwsza linia kompaktowa w Polsce . Była to jednotorowa linia 123kV której autorem projektu jest Energoprojekt Kraków S.A. (rys. 8). Zasadność budowy linii kompaktowych determinują głównie 3 problemy: • Ograniczenia terenowe w prowadzeniu linii napowietrznych metodą tradycyjną – rys. 9 • Zwiększone wymagania dotyczące redukcji natężenia pola elektrycznego i magnetycznego – rys. 10 • Kwestie estetyczne – rys. 11 Zalety: • Porównywalne koszty budowy z liniami tradycyjnymi • Mniejsze koszty zakupu terenu • Efekt wizualny • Znacznie mniejsze wartości wskaźników natężenia pola elektrycznego i magnetycznego • Zwiększone możliwości przesyłowe systemu poprzez niższą impedancję linii • Zwiększone bezpieczeństwo poprzez zastosowanie min.2 izolatorów w poprzeczniku • Możliwość budowy kompaktowej linii 400kV w pasie tradycyjnej linii 220kV Wady: • Możliwy zwiększony poziom ulotu (istnieje możliwość eliminacji poprzez zastosowanie odpowiedniej konstrukcji wiązki, właściwie dobranego osprzętu, typu przewodów, etc.) • Bardziej skomplikowana procedura przy tzw. „pracach pod napięciem”

Rys. 11. Wizualizacja wielotorowej linii tradycyjnej i kompaktowej w projekcie TenneT przedstawione mieszkańcom.

Konstrukcje dla linii kompaktowych

Opisane wcześniej wady i zalety muszą być brane pod uwagę w procesie podejmowania decyzji o zastosowaniu danego wariantu. Idea budowy linii kompaktowych to przede wszystkim chęć miniaturyzacji linii a co za tym idzie zmniejszenie tzw. pasa technologicznego. Na rys. 12 przedstawiono w jaki sposób należy pojmować korzyści płynące z zastosowania rozwiązania kompaktowego w przypadku słupa przelotowego. Jak widać, porównane są dwa rozwiązania dla słupa przelotowego: • Tradycyjna metoda z łańcuchem przelotowym • Izolator wsporczy lub poprzecznik z uchwytem przelotowym

Rys. 12. Rozwiązanie dla słupa przelotowego z wykorzystaniem izolatora wsporczego (lub poprzecznika) i tradycyjnego łańcucha przelotowego.

W przypadku pierwszego rozwiązania należy zapewnić właściwe odległości izolacyjne w każdych warunkach, także przy dużym obciążeniu wiatrem. Dlatego też w tej sytuacji należy zastosować wysięgnik umożliwiający zachowanie bezpiecznej odległości przewodów podwieszonych na łańcuchu przelotowym od konstrukcji słupa. Gdy w tym miejscu zastosujemy izolator wsporczy lub poprzecznik izolacyj-

urządzenia dla energetyki 4/2013

ny, mamy możliwość eliminacji wysięgnika. Dodatkowo, przy zmniejszeniu szerokości linii, mamy jednocześnie możliwość zastosowania nieco niższych słupów utrzymując wysokość przewodów na takim samym poziomie. Co więcej, sam tzw. pas technologiczny może być zmniejszony o odległość na jaką może wychylić się łańcuch. Należy pamiętać iż w miarę wzrostu napięcia gdzie wymagane jest stosowanie coraz

technologie, produkty – informacje firmowe

Rys. 13. Wizualizacja mostka w linii kompaktowej 400kV

dłuższych łańcuchów izolatorowych, skala tego zjawiska rośnie. Korzyść z zastosowania systemu kompaktowego występuje również przy słupach mocnych. W tym przypadku zastosowanie izolatorów wsporczych w mostku umożliwia poprowadzenie przewodów na wysokości łańcuchów odciągowych co w efekcie także przenosi się na zmniejszenie gabarytów słupa (rys. 13). Patrząc na wymagania mechaniczne w przypadku systemu poprzeczników dla linii 123kV w niektórych

projektach, wystarczające jest zastosowanie tzw. „poprzeczników sztywnych” gdzie izolator wsporczy jest przymocowany do słupa na stałe (rys. 14). Biorąc pod uwagę znacznie większe gabaryty poprzeczników dla napięć powyżej 123kV oraz konieczność zastosowania wiązek wieloprzewodowych wymagane jest aby poprzeczniki izolacyjne miały możliwość wychyłu by sprostać obciążeniom mechanicznym. Taką sylwetkę dla napięcia 400kV przedstawiono na rys. 15.

Rys. 15. Sylwetka „ruchomego” poprzecznika izolacyjnego 400kV dla wiązki 3 x AFL-8 350mm2

Rys. 14. Poprzecznik izolacyjny 123kV – „sztywny”

Kluczowe problemy z jakimi należy się zmierzyć w projektowaniu linii kompaktowych to przede wszystkim właściwy dobór rozwiązania poprzecznika izolacyjnego. Należy pamiętać, iż w przypadku konstruowania poprzecznika izolacyjnego wymagane jest potraktowanie tego układu (izolatory, osprzęt) nie jako pojedyncze elementy ale jako całość. W procesie budowania poprzecznika izolacyjnego należy wziąć pod uwagę zarówno wymagania dotyczące parametrów elektrycznych, mechanicznych, wymagań związanych

Rys. 16. Błędnie zaprojektowany poprzecznik izolacyjny 123kV

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe z bezpieczeństwem oraz „wymagań estetycznych”. Poprawne zaprojektowanie poprzeczników izolacyjnych wymaga znajomości zagadnień z zakresu odpowiednich norm, mechaniki, energetyki i materiałoznawstwa. Nierzadko spotkać można konstrukcje poprzeczników izolacyjnych, w których brak wiedzy i doświadczeń z którejś dziedziny, powoduje że konstrukcja poprzecznika jest niewłaściwa. Poniżej kilka przykładów błędnie zaprojektowanych łańcuchów i poprzeczników dla linii kompaktowych. Na poniższym rysunku zauważyć można, iż niewłaściwie został dobrany osprzęt łukoochronny, który nie będzie chronił izolatorów kompozytowych w przypadku wystąpienia łuku. Kolejny podobny błąd polegający na niewłaściwym doborze osprzętu łukoochronnego dla podwójnego łańcucha odciągowego dla linii kompaktowej 123kV, uwidoczniony jest na rys. 17. Czerwonymi liniami zaznaczono miejsca „zamknięcia łuku”. Jak widać w tej sytuacji łuk będzie się palił nie pomiędzy rożkami a okuciami izolatora, co po pewnym czasie może doprowadzić do uszkodzenia izolatorów kompozytowych w ich najsłabszym punkcie (okucie, osłona, uszczelnienie). W przypadku niewłaściwego doboru osprzętu dla aplikacji 220kV czy 400kV problemem staje się także występowanie wyładowań niezupełnych na okuciu izolatora co w efekcie prowadzi do degradacji warstwy ochronnej i wystąpienie korozji. (rys. 18). Jak wspomniano powyżej, jednym z problemów które pojawiają się w przypadku „kompaktowania” linii wysokiego napięcia jest zjawisko ulotu. Także w tym przypadku układ (izolator + osprzęt) należy traktować jako całość. Właściwa konstrukcja poprzecznika w tym zapewnienie odpowied-

Rys. 17. Łańcuch ŁO2 dla linii kompaktowej – niewłaściwy dobór osprzętu łukoochronnego

Rys. 18. Widoczna korozja na okuciu izolatora spowodowana niewłaściwym doborem osprzętu

niego sterowania pola elektrycznego to nie tylko redukcja problematycznego zjawiska ulotu ale także zapewnienie optymalnych warunków pracy izolatora. Zalecenie nieprzekraczania maksymalnego dopuszczalnego poziomu pola elektrycznego na po-

Rys. 19. Uszkodzenie osłony silikonowej LSR i okucia izolatora kompozytowego z niewłaściwie dobranym osprzętem

urządzenia dla energetyki 4/2013

wierzchni izolatorów kompozytowych (tzw. Shank Field Stress < 4. 5 kV/cm), wynika głównie z potrzeby ograniczenia zjawiska degradacji osłony, tzw. „trackingu” i erozji na powierzchni gumy silikonowej, które powodują utratę hydrofobowości izolacji. Problem „trac-

Rys. 20. Symulacja rozkładu pola elektrycznego na powierzchni izolatora kompozytowego

technologie, produkty – informacje firmowe

Rys. 21. „Hipotezy obciążeniowe” i ich symulacja FEM dla poprzecznika

Rys. 22. Symulacja obciążeń poprzecznika w laboratorium

Rys. 23. Symulacja rozkładu pola elektrycznego poprzecznika izolacyjnego 420kV

kingu” i erozji widoczny jest szczególne w przypadku gdy osłona izolacyjna wykonana jest z gumy EPDM lub LSR, które to materiały są znacznie mniej odporne na długotrwałe działanie wyładowań powierzchniowych, w porównaniu do gumy silikonowej HTV. Biorąc pod uwagę konstruowanie poprzeczników izolacyjnych zbudowanych przy wykorzystaniu izolatorów kompozytowych, należy uwzględnić ich specyfikę materiałową oraz zachowanie „pod obciążeniem”, które znacznie różni się od izolatorów porcelanowych czy szklanych. W przypadku izolatorów wsporczych, poddawanie ich siłom zginającym czy ściskającym, wymusza analizę zjawiska odkształcenia czy wyboczenia izolatora w poprzecz-

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

Rys. 24. Próba typu poprzeczników izolacyjnych 420kV - mechaniczna

niku. Konstrukcja poprzecznika powinna przewidywać występowanie tego rodzaju zjawisk już na etapie projektu a później winna być empirycznie potwierdzona. Jest to kolejny dowód na to iż poprzeczniki izolacyjne dla linii kompaktowych muszą być analizowane jako system (izolatory + osprzęt). Proces konstruowania poprzecznika izolacyjnego powinien być poprzedzony symulacją komputerową umożliwiającą pokazanie różnych zachowań poszczególnych elementów poprzecznika w zależności od charakteru obciążenia, które może wystąpić w czasie normalnej pracy linii (obciążenie wiatrem, sadzią, drgania, itp.). Symulacja powinna uwzględniać także stany awaryjne, oraz zachowanie w przypadku wystąpienia nietypowego zjawiska czy awarii (przerwanie przewodu, nierównomiernie opadanie sadzi, itp.) rys. 21. Następnie tak zbudowany model musi zostać poddany symulacji rozkładu pola elektrycznego dla całego poprzecz-

Rys. 25. Próba typu poprzeczników izolacyjnych 420kV - elektryczna

nika. W procesie doboru osprzętu łukoochronnego, należy znaleźć właściwy kompromis pomiędzy konstrukcją zapewniającą zachowanie parametrów elektrycznych przy jednoczesnym zapewnieniu akceptowalnych aspektów wizualnych. Kolejnym etapem budowy systemu poprzeczników izolacyjnych jest tzw. Próba Typu, zarówno mechaniczna jak i elektryczna, mająca na celu odzwierciedlenie realnych warunków pracy danego elementu. Na rys. 24-26 przedstawiono przebieg prób i testów mechanicznych i elektrycznych, poprzeczników izolacyjnych, które były wykonywane wg różnych „scenariuszy obciążeniowych”. Nabyte doświadczenie w budowaniu poprzeczników izolacyjnych przyczyniło się do dalszego rozwoju tej technologii w budowie nowych konstrukcji linii najwyższych napięć. Ciekawym przykładem może być tutaj projekt „T-pylon” realizowany przez Operatora Sieci Przesyłowych w Wielkiej Brytanii

Rys. 26. Próba typu poprzeczników izolacyjnych 420kV - elektryczna

urządzenia dla energetyki 4/2013

National Grid UK. W roku 2012 w ogłoszonym konkursie na zaprojektowanie nowych sylwetek słupów dla linii przesyłowych zwyciężył projekt „T-pylon”. Projekt zakłada podwieszenie dwóch torów linii 400kV na słupach kształtem przypominającym literę T. Poszczególne fazy prowadzone są w układzie trójkątnym a sam układ izolacyjny ma kształt rombu. Porównanie sylwetek słupów przedstawiona zostało na Rys. 27. Głównym zamysłem przy realizacji tego projektu jest zwiększenie poziomu akceptacji społeczeństwa dla budowy nowych linii przesyłowych na terenie Wielkiej Brytanii. Przy okazji, dla tak zaprojektowanej konstrukcji zredukowane zostały poziomy pól; elektrycznego i magnetycznego w porównaniu do tradycyjnego rozwiązania, co dodatkowo argumentuje stosowanie takiego rozwiązania... Należy przyznać, że przy takim układzie prowadzenia faz, zrealizowanie tego projektu nie byłoby możliwe bez użycia izolatorów kompozytowych; od-

Rys. 27. Porównanie dotychczasowej konstrukcji (z lewej), z nowoczesną T pylon (z prawej)

technologie, produkty – informacje firmowe linii napowietrznych a w niektórych przypadkach także i kablowych. Szczególnie ważnymi argumentami przemawiającymi za zastosowaniem tego typu rozwiązań są: • Ekologia - możliwość prowadzenia tego typu linii przy zajęciu znacznie mniejszego obszaru • Znacznie mniejsza uciążliwość linii niższe wartości natężenia pola magnetycznego i elektrycznego • Kompaktowość – możliwość budowy w pasie istniejących linii 220kV • Walory estetyczne n Dariusz Dudek Rys. 28. Porównanie poziomów pola magnetycznego dla linii tradycyjnej 400kV (kolor niebieski) i „T-pylon” 400kV (kolor czerwony)

ciągowych i wsporczych. Także w tym przypadku największym problemem z którym należało się zmierzyć było zachowanie stabilności mechanicznej układu. Firma Pfisterer (Sefag), bierze czynny udział w tym przedsięwzięciu wykorzystując swe doświadczenie w budowie nowoczesnych konstrukcji dla linii najwyższych napięć. W ostatnim czasie z wynikiem pozytywnym zakończyły się próby elektryczne i mechaniczne poprzeczników dedykowanych dla projektu „T – pylon”. Wyprodukowanych przez firmę Pfisterer (Sefag).

Podsumowanie

Ciągły wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną, zmiana charakte-

ru i struktury zapotrzebowania i wytwarzania, oraz prawne bariery rozbudowy sieci przesyłowej to kluczowe problemy z jakimi borykają się Operatorzy Systemów Przesyłowych (OSP). Dodatkowo, w planach budowy sieci należy także uwzględniać powstające Odnawialne Źródła Energii, które często zlokalizowane są tam gdzie obecnie infrastruktura sieciowa nie jest do tego przystosowana. Systemy napowietrznych linii kompaktowych są doskonałym rozwiązaniem wszędzie tam, gdzie niemożliwe jest poprowadzenie linii przesyłowych tradycyjnymi metodami. Linie kompaktowe są więc doskonałą alternatywą wobec tradycyjnych metod prowadzenia napowietrznych

Bibliografia [1] Materiały własne Pfisterer [2] Papailiou K. O. and others: “A new 400 kV line with compact towers and composite insulator crossarms.” CIGRE 22/33/36-06 [3] Papailiou K.O ,Schmuck F. Silikon-Verbundisolatoren: Werkstoffe, Dimensionierung, Anwendungen [4] Papailiou K.O , Huiber W., Schmuck F. “Dewa`s new 420 kV compact line as an example of maximizing capacity of overhead lines in an urban environment”. CIGRE GCC POWER 07 [5] Mart van der Meijden: „Reduction of magnetic fields along transmission lines in Randstad-area. TenneT [6] Budowlani „Biuletyn Małopolskiej Okręgowej Izby Inżynierów Budownictwa” Grudzień 2005 [7] Baker A. C. and others: IEEE Guide for Braced Insulator Assemblies for Overhead Transmission Lines 60 kV and Greater [8] http://www.nationalgridt-talk.com [9] http://www.emfs.info [10] Osprzęt do linii kompaktowych 110kV

Rys. 29. Fragment wielotorowej linii 2x380kV i 2x170kV - „Wintrack”.

urządzenia dla energetyki 4/2013

Firma Sprecher Automation ma już 100 lat. Na polskim rynku jest obecna od 2004 roku. Swoim klientom z powodzeniem oferuje niezawodne i innowacyjne systemy sterowania nad i nadzoru oraz automatyki dla branży energetycznej, przemysłu, infrastruktury i transportu. SPRECON-E - zdalny system sterowania i nadzoru Zdalny system sterowania staje się niezbędnym narzędziem w obsłudze, monitoringu i sterowaniu procesami energetycznymi i przemysłowymi. Zależnie od ulokowania sterownika i jego przeznaczenia musi on spełniać następujące zadania: - obsługa wejść i wyjść - przetwarzanie i obróbka sygnałów - praca w określonych warunkach środowiskowych - transmisja protokołów - transmisja technologii - realizacja funkcji logicznych. Koncepcja wykorzystania urządzeń SPRECON-E w automaKon tyce i systemach sterowania jest oparta na technicznych i ekonomicznych uwarunkowaniach, zapewniając optymalne wykorzystanie tych urządzeń. System automatyki i zdalnego sterowania SPRECON-E składa się z następujących komponentów rodziny SPRECON-E-C: - wielofunkcyjnych sterowników SPRECON-E-Cx2/Cx4/Cx6 - kompaktowych sterowników RTU SPRECON-E-T3 - zabezpieczeń SPRECON-E-P. Wszystkie urządzenia bazują na unikalnej architekturze systemowej w zakresie struktury danych, komunikacji, funkcji logicznych, jak również narzędzi do projektowania i obsługi. Urządzenia różnią się rozmiarami, jak również parametrami aplikacyjnymi.

rys.1 Przykład konfiguracji z wykorzystaniem urządzeń serii SPRECON-E oraz programu SPRECON-E CONFIGURATOR. - programowalne logiki (IEC 61131) - autoryzacja operacji łączeniowych - rejestracja wielkości analogowych i binarnych oraz liczników - blokady polowe i stacyjne urządzeń - blokowanie łączników - rejestracja zdarzeń i grup alarmów - powiadamianie SMS - grupowanie sygnałów oraz blokowanie na podstawie dowolnej informacji binarnej lub analogowej - monitorowanie granic pomiarowych - kalkulowanie wielkości maksymalnych - kalkulowanie wielkości zadanych - konfigurowalny tryb transmisji mierzonych wielkości - automatyki step by step - wymiana danych poprzez GOOSE - programowalny system diagnozowania stanu obiektu - zdalna konfiguracja i serwisowanie - synchronizacja czasu z wykorzystaniem DCF77, GPS, IRIG-B, NTP - sterowanie zdalne/lokalne - ciągła samokontrola i testowanie - wbudowane funkcje takie jak kontrola synchronizmu, regulacja napięcia ARN, SPZ, SZR, SCO, edytor PLC - wsparcie dla standardowych protokołów oraz opcjonalnie dla firmowych - komunikacja z max. 16 niezależnymi magistralami/portami do urządzeń IED jednocześnie na jednej karcie CPU - kaskadowanie sterowników i kart CPU

technologie, produkty – informacje firmowe

Miernik MIC-5010 produkcji Sonel S.A.

Innowacyjna seria mierników rezystancji izolacji Trudności napotykane podczas wysokonapięciowych pomiarów rezystancji izolacji oraz rosnące wymagania stawiane profesjonalnym przyrządom leżały u podstaw opracowania przez inżynierów firmy Sonel rodziny nowych mierników rezystancji izolacji. Efekt to zapowiedź wprowadzenia na rynek czterech konstrukcji nowej generacji, z których modele MIC5010 oraz MIC-5005, trafiły do użytkowników. 26

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

ajwiększym wyzwaniem dla konstruktorów Sonela było pogodzenie pozornie sprzecznych cech, jakie powinny posiadać urządzenia: bardzo dużej odporności na zakłócenia zewnętrzne i możliwości pracy na obiektach, gdzie występują wyindukowane napięcia, przy zapewnieniu maksymalnego bezpieczeństwa podczas wykonywania pomiarów. Większość obecnych na rynku mierników do badań izolacji przeprowadza przed pomiarem prosty test obecności napięcia na obiekcie; w przypadku niestwierdzenia napięcia powyżej pewnej wartości (z reguły ok. 25 V) pozwala na uruchomienie pomiaru. W nowej rodzinie mierników izolacji Sonela zastosowano unikalne algorytmy, pozwalające na rozpoznanie charakteru napięcia występującego na obiekcie, dzięki czemu przyrząd potrafi określić, czy napięcie to jest napięciem sieciowym – wówczas pomiar nie zostanie wykonany; czy też jest to napięcie wygenerowane przez pole elektromagnetyczne wówczas pomiar zostanie wykonany, a miernik wyświetli jego wynik. Umożliwia to prowadzenie pomiarów w obecności bardzo silnych pól elektromagnetycznych tam, gdzie dotychczas było to niewykonalne. Otwierające serię nowych przyrządów mierniki MIC-5010 i MIC-5005 zapewniają przeprowadzenie następujących pomiarów: • rezystancji izolacji – napięciem wybieranym spośród 100, 250, 500, 1000, 2500 lub 5000V, • rezystancji izolacji – dowolnym, wybranym przez użytkownika napię-

ciem z zakresu 50..5000V (co 10 lub 25 V). • współczynników DAR, PI lub Ab1, Ab2, • rezystancji izolacji napięciami narastającymi schodkowo (SV), • wskaźnika rozładowania dielektryka (DD). Dodatkowo, model MIC-5010 umożliwia pomiar ciągłości połączeń ochronnych i wyrównawczych prądem ≥200 mA. Przyrządy wyposażone są w akcesoria, gwarantujące bezpieczeństwo podczas pomiarów wszystkimi dostępnymi napięciami – zarówno przewody pomiarowe, sondy, jak i krokodyle spełniają niezwykle rygorystyczne normy (gwarantowana wytrzymałość napięciowa do 11kV dla przewodów pomiarowych oraz 5,5 kV dla krokodyli i sond pomiarowych). Standardowo akcesoria dostarczane są wraz z poręcznym futerałem. Duża odporność urządzenia na zakłócenia sprawiła, że do pomiarów można wykorzystać przewody o długości nawet 20 m. Same mierniki, ze względu na gabaryt wymuszony rodzajem zasilania, gwarantującym dużą wydajność prądową, oraz normami bezpieczeństwa elektrycznego, posiadają obudowę w kształcie poręcznej walizki gwarantującej możliwość pracy w trudnych warunkach klimatycznych (IP 67 dla zamkniętej obudowy) oraz wysoką kategorię pomiarową CAT IV 600 V (CAT III 1000 V). Ekran o przekątnej 5,6” prezentuje wyniki w sposób czytelny i jednoznaczny: wartość główną, bargraf oraz informacje pomocnicze. Przełączanie napięć pomiarowych oraz funkcji od-

Pomiary rezystancji izolacji transformatora

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

bywa się za pomocą pokrętła, wybór opcji obsługiwany jest bezpośrednio przyporządkowanymi im przyciskami; w menu natomiast można wybrać ogólne parametry pomiarów i funkcji. Ekran (w obu modelach) i klawisze (w MIC-5010) są podświetlane, co ułatwia pracę w warunkach niedostatecznej widoczności. Obecność napięcia na zaciskach podczas pomiaru sygnalizowana jest diodami LED. Pokrywa obudowy może być w razie konieczności w prosty sposób zdjęta ułatwiając pomiary w szczególnych warunkach. Istotnym parametrem przyrządów jest maksymalna mierzona wartość rezystancji izolacji wynosząca 15 TΩ. Maksymalny prąd pomiarowy wynosi 1,2 mA lub 3 mA (wybierany przez użytkownika), co gwarantuje naładowanie obiektu o dużej pojemności w krótkim czasie. Każdy pomiar, zarówno w przypadku upływu zaprogramowanego czasu, jak też ręcznego przerwania, kończy się rozładowaniem obiektu przez miernik, w trakcie, którego wyświetlany jest na

Wyświetlacz miernika MIC-5010

bieżąco spadek napięcia. Czas trwania pomiaru określa użytkownik – maksymalnie 99 minut 59 sekund. MIC-5010 i MIC-5005 wyróżniają się spośród innych urządzeń tym, że w trakcie pomiarów rezystancji izolacji odbywają się również pomiary współczynników DAR, PI (lub Ab1, Ab2 – do wyboru przez użytkownika; czasy, w których dokonywane są odczyty rezystancji do obliczenia współczynników mogą być wybrane przez użytkownika – maksymalnie 600 s); nie ma konieczności uruchamiania osobnej funkcji pomiarowej. Po zakończeniu pomiaru do pamięci zapisywane są wszystkie uzyskane wyniki (rezystancje zmierzone po określonych czasach, współczynniki absorpcji, rzeczywiste napięcie w trakcie pomiaru, prądy upływu, pojemność obiektu). Pomiar rezystancji izolacji może odbywać się dwuprzewodowo lub trójprzewodowo - pozwalając wyeliminować wpływ prądów upływności powierzchniowej. Dodatkowo miernik posiada funkcję zaawansowanych filtrów cyfrowych (sprzętowych oraz programowych), umożliwiających stabilizację wyniku w szczególnie trudnych i niestabilnych warunkach pomiarowych. Po uruchomieniu funkcji wartości cząstkowe mierzonych rezystancji izolacji są filtrowane w wybranych przez użytkownika interwałach czasowych. Pomiary rezystancji izolacji napięciem stałym to nie koniec możliwości nowych mierników izolacji. Przyrządy umożliwiają również pomiar napięciem narastającym schodkowo (SV). Podczas

tego pomiaru stopniowo zwiększane jest narażenie izolacji, co pozwala ujawnić niektóre rodzaje jej uszkodzeń, takie jak zawilgocenie. Każda seria pomiarów SV składa się z następujących po sobie, w ciągu ustalonego czasu, pomiarów napięciem zwiększającym się skokowo – na przykład: 1 kV → 2 kV → 3 kV → 4 kV → 5 kV. Po zakończeniu serii pomiarów do pamięci zapisywane są wszystkie wyniki dla poszczególnych napięć. Kolejna funkcja to pomiar wskaźnika rozładowania dielektryka (DD), który jest wielkością charakteryzującą, jakość izolacji niezależną od napięcia próby. Wskaźnik DD pozwala na ocenę pogarszania (starzenia się) parametrów izolacji, wykrywa obecność wilgoci lub rozwarstwień. Pomiar polega na naładowaniu obiektu (jak podczas pomiaru rezystancji izolacji), a następnie, po rozładowaniu obiektu przez 60 s, pomiarze prądu rozładowania. Pozwala to zmierzyć ładunek zmagazynowany w dielektryku. Uzyskany wynik pozwala ocenić stan izolacji. W mierniku MIC-5010 podczas pomiaru rezystancji izolacji lub ciągłości użytkownik ma możliwość ustawienia limitów, czyli wartości granicznych pomiaru. Po zakończeniu pomiaru na wyświetlaczu pojawia się dodatkowy komunikat wskazujący, czy wynik nie przekroczył ustawionego limitu. Informacja o ustawionym limicie i wyniku testu jest zapisywana wraz z rezultatem pomiaru do pamięci miernika. Możliwości pomiarowe urządzeń uzupełniają: • niskonapięciowy pomiar ciągłości połączeń ochronnych i wyrównawczych prądem ≥200 mA z możliwością użycia przewodów dowolnej długości (MIC-5010); • pamięć 11880 wpisów - można zapisać po 990 wyników pomiarów każdego rodzaju; transmisja danych do komputera łączem USB lub drogą radiową, oprogramowanie do transmisji danych (oraz możliwość uzupełnienia zestawu o oprogramowanie do tworzenia protokołów Sonel PE-5); • zasilanie z akumulatora dużej pojemności i wbudowana ładowarka o optymalnej szybkości ładowania zależnej od stopnia rozładowania akumulatora. Przyrządy objęte są 36-miesięczną gwarancją z możliwością przedłużenia do 60 miesięcy. n mgr inż. Grzegorz Jasiński Sonel S.A.

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

Implementacja standardu IEC 61850 w zabezpieczeniach i rozdzielnicach JM-TRONIK Artykuł opisuje praktyczne aspekty związane z przystosowywaniem urządzenia megaMUZ-2 produkcji JM-Tronik do wymagań komunikacji zgodnej ze standardem IEC 61850. Przy okazji opisu starano się zwracać uwagę na pozytywne i negatywne aspekty wprowadzania standardu w kontekście zastępowanie protokołów i rozwiązań już istniejących. Rozdział 2 przedstawia zarys podstawowych cech protokołu IEC 61850. W rozdziale 3 pokazano wybrane aspekty implementacji protokołu w urządzeniu megaMUZ-2, a w szczególności problemy związane z określeniem modelu danych urządzenia oraz wybranych abstrakcyjnych usług komunikacyjnych. Rozdział 4 jest krótką syntezą grupującą wady i zalety zastosowania protokołu w subiektywnym ujęciu, w odniesieniu do stacji elektroenergetycznych średniego napięcia. Wstęp

Rozpowszechnienie się sieci lokalnych opartych o technologię Ethernet od pewnego czasu obejmuje też swoim działaniem obszar automatyki elektroenergetycznej. Spośród wykorzystywanych na podstacjach protokołów telekomunikacyjnych najpełniej możliwości Ethernetu wykorzystuje wdrażany już od kilku lat protokół oparty o międzynarodową normę IEC 61850 [1]. Producenci urządzeń automatyki elektroenergetycznej stają przed niełatwym zadaniem dostosowania swych produktów do wymagań zawartych w tym standardzie. W pracy tej starano się skupić na praktycznych aspektach związanych z wdrażaniem IEC 61850. Zwracano przy tym uwagę zarówno na zalety jak i na wady, jakie niesie ze sobą implementacja protokołu

Opis protokołu

IEC 61850 wykorzystuje technologię sieci komputerowych LAN (ang. Local Area Network). Protokół ten, a także jego poprzednik, mniej popularny w Europie UCA v2.0 (ang. Utility Communications Architecture), powstały w odpowiedzi na potrzebę stworzenia wspólnego, ujednoliconego dla różnych producentów protokołu komunikacyjnego, który nadążałby za rozwojem wykorzystywanych technologii telekomunikacyjnych. Norma IEC 61850 definiuje hierarchiczną strukturę wymiany informacji wprowadzając podział na tzw. magistralę stacyjną i na magistralę procesową. Magistrala stacyjna sprzęga urządzenia zabezpie-

czeniowe, sterowniki polowe oraz system sterowania i nadzoru stacji. Z kolei do magistrali procesowej podłącza się urządzenia pierwotne mające możliwość komunikacji zgodnej z IEC 61850 a także podobnie jak w przypadku magistrali stacyjnej zabezpieczenia i sterowniki polowe. Przy okazji hierarchii należy nadmienić, że w ramach normy możliwa jest zarówno komunikacja między urządzeniami równorzędnymi (np. sterownikami polowymi) jak i między urządzeniami na różnych poziomach hierarchii (np. komputera systemu sterowania i nadzoru z urządzeniami zabezpieczeniowymi). Schemat hierarchicznej struktury wymiany informacji IEC 61850 pokazano na rys. 1. Ujednolicenie komunikacji przewidziano w IEC 61850 przy użyciu dwóch elementów. Pierwszym z nich jest zestandaryzowany model danych, a drugim

tzw. ACSI (ang. Abstract Communication Service Interface), czyli abstrakcyjny interfejs usług komunikacyjnych. Model danych jest złożoną strukturą, będącą reprezentacją funkcjonalności danego urządzenia współpracującego z IEC 61850. Poszczególne elementy wchodzące w skład tej struktury muszą odpowiadać zdefiniowanym w normie abstrakcyjnym obiektom i klasom danych. Każde urządzenie zgodnie ze standardem jest w modelu danych reprezentowane jako serwer, w którego skład musi wchodzi przynajmniej jedno urządzenie logiczne – LD (ang. Logical Device). Każde urządzenie logiczne zbudowane jest natomiast z węzłów logicznych – LN (ang. Logical Nodes). Węzły logiczne grupują parametry poszczególnych funkcjonalności, np. dla zabezpieczenia nadprądowego, sterowania wyłącznikiem lub pomiarów. Elementami składowymi węzłów są obiekty

Rys. 1. Hierarchiczna struktura wymiany informacji IEC 61850

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe danych – DO (ang. Data Objects), które to z kolei składają się z atrybutów danych – DA (Data Attributes), przy czym trzeba nadmienić, że stopień złożoności poszczególnych węzłów logicznych różni się w zależności od funkcjonalności jaką węzeł reprezentuje. Abstrakcyjny interfejs usług komunikacyjnych opisuje poszczególne mechanizmy wykorzystywane w wymianie informacji pomiędzy urządzeniami niezależnie od zastosowanego stosu protokołów, stąd jego nazwa. Wprawdzie norma w rozdziale 8 [1] przedstawia odwzorowanie usług za pomocą protokołu MMS(ang. Manufacturing Message Specification) w warstwie aplikacji wraz ze stosem TCP/ IP, jednak w założeniach zdefiniowany w standardzie abstrakcyjny interfejs został zaprojektowany tak, aby nadążać za rozwojem technologii telekomunikacyjnych. W ACSI przewidziano dwa zasadnicze modele wymiany informacji: model klient/serwer oraz model wydawca/ subskrybent. W oparciu o model klient/ serwer norma definiuje takie usługi jak: yy raportowanie; yy wysyłanie rejestracji (logów); yy sterowanie; yy edycja nastaw i zmiana aktywnego banku nastaw; yy przesyłanie plików. W oparciu o model wydawca/subskrybent zdefiniowano w standardzie następujące mechanizmy: yy szybka wymiana między polami informacji zorientowanych obiektowo GOOSE (ang. General Object Oriented Substation Event); yy szybka wymiana między polami informacji dwustanowych GSSE (ang. General Substation State Event); yy Transmisja wartości spróbkowanych – SV (ang. Sampled Values). Komunikacja w modelu klient/serwer wymaga nawiązania asocjacji (połączenia) między urządzeniami. Po nawiązaniu połączenia klient pobiera całą strukturę modelu danych serwera i uzyskuje możliwość realizacji zaimplementowanych w danym urządzeniu abstrakcyjnych usług komunikacyjnych. Nie zawsze klient musi odpytywać serwer chcąc uzyskać dane. Dobrym przykładem na to jest mechanizm raportowania, który wyposażono w rozmaite sposoby pobudzenia. Mechanizm ten umożliwia spontaniczną transmisję raportów pod wpływem zmiany wartości jednej z raportowanych danych lub upłynięcia określonego interwału czasu. Model wydawca/subskrybent przeznaczony jest do szybkiej wymiany krótkich informacji. W związku z tym, w celu uproszczenia komunikacji, mechanizmy

ACSI są tu mapowane bezpośrednio na protokół warstwy łącza. Uproszczenie to ma również za zadanie umożliwienie przesyłania danych w czasie rzędu milisekund. Komunikacja w modelu wydawca/subskrybent odbywa się na zasadzie transmisji rozgłoszeniowej, gdzie wydawca rozsyła komunikaty do wszystkich podłączonych do sieci subskrybentów. Urządzenia subskrybujące w zależności od wartości wybranych znaczników ramki, mogą te komunikaty interpretować. Przy okazji opisu protokołu trzeba też wspomnieć o określonym w rozdziale 6 [1] normy języku komunikacji podstacji – SCL (ang. Substation Communication Language). Jest to język oparty na xml’u. Założeniem tego języka było stworzenie zunifikowanego sposobu konfiguracji urządzeń IED (ang. Inteligent Electronic Devices, czyli inteligentne urządzenia elektroniczne), do których zalicza się zgodne z IEC 61850 urządzenia zabezpieczeniowe i sterowniki polowe. Każde takie urządzenie powinno mieć możliwość wygenerowania pliku ICD (ang. IED Capability Description), który zawiera opis zaimplementowanych w urządzeniu funkcji wraz z ich aktualną konfiguracją. Do pliku ICD dołącza się plik SSD (ang. System Specification Description) opisujący schemat stacji w jakiej dane urządzenie jest zainstalowane. Pliki te są plikami wejściowymi dla specjalnego oprogramowania do konfiguracji stacji (np. Visual SCL - [2],), które na ich podstawie generuje opisujący całą stację plik SCD (ang. Substation Configuration Description). Następnie wymagane jest, aby z gotowego pliku SCD będącego końcowym produktem konfiguracji stacji można było skonfigurować poszczególne urządzenia automatyki. Standard opisuje tu możliwość utworzenia plików CID (ang. Configured IED Description), zawierających okrojony do funkcjonalności poszczególnych IED

plik SCD. W tym przypadku urządzenie automatyki powinno mieć możliwość zaimportowania takiego pliku CID, wraz ze skonfigurowanymi parametrami. Schemat procesu konfiguracji stacji wg. [3] przedstawiono na rys. 2.

Zastosowanie IEC 61850 w sterowniku polowym megaMUZ-2

W firmie JM-Tronik wykonano pracę nad dostosowaniem sterownika polowego megaMUZ-2 do standardu IEC 61850. Interfejsem dla protokołu jest dodatkowa karta z dostępnym modułem SoC (ang. System on Chip). Aplikacja zapewniająca funkcjonalność serwera IEC 61850 pracuje pod systemem operacyjnym GNU/Linux. Jest ona przygotowywana w oparciu o jeden z dostępnych na rynku stosów IEC 61850, które znacznie ułatwiają zaimplementowanie funkcjonalności serwera (komunikacja w oparciu o model klient-serwer oparta jest na 8-warstwowym stosie, więc jej implementacja jest bardzo czasochłonna). Komunikację między modułem SoC, a procesorem głównym sterownika polowego megaMUZ-2 oparto o magistralę SPI, a interfejsem warstwy fizycznej dla IEC 61850 jest 100Base-Tx Ethernet. Dość skomplikowanym etapem związanym z dostosowaniem urządzenia do IEC 61850 było określenie modelu danych, a więc opisanej wcześniej rozbudowanej struktury oraz wykorzystanych abstrakcyjnych usług komunikacyjnych. Tu pojawia się pierwszy kłopot związany z faktem, że każdy producent urządzeń zabezpieczeniowych i sterowników polowych nieco inaczej parametryzuje i opisuje wykorzystane w urządzeniu automatyki oraz funkcje zabezpieczeniowe. Zdefiniowane w rozdziale 7-4 [1] klasy węzłów logicznych, pomimo że opisano ich ponad 90, nie oddają wielu spośród funkcji, które zaimplementowano w megaMUZ’ie-2.

Rys. 2. Schemat procesu konfiguracji stacji IEC 61850 z wykorzystaniem języka SCL wg [3]

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe Przykładem takich funkcjonalności mogą być chociażby takie automatyki jak SCO i SZR. Nie oznacza to jednak, że funkcje te nie mogą być odwzorowane w IEC 61850. Protokół udostępnia węzły logiczne ogólnego przeznaczenia takie jak GGIO odwzorowujący binarne informacje ogólnego przeznaczenia, jak i GAPC składający się między innymi z obiektów danych związanych z pobudzeniem i zadziałaniem funkcji zabezpieczeniowych. Za pomocą tych właśnie węzłów logicznych odwzorowano funkcje zabezpieczeniowe, automatyki oraz sygnały dwustanowe, dla których nie wyspecyfikowano w standardzie dedykowanych węzłów logicznych. Przy wyborze wykorzystanych w pierwszej implementacji abstrakcyjnych usług komunikacyjnych zapewniono urządzeniu podstawową funkcjonalność zgodną z protokołem przy jednocześnie możliwie prostej i czytelnej obsłudze. Pozostawiono tym samym pewne pole do rozbudowy funkcjonalności komunikacyjnej w razie potrzeby. Jako podstawowy mechanizm dla sygnalizacji do systemu nadrzędnego wykorzystano raporty buforowane i niebuforowane. Raporty buforowane różnią się od niebuforowanych zastosowaniem kolejki (FIFO), w której raporty są przechowywane, a więc w przypadku kiedy serwer nie może wysłać raportu do klienta lub w razie wystąpienia błędu transmisji raport nie ginie. W obecnej fazie implementacji przewiduje się wykorzystanie 2 bloków kontroli raportów buforowanych i 2 bloków kontroli raportów niebuforowanych. Bloki te są strukturami za pomocą, których klient może sterować mechanizmem raportowania. Wykorzystanie bloku przez danego klienta oznacza, że raport związany z tym blokiem nie może w danej chwili być używany przez innego klienta. Dane przesyłane w ramach raportów są grupowane w zestawy (Data Sets). Każdy raport zawiera odniesienie do odpowiedniego zestawu danych. Przewidziano możliwość dynamicznego definiowania zestawów danych za pomocą programu klienckiego jak również możliwość zmiany zestawu danych powiązanego z konkretnym raportem. Kolejną zastosowaną w modelu komunikacyjnym usługą jest sterowanie, które umożliwia systemowi nadrzędnemu kontrolę wszystkich współpracujących ze sterownikiem megaMUZ-2 łączników. Spośród 4 modeli sterowania zdefiniowanych w standardzie wybrano 2, których zastosowanie uznano za wystarczające dla założonej funkcjonalności. Modele te to model sterowania bezpośred-

Rys. 3. Model danych urządzenia megaMUZ-2 podczas wykonywania usługi Operate za pomocą aplikacji klienckiej

niego z zabezpieczeniem normalnym (ang. direct control with normal security) oraz model sterowania SBO z zabezpieczeniem normalnym (ang. SBO control with normal security). Pierwszy z modeli umożliwia sterowanie łącznikiem za pomocą usługi Operate, bez żadnych dodatkowych ograniczeń. Model drugi, wykorzystuje tzw. SBO (ang. Select Before Operate), które polega na tym, że zanim wykonana zostanie usługa Operate, należy wykonać dla danego obiektu sterowania usługę wyboru - Select. Obiekt sterowania jest wybrany tylko przez określony (konfigurowalny) czas. Wybór obiektu sterowania można również anulować przy użyciu usługi Cancel. Implementację przedstawionych tu usług modelu klient-serwer testowano przy wykorzystaniu dostępnej na rynku przeglądarki MMS zorientowanej na prezentację zgodnych z IEC 61850 struktur o nazwie 61850 Avenue, produkcji firmy Info Tech [4]. Podobne przeglądarki oferują też między innymi firmy SISCO oraz Omicron. Ekran przedstawiający model danych urządzenia megaMUZ-2 podczas wykonywania za pomocą aplikacji Avenue usługi Operate pokazano na rys. 3. W ramach implementacji IEC 61850 w megaMUZ’ie-2 zrealizowano komunikację w oparciu o model wydawca/subskrybent przy użyciu mechanizmu GOOSE. W ogólności za pomocą tej usługi można wysyłać dowolne informacje dostępne w powiązanym z blokiem kontroli GOOSE’ów zestawie danych (Data Set), a więc informacje dwustanowe, różnego rodzaju pomiary itd. Jednak w przypadku zastosowanego w urządzeniu megaMUZ-2 mechanizmu GOOSE zdecydowano, że za jego pomocą,

będzie można wymieniać jedynie dane dwustanowe. Jest to związane z przewidywanym na ten moment obszarem zastosowań tej komunikacji. Zakłada się, że GOOSE’y wykorzystywane będą w megaMUZ’ie-2 do realizacji automatyk wymagających wymiany sygnałów binarnych między urządzeniami zabezpieczeniowymi takich jak zabezpieczenie szyn (ZS), lokalna rezerwa wyłącznikowa (LRW), blokady międzypolowe itd. Realizacja tych automatyk nie wymaga sygnałów innych niż binarne, stąd decyzja o ich niestosowaniu. Jako interfejs do wymiany komunikatów GOOSE stworzono w urządzeniu megaMUZ-2 struktury zwane zdalnymi wejściami (remote inputs) oraz zdalnymi wyjściami (remote outputs). Zaimplementowano 32 zdalne wejścia oraz 32 zdalne wyjścia. Do obsługi 32 zdalnych wyjść z poziomu modelu danych stworzono oddzielny węzeł logiczny nazwany roGGIO1, a ponieważ wydawca usługi GOOSE odwołuje się do danych zgrupowanych w ramach zestawu, wszystkie stany z węzła roGGIO1 pogrupowano w zestaw danych o nazwie goDataSet. Jeśli chodzi o subskrybenta usługi GOOSE to należy podkreślić, że sposób jego realizacji nie jest precyzowany w ramach standardu IEC 61850. Specyficznym problemem jest przy tej okazji sposób weryfikacji, od którego wydawcy przychodzą określone komunikaty. Aby rozróżniać źródło komunikatu GOOSE należy zastosować filtrację, wykorzystując jeden z dostępnych w ramce identyfikatorów. W urządzeniu megaMUZ-2 przyjęto, że posłuży do tego pole identyfikatora aplikacji – AppID (ang. Application ID), będące 16-bitową liczbą. Dla każdego zdalne-

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe go wejścia będzie można ustawić, dla jakiego AppID powinno się subskrybować określony sygnał dwustanowy. Dzięki temu, określonym zdalnym wejściom będzie można przyporządkować zdalne wyjścia konkretnych urządzeń w stacji. Planowane jest, aby do zdalnych wejść i wyjść można było przypisywać wybrane sygnały dwustanowe megaMUZ’a-2 korzystając z programowalnej logiki urządzenia, co pozwoli na realizację wybranych automatyk i blokad.

Wybrane aspekty wynikające z zastosowania na stacji protokołu IEC 61850 w kontekście zastąpienia istniejących rozwiązań

Norma IEC 61850 w istocie niesie ze sobą kilka nowości. Możliwość ściągnięcia przez aplikację kliencką modelu danych i operowania bezpośrednio na nim umożliwia dość przejrzyste wykorzystywanie usług sterowania i raportowania. Trzeba przy tym nadmienić, że wymaga to pewnej znajomości odwzorowania danego urządzenia do modelu danych oraz samej semantyki modelu opisanej w rozdziałach 7-1, 7-3 i 7-4 [1]. Jeśli chodzi o możliwości zastosowania abstrakcyjnych usług komunikacyjnych wnoszone przez IEC 61850, takie jak rozbudowane mechanizmy spontanicznego generowania raportów czy zastosowane modele sterowania, to spośród stosowanych na stacjach protokołów jedynie DNP 3.0 oferuje porównywalny zakres możliwości. Trzeba przy tym pamiętać, że DNP 3.0 często używa RS485 w warstwie fizycznej, co stwarza ryzyko kolizji w przypadku spontanicznej transmisji od wielu urządzeń. Z kolei IEC 61850 od początku był tworzony z myślą o wykorzystaniu Ethernetu, w którym problem ten eliminowany jest chociażby poprzez zastosowanie protokołu CSMA/CD (ang. Carrier Sense Multiple Access with Collision Detection) w warstwie łącza danych. Usługi modelu wydawca/subskrybent takie jak GOOSE czy SV są swego rodzaju nowością, oferującą wspomniane wcześniej możliwości realizacji automatyk stacyjnych, blokad międzypolowych oraz przesyłania spróbkowanych wartości z wykorzystaniem Ethernetu. Należy jednak pamiętać o tym, że cyfrowa transmisja tego rodzaju sygnałów poprzez LAN może być dużo bardziej zawodna niż konwencjonalne metody. Jest to kwestia bardzo istotna, bo w grę może wchodzić poprawne funkcjonowanie kosztownych urządzeń pierwotnych, a także w skrajnych przypadkach ludzkie życie. Trzeba się wobec

tego liczyć z tym, że może upłynąć jeszcze dość duży czas, zanim rozwiązania te się upowszechnią (jeżeli w ogóle do tego dojdzie). Inną sprawą jest fakt, że na średnich napięciach, gdzie odległości między polami są relatywnie małe w stosunku do wysokich i najwyższych napięć, oszczędność wynikająca z zastąpienia konwencjonalnego oprzewodowania Ethernetem może być niewielka. Mogą w ten sposób zostać zaimplementowane automatyki takie jak ZS, LRW, SCO z SPZ po SCO, ewentualne blokady międzypolowe, być może też SZR. Na koniec warto się odnieść do bardzo istotnej kwestii, a mianowicie zakładanej i mocno lansowanej przy okazji promocji standardu interoperacyjności. Tu trzeba wziąć pod uwagę, że norma zostawia mimo wszystko dużą swobodę w doprecyzowywaniu mechanizmów działania niektórych usług abstrakcyjnych. Dobrym przykładem jest wspomniany subskrybent GOOSE, którego sposób działania nie jest praktycznie w normie definiowany. Dodać należy, że wielu z producentów wprowadziło pewne własne modyfikacje do opisanych w standardzie mechanizmów. Np. firma GE określiła dodatkowy sposób komunikacji w ramach mechanizmu GOOSE noszący nawę Fixed GOOSE, wykorzystujący jedynie informacje dwustanowe określone jako komplementarne pary bitów. Generalnie zapewnienie interoperacyjności między urządzeniami różnych producentów wymaga ścisłej kooperacji między firmami produkującymi te urządzenia. W praktyce to najwięksi producenci dyktują warunki, a mniejsi muszą się do nich dostosować. Jest to warunek konieczny, aby ich urządzenia mogły wymieniać dane w systemie au-

tomatyki podstacji opartym o urządzenia od różnych producentów (np. za pomocą mechanizmu GOOSE). Wiąże się to z włączeniem do implementacji etapu testów komunikacji z IED konkurencyjnych firm, tak, aby pewna interoperacyjność była możliwa.

Podsumowanie

W celu dokonania podsumowania przedstawionych w artykule rozważań wykonano proste zestawienie zawierające subiektywne wady i zalety protokołu IEC 61850 w kontekście zastosowania go, jako alternatywy do wykorzystywanych na stacjach SN rozwiązań. Zestawienie przedstawiono w tabl. 1. Bez wątpienia IEC 61850 niesie ze sobą szereg ciekawych rozwiązań, z których część prawdopodobnie na stałe już zagości w systemach automatyki stacyjnej. Należy jednak być ostrożnym i nie dać się oszukać marketingowym sztuczkom, a zamiast tego spróbować rzetelnie ocenić korzyści i słabe punkty związane z wdrożeniem normy. Czas bez wątpienia zweryfikuje wiele z wątpliwości. n mgr inż. Marcin Krakowski JM-TRONIK: konstruktor Działu Rozwoju

Literatura:

1. IEC 61850-1: 2003 Communications networks and systems in substations. Części od 1 do 10 2. http://www.ase-systems.com/iec61850/visual-scl.asp 3. Babś A., Świderski J., Matejek E., Gurzyński J., Tarasiuk M.: Rozbudowa urządzeń automatyki elektroenergetycznej w celu uzyskania zgodności z normą IEC 61850. 4. http://www.infotech.pl

Tabl. 1. Subiektywne zestawienie wad i zalet protokołu IEC 61850 Wady

Zalety

yy Niedostosowanie zdefiniowanych przez normę węzłów logicznych do względnie dużej ilości wykorzystywanych przez urządzenia zabezpieczeniowe funkcji; yy Złożoność protokołu, przekłada się na konieczność dużego nakładu pracy w celu implementacji go w urządzeniach. Aby w pełni wykorzystywać możliwości standardu konieczna jest relatywnie duża moc obliczeniowa i pamięć systemu mikroprocesorowego urządzenia serwera; yy Zwłaszcza na średnich napięciach dyskusyjna jest oszczędność na oprzewodowaniu w wyniku wykonania automatyk stacyjnych i blokad międzypolowych w formie komunikatów GOOSE. Również niezawodność tego typu komunikacji nie jest oczywista.

yy Największy spośród wykorzystywanych w systemach automatyki stacyjnej wybór usług komunikacyjnych w ramach protokołu; yy Pełniejsze niż w innych protokołach używanych na stacjach wykorzystanie możliwości Ethernetu; yy Możliwość komunikacji pomiędzy urządzeniami poziomu pola (sterownikami polowymi i urządzeniami zabezpieczeniowymi, a nie tylko między urządzeniem poziomu pola, a systemem nadrzędnym; yy Zastosowanie języka SCL zwiększającego możliwości konfiguracji stacji; yy Wykorzystanie obiektowego modelu danych – zwiększenie przejrzystości usług komunikacyjnych; yy Potencjalne umożliwienie komunikacji z urządzeniami pierwotnymi za pomocą Ethernetu przy wykorzystaniu magistrali procesowej i usługi SV (Sampled Values) – ewentualne perspektywy na przyszłość.

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe

Komputer modułowy Kontron COM Express®

przyspiesza indywidualną implementację procesorów Intel® Core™ czwartej generacji Komputer modułowy COM Express® basic oferuje inżynierom aplikacyjnym zwiększoną wydajność przetwarzania danych oraz dwukrotnie większą wydajność przetwarzania grafiki

Eching, Niemcy, 4 czerwca 2013 – w dniu dzisiejszym firma Kontron ogłosiła wprowadzenie komputera modułowego COM Express® basic COMe-bHL6 , który przyspiesza i ułatwia implementację procesorów czwartej generacji Intel® Core™ i7/i5/i3 i Celeron® w indywidualnych zastosowaniach. Nowe, gotowe do użycia moduły oferują zwiększoną wydajność przetwarzania danych oraz nawet dwukrotnie większą wydajność przetwarzania grafiki w porównaniu do poprzednich rozwiązań. Komputer umożliwia sterowanie nawet trzema niezależnymi, połączonym szeregowo wyświetlaczami o maksymalnej rozdzielczości 4K, co zapewnia znakomite wrażenia dla użytkownika końcowego. Dodatkowo, obsługa standardów DirectX® 11.1 oraz OpenGL 4.x toruje drogę do tworzenia wizualizacji w trakcie wyświetlania materiałów video, zaawansowanej grafiki i interaktywnego kontentu. Dzięki integracji nowych standardów Intel® AVX2 i OpenCL 1.2, nowe komputery modułowe firmy Kontron nie tylko zapewniają zwiększoną wy-

dajność operacji zmienno-przecinkowych, ale również większą wydajność przetwarzania równoległego. Typowymi obszarami zastosowań są produkty z takich segmentów ryku jak cyfrowe nośniki reklamowe, profesjonalne urządzenia do gry i rozrywki, systemy przetwarzania obrazu w medycynie oraz systemy nadzoru video i bezpieczeństwa, jak również systemy sterowania w przemyśle i systemy sterowania maszynami.

wdrożenie w produktach rynkowych. Ponieważ nowe moduły procesorowe utrzymują te same wartości graniczne temperatury pracy co poprzednie rozwiązania, inżynierowie tworzący wymagające i wydajne rozwiązania wbudowane mogą natychmiastowo wykorzystać lepszą wydajność przetwarzania danych i grafiki, w większości przypadków bez konieczności modyfikacji systemu chłodzenia.

Inżynierowie mają możliwość natychmiastowego rozpoczęcia oceny i testów komputerów modułowych na wszystkich zestawach startowych Kontron COM Express® zgodnych z rozkładem wyprowadzeń „type 6”. Dla klientów, którzy chcą natychmiastowo zaimplementować nowe możliwości graficzne i większą moc obliczeniową w istniejących już rozwiązaniach opartych o indywidualne płyty nośne, firma Kontron oferuje standaryzowane usługi w zakresie wsparcia w procesie migracji. Umożliwia to przyspieszenie fazy projektowania i tym samym szybsze

Szczegółowe omówienie dostępnych funkcji

Komputer modułowy Kontron COM Express® COMe-bHL6 z rozkładem wyprowadzeń “type 6” jest dostępny w wielu różnych wariantach, począwszy od optymalnych kosztowo wersji z procesorami o niskim poborze mocy, aż po wersje z cztero-rdzeniowymi procesorami Intel® Core™ i7 taktowanymi zegarem o częstotliwości nawet 4x 2,4 GHz. Moduły zostały zaprojektowane z wykorzystaniem chipsetu Intel® Mobile QM87, umożliwiają zainstalowanie nawet 8 GB pamięci DDR3 RAM. Do-

urządzenia dla energetyki 4/2013

technologie, produkty – informacje firmowe datkowo, zapewniają obsługę 7 połączeń PCI Express x1 i 1 interfejsu PEG x16, zgodnego również ze standardowymi urządzeniami PCI Express. Mniej złożone urządzenia peryferyjne mogą zostać dołączone poprzez interfejsy SPI i LPC. Dodatkowe, dedykowane interfejsy to 4 porty SATA, port Gigabit Ethernet, 4 porty USB 3.0, 4 porty USB 2.0 i 2 złącza szeregowe. Komputer modułowy Kontron COMe-cbHL6 zapewnia rozbudowaną obsługę urządzeń wyświetlających poprzez 3 złącza DisplayPort++ (dual mode), obsługujących również interfejsy HDMI, DVI i DisplayPort 1.2. W przypadku zastosowań przemysłowych bardzo przydatnymi

elementami są watchdog i zegar czasu rzeczywistego. Komputer może być zasilany napięciem z zakresu 8,5 – 20 V. Obsługa inteligentnych baterii poprzez interfejs MARS i standaryzowany interfejs programowania aplikacji EAPI stanowią uzupełnienie zestawu dostępnych funkcji i stanowią dla inżynierów rozbudowany zestaw funkcjonalności ułatwiających projektowanie i rozwój systemów, jak również ich programowanie. Komputer modułowy Kontron COM Express® basic COMe-bHL6 może pracować pod kontrolą pełnego portfolio systemów operacyjnych Windows, jak

również pod kontrolą systemów Linux i VxWorks. Produkt jest już dostępny w ilościach EFT. Rozpoczęcie produkcji masowej z pełną obsługą programową jest zaplanowane na III kwartał 2013 roku. Karta katalogowa i formularz zamówienia są dostępne na stronie produktu Kontron COMe-bHL6. Dodatkowe informacje dotyczące komputerów modułowych zgodnych ze specyfikacją PICMG® dostępne są na stronie poświęconej produktom COM Express®. n

Nowa płyta główna Mini-ITX firmy Kontron Wbudowana płyta główna w standardzie Mini-ITX z procesorem Intel® Core™ 4 generacji zapewnia znakomitą wydajność przy zachowaniu kompaktowych rozmiarów. Nowa płyta główna Mini-ITX firmy Kontron ustanawia nowy punkt odniesienia dla wbudowanych, zaawansowanych rozwiązań pracujących w warunkach, w których należy ograniczyć ilość emitowanego ciepła

Eching, Niemcy, 4 czerwca 2013 – w dniu dzisiejszym firma Kontron zaprezentowała nową, wbudowaną płytę główną Mini-ITX KTQ87/mITX zbudowaną w oparciu o procesory Intel® Core™ i7/i5/i3 4 generacji i chipset Intel Embedded Q87. Nowa płyta główna umożliwia wykorzystanie przez inżynierów bardzo wysokiej wydajności przetwarzania danych, jak również grafiki 4K, przy zachowa-

niu kompaktowych rozmiarów zdefiniowanych przez standard ATX. Płyta zapewnia 35% wzrost wydajności przetwarzania grafiki w stosunku do poprzednich rozwiązań, wyższą wydajność realizowania obliczeń zmienno-przecinkowych, jak również ulepszone enkodowanie i dekodowanie danych. Termiczne warunki pracy pozostały praktycznie takie same jak w przypadku poprzednich roz-

urządzenia dla energetyki 4/2013

wiązań. Dzięki nowym parametrom, gwarantowanej dostępności przez długi okres czasu, jak również dzięki wysokiej jakości projektu, płyta ustanawia nowy punkt odniesienia dla wszystkich średnio – i wysoko – wydajnych zastosowań wbudowanych w produktach z takich segmentów rynku jak automatyka przemysłowa, urządzenia medyczne, gry i cyfrowe nośniki reklamowe.

technologie, produkty – informacje firmowe Zastosowanie standardu Mini-ITX umożliwia inżynierom natychmiastowe wprowadzenie płyty do systemów opartych o szeroko stosowany standard ATX. Udostępniając płytę Mini-ITX jednocześnie z komercyjnym wprowadzeniem procesora, firma Kontron umożliwia jednoczesne rozpoczęcie prac projektowych i koncepcyjnych oraz tworzenie całego łańcucha dostaw, począwszy od producenta układów, aż do firm OEMowych. Tworzenie rozwiązań opartych o wbudowaną płytę główną, której dostępność jest gwarantowana przez okres siedmiu lat zapewnia, że rozwiązania firm OEMowych będą miały zawsze te same funkcje i funkcjonalności, co znakomicie upraszcza ich wymianę i obsługę posprzedażną. Wysokiej jakości projekt wbudowanej płyty głównej firmy Kontron charakteryzujący się takimi cechami jak np. zastosowanie kondensatorów typu POSCAP zwiększa dodatkowo niezawodność całego rozwiązania i jego dostępność w miejscu użytkowania – nawet w przypadku trudnych warunków pracy. Dodatkowo, wbudowany zestaw funkcjonalności przyczynia się do zapewnienia długotrwałej dostępności docelowych rozwiązań w różnych wbudowanych i inteligentnych systemach.

Szczegółowe omówienie dostępnych funkcji

Wbudowana płyta główna Kontron Mini-ITX KTQ87/mITX została zbudowana w oparciu o chipset Intel® Q87 Express i zapewnia obsługę nawet 16 GB pamięci DDR3 RAM. Płyta może zostać wyposażona w dwu- lub cztero- rdzeniowe procesory Intel® Core™ i3/i5/i7 4 generacji taktowane zegarem o częstotliwości nawet 3,1 GHz (3,9 GHz dla Turbo Boost). Płyta udostępnia jeden slot PCI Express Gen 3.0 oraz jeden slot Mini-PCIe, co umożliwia dołączenie kart rozszerzeń specyficznych dla danego zastosowania. Dodatkowe urządzenia peryferyjne mogą zostać dołączone poprzez cztery porty SuperSpeed USB (USB 3.0) oraz dziesięć portów USB 2.0, jak również poprzez opracowane przez firmę Kontron złącze udostępniające nawet 160 GPIO, przetwornik analogowo – cyfrowy (ADC) oraz cyfrowo – analogowy (DAC), co umożliwia ograniczenie ilości elementów na liście materiałowej i uproszczenie zakresu prac projektowych w zakresie indywidualnych wejść/wyjść. Jako uzupełnienie firma Kontron udostępnia zestaw rozwojowy KT Evaluation Breakout Board, co dodatkowo upraszcza i przyspiesza projektowanie systemów poprzez bezpośredni dostęp do takich

funkcjonalności jak monitorowanie systemu, analiza sygnałów zewnętrznych, monitorowanie temperatury systemu i jego elementów, oraz wielu, wielu innych funkcjonalności. Wbudowana płyta główna zapewnia obsługę nawet trzech niezależnych urządzeń wyświetlających o wysokiej rozdzielczości lub rozdzielczości 4K, dołączonych poprzez złącze DisplayPort++. Umożliwia to bezpośrednie dołączenie paneli DisplayPort 1.2 oraz monitorów z interfejsem HDMI/DVI (po zastosowaniu odpowiednich adapterów). Oprócz obsługi ekranów wysokiej rozdzielczości, płyta zapewnia również sprzętowe wsparcie dla dynamicznego podnoszenia jakości sygnału video i dodatkowe wsparcie dla stereoskopowego 3D, co dodaje możliwość zaprezentowania dodatkowego wymiaru w takich zastosowaniach jak cyfrowe nośniki reklamowe, gry i inne formy rozrywki. Dwa gniazda GbE LAN – jedno wyposażone w Intel® AMT 9.0 – umożliwiają wykorzystanie rozbudowanych funkcji sieciowych oraz zdalne zarządzanie płytą, co minimalizuje konieczność przeprowadzania czynności w miejscu instalacji. Sześć interfejsów SATA o przepustowościach 1,5/3/6 Gbit/s oraz funkcjonalność RAID 0/1/5/10 umożliwiają dołączenie szerokiego zakresu nośników danych. Dostępne jest również gniazdo mSATA (mini-SATA) umożliwiające dołączenie najnowocześniejszych dysków SSD. Obsługa dźwięku HD, dwa porty COM i moduł Trusted Platform Module 1.2 konieczny w przypadku zastosowań wymagających szyfrowania danych stanowią uzupełnienie zestawu funkcjonalności nowych płyt głównych. Nowa, wbudowana płyta główna Kontron Mini-ITX KTQ87/mITX jest już dostępna w ilościach EFT. Rozpoczęcie produkcji seryjnej jest zaplanowane na 3 kwartał 2013 roku. Płyta główna może pracować pod kontrolą takich systemów operacyjnych jak Windows 7 i 8, Windows Embedded Standard 7 i 8, VxWorks, jak również szereg dystrybucji systemu Linux Linux (m.in. Red Hat Enterprise, Novell SuSE Linux Enterprise, Red Flag Linux i Wind River Linux). Dodatkowe informacje dostępne są na stronie produktu Kontron Mini-ITX KTQ87/mITX. Dodatkowe informacje dotyczące płyt głównych dostępne są na stronie produktu (wbudowane płyty główne firmy Kontron). n

O firmie Kontron Firma Kontron jest globalnym liderem w zakresie wbudowanych rozwiązań obliczeniowych. Ponad 44% pracowników firmy pracuje w Dziale Badań i Rozwoju, dzięki czemu firma Kontron tworzy wiele standardów, które stają się wiodącymi w świecie wbudowanych platform obliczeniowych. Trwałość, lokalna dostępność wsparcia inżynierskiego i pomocy technicznej oraz usługi wnoszące wartość dodaną pomagają tworzyć trwałe i stabilne rozwiązania wbudowane wykorzystywane przez firmy OEMowe i integratorów systemów. Firma Kontron współpracuje blisko ze swoimi klientami w zakresie ich gotowych do użycia platform wbudowanych i rozwiązań klienckich, umożliwiając im skupienie się na swoich kluczowych kompetencjach. Wynikiem tego jest skrócenie czasu wprowadzenia produktu na rynek, ograniczenie całkowitego kosztu posiadania i lepsza jakość końcowego rozwiązania uzyskana poprzez zastosowanie najnowocześniejszej, wysoce niezawodnej technologii wbudowanej. Firma Kontron jest notowana na niemieckiej giełdzie TecDax, oznaczona jest symbolem „KBC”. Dodatkowe informacje dostępne są pod adresem: http://www.kontron.com/ Media Contacts Kontakt z czytelnikiem EMEA: Kontron East Europe sp. z o.o. ul. Żupnicza 17 03-821 Warszawa Poland Tel.: +48 (22) 389 84 - 50 Fax.: +48 (22) 389 84 - 55 www.kontron.pl info@kontron.pl Global Lead PR Agency: Michael Hennen SAMS Network Zechenstraße 29 52146 Wuerselen Germany Tel.: +49 (0)2405-45267-20 Fax: +49 (0)2405-45267-21 michael.hennen@sams-network.com

urządzenia dla energetyki 4/2013

konferencje i seminaria

Konferencja naukowo-techniczna firmy ELKOMTECH S.A. W dniach 12-14.06.2013 w hotelu Wodnik koło Bełchatowa odbyła się kolejna konferencja naukowo-techniczna firmy ELKOMTECH S.A. W tym roku konferencja nosiła tytuł: „PERSPEKTYWY I KIERUNKI ROZWOJU SYSTEMÓW NADZORU, STEROWANIA I AUTOMATYKI”. Konferencja był połączona z obchodami 25 lecia istnienia firmy ELKOMTECH S.A.

a konferencję przyjechało z całej Polski prawie 200 osób. Byli to głównie przedstawiciele energetyki zawodowej, przemysłowej i firm wykonawczych. Konferencja rozpoczęła się od prezentacji podsumowującej 25 lat działalności firmy. W części merytoryczne, pierwszego dnia zostały przedstawione następujące referaty: • „Rodzina zabezpieczeń xBEL – nowości”; • „Nowe rozwiązania dla małych obiektów energetycznych – Ex-mBEL, Ex-DPZ, Ex-BRG2” • „Planowanie, grafikowanie, bilansowanie – nowy moduł programowy w Systemie WindEx” Drugiego dnia konferencji w bloku porannym zaprezentowano tematy: • „Realizacja automatyk stacyjnych dla obiektów funkcjonujących w standardzie IEC 61850”

• „Ułatwienia w procesie projektowania obiektów energetycznych wyposażonych w urządzenia Ex-xBEL” • „Aspekty integracji SCADA – GIS” • „Koncernowy system agregacji i prezentacji zdarzeń w sieci - WindEx AWAR Centralny” • „Prezentacja rozwoju funkcjonalności aplikacji WindEx EDZOP” • „Doświadczenia z wdrażania systemu autentykacji w urządzeniach obiektowych pracujących poprzez sieć IP”, a w bloku popołudniowym swoje wystąpienia mieli partnerzy współpracujący z firmą ELKOMTECH S.A.: • Mitsubishi / Shadok AV - „Mitsubishi - nowoczesne metody procesowania obrazu i wizualizacji w pomieszczeniach kontrolnych” • Phoenix Contact - „Wpływ jakości połączeń na długoterminową eks-

ploatację obiektów w energetyce” • NEC Display Solutions - „Monitory LCD w systemach obrazowania procesów technologicznych” • IE Zakład Doświadczalny Białystok - „Analiza aktualnie stosowanych rozwiązań konstrukcyjnych rozłączników napowietrznych SN sterowanych w świetle zaleceń normatywnych i wymagań eksploatacyjnych” • ZOE Zgierz - „Praktyczne zastosowanie reklozerów GVR w sieci SN Oprócz sal pokazowych, gdzie były prezentowane nowości sprzętowe i programowe została zaaranżowana sala pokazująca historyczne rozwiązania firmy ELKOMTECH. Było to miejsce bardzo chętnie odwiedzane przez gości, gdzie prowadzono ożywione dyskusje przeplatane wspomnieniami z wieloletniej współpracy. n

urządzenia dla energetyki 4/2013

konferencje i seminaria

Międzynarodowa konferencja transformatorowa „TRANSFORMATOR ‘13” Sporym sukcesem zakończyła się organizowana przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej kolejna, czwarta już edycja Międzynarodowej Konferencji Naukowo-Technicznej „Transformator ‚13”. Patronat nad imprezą objęło CIGRE.

egoroczna edycja odbywała się w Gdańsku w dniach 5-7 czerwca w hotelu Gdańsk Stare Miasto. Konferencja, na która przybyło aż 85 uczestników z kraju i zagranicy, była wyjątkową okazją do spotkania i wymiany doświadczeń dla przedstawicieli spółek dystrybucyjnych, Polskich Sieci Elektroenergetycznych, środowisk naukowych, a także ośrodków badawczo-rozwojowych z różnych rejonów świata, biur projektowych i producentów związanych z poruszanymi podczas konferencji obszarami tematycznymi. Ze względu na udział w konferencji gości z zagranicy spotkania prowa-

dzone były w językach polskim i angielskim z tłumaczeniem symultanicznym – za wyjątkiem tutorialu, który prowadzony był w języku polskim. W międzynarodowym wydarzeniu wzięli udział między innymi goście z Niemiec, Szwajcarii, Austrii, Holandii, Belgii, Norwegii, Wielkiej Brytanii, Węgier, Słowacji oraz Indii. Główne tematy, które stanowiły przedmiot zainteresowania uczestników konferencji i którym poświęcono poszczególne sesje, to zagadnienia eksploatacji, metody diagnostyczne, awaryjność transformatorów, postęp w zakresie konstrukcji transformatorów, układy izolacyjne transformatorów

i nowe rozwiązania w tym zakresie, dielektryki ciekłe w transformatorach, monitoring transformatorów, izolatory przepustowe, rozwiązania konstrukcji w aspekcie ekonomicznym, a także próby odbiorcze i wybrane zagadnienia dotyczące transformatorów w pracach CIGRE. Konferencję zainaugurowało wystąpienie Hanny Mościckiej-Grzesiak z Politechniki Poznańskiej i Jacka Wańkowicza, Dyrektora Instytutu Energetyki, a także Przewodniczącego Polskiego Komitetu Wielkich Sieci Elektroenergetycznych. Tutorial, który odbył się tego samego, pierwszego dna konferencji, organizowany wspólnie

urządzenia dla energetyki 4/2013

konferencje i seminaria

z Komitetem Studiów A-2 CIGRE, poświęcony był zagadnieniom suszenia izolacji celulozowej transformatorów, a poprowadził go Ivo Pinkiewicz z Instytutu Energetyki. Podczas tutorialu poruszano między innymi takie kwestie, jak tematyka transformatorów w pracach komitetów studiów i grup roboczych CIGRE, woda w transformatorze, proces suszenia izolacji transformatorów w zakładzie produkcyjno-remontowym, metody suszenia izolacji stałej transformatora energetycznego w miejscu zainstalowania, a także zaprezentowano doświadczenia krajowe w zakresie suszenia izolacji stałej transformatorów on-site i praktycz-

ne metody suszenia transformatorów energetycznych na stanowisku pracy technologią grzania prądem niskiej częstotliwości. Wieczorem goście spotkali się na wspólnej kolacji, zaś w przerwach między wykładami i dyskusjami uczestnicy chętnie podziwiali wystawy producentów. Kolejny, drugi dzień poświęcony był eksploatacji i diagnostyce transformatorów, prezentacji zagranicznych firm i stosowanych przez nie rozwiązań w dziedzinie transformatorów oraz monitoringowi transformatorów i izolatorów przepustowych. Ostatnia sesja tego dnia poświęcona była izolatorom przepustowym i zjawisku bubble ef-

urządzenia dla energetyki 4/2013

fect, a także doświadczeniom z badań izolatorów przepustowych wysokiego napięcia z użyciem metody spektroskopii dielektrycznej. Ostatniego dnia kontynuowano temat eksploatacji i diagnostyki transformatorów oraz poruszono kwestię materiałów i konstrukcji. Konferencja zakończyła się koło południa podsumowującymi wystąpieniami i obiadem. n

transformatory

Skuteczność zabiegów wydłużania żywotności transformatorów energetycznych realizowanych w miejscu zainstalowania W artykule przedstawiono zagadnienia związane z eksploatacją transformatorów energetycznych, które pracują w krajowym systemie elektroenergetycznym od kilkudziesięciu lat. Opisano doświadczenia związane z suszeniem izolacji papierowej transformatorów oraz regeneracją oleju elektroizolacyjnego w miejscu ich zainstalowania. Zaprezentowano dotychczasowe doświadczenia dotyczące trwałości uzyskiwanych efektów w aspekcie dalszej wieloletniej eksploatacji. Przytoczono przykłady praktyczne podjętych działań. Zestawiono wnioski i literaturę. 1. Wstęp

Jednym z istotnych zagadnień zarządzania systemem elektroenergetycznym jest zapewnienie niezawodnego zasilania odbiorców w energię elektryczną. Bezpośredni wpływ na dyspozycyjność systemu ma stan techniczny transformatorów, z których duża część eksploatowanej aktualnie populacji to jednostki wyprodukowane kilkadziesiąt lat temu. Nowoczesne technologie prac remontowo-modernizacyjnych oparte o wyniki badań diagnostycznych umożliwiają wydłużenie czasu bezawaryjnej pracy transformatorów, ponad zakładany przez konstruktorów okres. Stąd w wielu przypadkach podejmowanie decyzji o wycofaniu tych urządzeń z eksploatacji w oparciu jedynie o kryterium wieku jest ekonomicznie i technicznie nieuzasadnione. Biorąc pod uwagę wymienione powyżej uwarunkowania oraz uwzględniając szczególną rolę, jaką odgrywa dyspozycyjność jednostek o napięciu strony GN 110kV i wyższym, wypracowano i usystematyzowano odpowiednie programy działań w odniesieniu do transformatorów o długim stażu pracy. Aby zapewnić transformatorom eksploatowanym od 20÷30 lat dalszą bezawaryjną pracę przez kolejne lata, należało określić zarówno odpowiednią politykę diagnostyczną, jak i katalog dostępnych działań remontowo-modernizacyjnych. W procesie decyzyjnym opracowanej strategii eksploatacyjnej

uwzględniono także fakt, że konstrukcja transformatorów energetycznych wyprodukowanych w latach 70-tych, czy 80-tych, odbiega znacznie od aktualnych rozwiązań. Inna jest też ich reakcja na pojawiające się zagrożenia lub narażenia w sieci, w obrębie samego transformatora, jak również charakter ewentualnego rozwoju uszkodzeń i ich symptomy.

ne w latach 50-tych i 60-tych ubiegłego stulecia. Największą grupę wśród całej populacji transformatorów stanowią jednostki pochodzące z lat 70-tych i 80-tych (rys.1).

W oparciu o dostępne dane statystyczne oraz o przebieg pracy transformatorów w badanej grupie, stwierdzono ich awaryjność na poziomie 0,8% w skali roku. Porównując doniesienia literatu2. Stan infrastruktury sieciowej rowe oraz opierając się na doświadczeAnalizę wykonano dla populacji 186 niach autorów artykułu można stwiertransformatorów energetycznych dzić, iż jest to wartość typowa dla sieo napięciu strony GN 110kV i mocy od ci dystrybucyjnej 110kV/SN. Wartość ta MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13 trans10MVA do 63MVA. Najstarsze z wybraobejmuje przypadki, w których nych jednostek zostały wyprodukowa- formatory zostały wyłączone przez za90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Przed 1960

60-te

70-te

80-te

90-te

Rys. 1. Wiek analizowanej populacji transformatorów 110kV/SN Rys. 1. Wiek analizowanej populacji transformatorów

po 2000

110kV/SN

W oparciu o dostępne dane statystyczne oraz o przebieg pracy transformator urządzenia dla energetyki 4/2013 badanej grupie, stwierdzono ich awaryjność na poziomie 0,8% w skali roku. Porów doniesienia literaturowe oraz opierając się na doświadczeniach autorów artykułu m

stwierdzić, iż jest to wartość typowa dla sieci dystrybucyjnej 110kV/SN. Wartość ta obejmuje przypadki, w których transformatory zostały wyłączone przez zabezpieczenia, a wyniki badań poawaryjnych wykluczyły możliwość dalszej eksploatacji. Pełna statystyka, w której ujęto wszystkie uszkodzenia (w tym również te opisane powyżej), jak również usterki i anomalie, została przedstawiona na rysunku 2.

transformatory

gradacji oleju transformatorowego od parametrów, badanych w warunkach laboratoryjnych, w celu określenia stopnia jego zestarzenia. Dla zobrazowania stopnia zaawansowania tych procesów, przypisano im kilka typowych stanów, identyfikowanych w trakcie MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13 wieloletniej eksploatacji transformatora. Wskutek zachodzących procesów utleniania materiałów transformatora. W tabeli 1 zestawiono transformatory o elektroizolacyjnych, mocy znamionowej 2 zarówno stałych jak i oleju, jako prowyprodukowane w latach 60-tych, 80-tych i współcześnie oraz ich masy. Widać tu dukty uboczne powstają m.in. woda, w projektowaniu i wykonawstwie transformatorów, umożliwiający dokonanie zna alkohole, aldehydy i ketony, kwasy karoszczędności materiałowych. Należy jednak mieć na uwadze ryzyko, że może prz boksylowe oraz gazy, takie jak tlenki Rys. 2. Statystyka uszkodzeń i usterek transformatorów sieciowych110kV/SN Rys. 2. Statystyka uszkodzeń i usterek transformatorów sieciowych110kV/SN węgla i inne węglowodory oznaczane się to w skrajnych przypadkach na obniżenie trwałości nowego urządzenia i pow w chromatografii gazowej. Część z nich Przedstawiona statystyka wykazuje, że każde sześć na dziesięć identyfikowanych różnego rodzaju niedomagań (wyładowania, przegrzania). bezpieczenia, a wyniki badań izolacyjnego, trwającgoTak do momentu, może nieprawidłowości lokalizowane jest wpoawaobrębie kadzi transformatora. duży odsetek w wchodzić w dalsze reakcje (rówryjnych wykluczyły możliwość dalszej w którym następuje krytyczna degranież tym ujęciu wynika z faktu uwzględnienia w przedstawionej analizie także usterek o między sobą) i przyspieszać rozTabela eksploatacji. Pełna statystyka, pracę w której dacja izolacji uzwojeń, co przekłada się wój1.procesów degradacji, prowadząc mniejszym wpływie na bezawaryjną transformatorów (wycieków oleju, zawilgoconej ujęto wszystkie uszkodzenia (w tym na utratę wytrzymałości mechanicznej do wydzielania znacznych ilości osadu masy osuszającej w odwilżaczach, itp.). Rok Masa całkowita również te uszkodzenia opisane powyżej), jak rów- papieru, zaś deteri wody (Rys. 4). W następstwie Masa wydzie-oleju Typtj. przy DP ≤ 200. Obserwując transformatorów energetycznych w Tą okresie ostatnich produkcji [kg] [kg] nież usterki i anomalie, została przedminują bezpośrednio procesy cieplne. lenia się szlamu dochodzi do osadzenia kilkunastu lat, można zauważyć, że jednostki starszej konstrukcji cechuje niewielka stawiona na rysunku 2. Oczywiście nie można pominąć przy się jego warstwy na powierzchni części TRDT 25000/110 1963 65000 19000 awaryjność, co jest między innymi wynikiem przewymiarowanej konstrukcji, natomiast Przedstawiona statystyka wykazuje, że szacowaniu długości życia transfor- nowo aktywnej54000 i tym samym utrudniania15300 odTDR3b 25000/110 1980 zaskakująco dużo uszkodzeń odnotowuje się w przypadku jednostek każde sześć na dziesięć identyfikowamatora energetycznego zdarzeń eksdawania ciepła, co stanowi katalizator wyprodukowanych. Jednostki starsze dzięki zapasom materiałów powstałych na etapie TOTRb 25000/110 2002 czy 45500 12500 nych nieprawidłowości lokalizowane są ploatacyjnych, takich jaknazwarcia, dalszych, negatywnych zmian w ukłaprojektowania i produkcji transformatorów, bardziej wytrzymałe wszelkiego typu jest w obrębie kadzi transformatora. przepięcia, które oddziałują na izolację dzie izolacyjnym. Oczywistym skutzakłócenia pochodzące z sieci, czy anomalie występujące w obrębie samego Tak duży odsetek w tym ujęciu wyni- życia w sposób gwałtowny. Stopień zaawan- kiem takiego stanu rzeczy osłabie- życia Czas transformatorów najczęściej utożsamiany jest jest z czasem ka z faktu uwzględnienia w przedsta- trwającgo sowania procesów starzeniowychwizonie wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego, do momentu, którym następuje krytyczna degradacja 6/2 Swionej KUTECZNOŚĆ ZABIEGÓW WYDŁUŻANIA ŻYWOTNOŚCI TRANSFORMATORÓW ENERGETYCZNYCH ... analizie także usterek o mniejlacji stałej, identyfikowany jest przez izolacyjnego i zagrożenie wystąpienia uzwojeń, co przekłada na stopnia utratę polimewytrzymałości mechanicznej papieru, tj. przy szym wpływie na bezawaryjną pracę bezpośredniesię badania awarii transformatora. 200. oleju, Tą zaś bezpośrednio procesy cieplne. czynnikami Oczywiście nie można p transformatorów (wycieków za- determinują ryzacji DP papieru lub częściej, zawarDominującymi wpływająwilgoconej masy osuszającej tości związków furanu rozpuszczonych cymi na tempo degradacji termicznej przy w odwilszacowaniu długości życia transformatora energetycznego z żaczach, itp.). w oleju.takich jak zwarcia, czy przepięcia, materiałów dielektrycznych są tempe- na izol eksploatacyjnych, które oddziałują Obserwując uszkodzenia transforma- Podobnym procesom, powodującym ratura oraz zawilgocenie. Każdy transsposóbostatgwałtowny. Stopieńjej powolną zaawansowania procesów starzeniowych torów energetycznych w okresie wskutek utleniania degra- formator przeznaczony do pracy w na- izolacji identyfikowany jestulega przez bezpośrednie stopnia polimeryzacji nich kilkunastu lat, można zauważyć, dację, izolacja olejowa. Na rys. badania 3 szych warunkach klimatycznych za-DP papie że jednostki starszej konstrukcji cechuprzedstawiono zależność stopnia de- projektowany zgodnie z wymagaczęściej, zawartości związków furanu rozpuszczonych w jest oleju. je niewielka awaryjność, co jest mięPodobnym procesom, powodującym wskutek utleniania jej powolną degr Tabela 1. dzy innymi wynikiem przewymiaroulegazaskakuizolacja olejowa. Na rys. 3Rokprzedstawiono zależność Masa stopnia degradac Masa całkowita oleju wanej konstrukcji, natomiast Typ produkcji [kg] transformatorowego od parametrów, badanych w[kg]warunkach laboratoryjnych, jąco dużo uszkodzeń odnotowuje się TRDT 25000/110 1963 65000 19000 w przypadku jednostekokreślenia nowo wypro- stopnia jego zestarzenia. Dla zobrazowania stopnia zaawansowani TDR3b 25000/110 1980 54000 15300 dukowanych. Jednostkiprocesów, starsze dziękiprzypisano im kilka typowych stanów, identyfikowanych w trakcie wiel TOTRb 25000/110 2002 45500 12500 zapasom materiałów powstałych na eksploatacji transformatora. etapie projektowania i produkcji transformatorów, są bardziej wytrzymałe na wszelkiego typu zakłócenia pochodzące z sieci, czy anomalie występujące w obrębie samego transformatora. W tabeli 1 zestawiono transformatory o mocy znamionowej 25MVA, wyprodukowane w latach 60-tych, 80-tych i współcześnie oraz ich masy. Widać tu postęp w projektowaniu i wykonawstwie transformatorów, umożliwiający dokonanie znacznych oszczędności materiałowych. Należy jednak mieć na uwadze ryzyko, że może przełożyć się to w skrajnych przypadkach na obniżenie trwałości nowego urządzenia i powstanie różnego rodzaju niedomagań (wyładowania, przegrzania). Czas życia transformatorów najczęściej utożsamiany jest z czasem życia układu Rys. 3. Procesy starzeniowe izolacji olejowej

Rys. 3. Procesy starzeniowe izolacji olejowej

Wskutek

zachodzących

procesów

utleniania

materiałów

elektroizolac

urządzenia dla energetyki zarówno 4/2013 stałych jak i oleju, jako produkty uboczne powstają m.in.45woda, al

aldehydy i ketony, kwasy karboksylowe oraz gazy, takie jak tlenki węgla

zmian w układzie izolacyjnym. Oczywistym skutkiem takiego stanu rzeczy e wytrzymałości elektrycznej układu izolacyjnego i zagrożenie wystąpienia transformatory rmatora. niami określonymi m.in. w [2]. Według

Rys. 4. Wytrącanie osadu w układzie izolacyjnym vs. napięcie powierzchniowe wytycznych zawartych w przywołanej normie, temperatura najgorętszego

miejsca w transformatorze nie przekraominującymi czynnikami wpływającymi na tempo degradacji termicznej materiałów cza 98°C, przy średniej rocznej tempeycznych są temperatura oraz zawilgocenie. Każdy transformator przeznaczony do raturze otoczenia 20°C, co oznacza, że naszych warunkach klimatycznych zaprojektowany jest zgodnie z wymaganiami w takich warunkach transformator ponymi m.in. w [2]. Według wytycznych zawartych w przywołanej normie, okres ok. 30 lat. winien przepracować sposób przybliżony zobrazoatura najgorętszego miejsca w transformatorze nie przekracza 98°C, Aby przyw średniej wać wpływ zmian temperatury pracy temperaturze otoczenia 20°C, co oznacza, że w takich warunkach transformator transformatorów na procesy starzenion przepracować okres ok. 30 lat. Aby w sposób przybliżony zobrazować we izolacji,wpływ wystarczy przypomnieć, że przyjmuje się [7], iż każde zwiększenie emperatury pracy transformatorów na procesy starzeniowe izolacji, wystarczy maksymalnej temperatury o 7÷10°C mnieć, że przyjmuje się [7], iż każde zwiększenie maksymalnej temperatury o powoduje dwukrotny wzrost tempa powoduje dwukrotny wzrost tempa tych procesów i odwrotnie –tych takie samo procesów i odwrotnie – takie samo obniżenie spowoduie temperatury spowoduje spowolnienie tego tempa o połowę. Poniżej na rys. 5 temperatury i6 je spowolnienie tego tempa o połowę. awiono przykładowe charakterystyki obciążenia transformatorów z badanej Poniżej na rys. 5 i 6 przedstawiono przyji. Na osi „x” znajduje się czas pracy transformatora [dni], a na osi „y” obciążenie kładowe charakterystyki obciążenia . 4. Wytrącanie osadu w układzie izolacyjnym vs. napięcie powierzchniowe zynną [kW]. transformatorów z badanej populacji. Rys. 4. Wytrącanie osadu w układzie izolacyjnym vs. napięcie powierzchniowe

Na osi „x” znajduje się czas pracy transformatora [dni], a na osi „y” obciążenie jącymi czynnikami wpływającymi na tempo degradacji termicznej materiałów 25000 mocą czynną [kW]. W obydwu przypadkach ciąch są temperatura oraz zawilgocenie. Każdy transformator przeznaczony obciążenie do 20000 głe oscyluje w granicach 5÷8MW, przy ych warunkach klimatycznych zaprojektowany jest zgodnie z wymaganiami mocy znamionowej transformatorów 25MVA. Podobnynormie, obraz obciążeń obm.in. 15000 w [2]. Według wytycznych zawartych w przywołanej serwowany był dla przeważającej więknajgorętszego miejsca w transformatorze nie przekracza 98°C, przy średniej szości transformatorów badanego zbio10000 ru, co potwierdza fakt niewykorzystania eraturze otoczenia 20°C, co oznacza, że w takich warunkach transformator transformatorów pod względem cieplepracować okres ok. 30 lat. Aby w sposób przybliżony zobrazować wpływ 5000 nym. Istotnym czynnikiem skracającym czas życia transformatorów ratury pracy transformatorów na procesy starzeniowe izolacji, wystarczyjest zawil0 gocenie izolacji. Woda w układzie elekże przyjmuje temperatury o 1 9 17 się 25 33 [7], 41 49 iż 57 65każde 73 81 89 zwiększenie 97 105 113 121 129 137 145maksymalnej 153 161 169 177 troizolacyjnym, prócz negatywnego wpływu powodującego przyspieszenie Rys. 5. Przykładowa charakterystyk obciążenia transformatora nr 1 – o mocy 25MVA oduje dwukrotny wzrost tempa tych procesów i odwrotnie – takie samo procesów może również ys. 5. Przykładowa charakterystyk obciążeniatego transformatora 1 – o mocy 25MVA starzeniowych, mperatury spowoduje spowolnienie tempa onrpołowę. Poniżej na rys. 5 ispowodować 6 w skrajnych przypadkach Tabela 2. obniżenie wytrzymałości elektrycznej o przykładowe charakterystyki obciążenia transformatorów z badanej układu elektroizolacyjnego transformaDefinicja Indeks Stan osi „x” znajduje się czas pracy transformatora wg [dni], a na osi „y”to obciążenie tora. Ma miejsce przy gwałtownym AHI wg [6] [8] wzroście temperatury najgorętszego [kW]. Normalny Bez oczywistych problemów. Nie potrzeba przeprowadzać żad4 miejsca w części aktywnej transfornych zabiegów eksploatacyjnych. Brak oznak degradacji. matora powyżej temperatury krytyczNie ma znacznego wpływu na niezanej, która w transformatorze z przewodność krótkoterminową. Transformator ze znanymi 25000 ciętną zawartością wody wynosi około W przypadku nie podjęcia zapobiedefektami. Ostrzegawczy 3 140÷160°C. Gdy ... zawartość wody w izogawczych zabiegów eksploatacyjnych Bez aktywnych uszkodzeń. SKUTECZNOŚĆ ZABIEGÓW WYDŁUŻANIA ŻYWOTNOŚCI TRANSFORMATORÓW ENERGETYCZNYCH może mieć niekorzystny wpływ na lacji papierowej jest wysoka (powyżej 20000 niezawodność długoterminową. 2,5% wg kryteriów DOBLE) temperatura ta obniża się do poziomu mogącego Transformator z uszko2c dzeniem niepogłębiają15000 wystąpić w transformatorze za sprawą cym się. np. gwałtownego wzrostu obciążenia Może pozostać w eksploatacji. Transformator z uszkodzew warunkach normatywnie przewidziaNiezawodność krótkoterminowa naj10000 niem pogłębiającym się. 2b prawdopodobniej obniżona. nych i uwzględnionych przez konstrukAlarmowy Oczekiwane osiągnięcie Poprawa stanu technicznego w drotorów jako przeciążeniowe. WytworzoAHI = 1 w ciągu 5 ÷ 10 lat. dze podjęcia zapobiegawczych zabiene w takiej sytuacji i uwolnione z części 5000 Transformator z uszkodzegów eksploatacyjnych może być aktywnej pęcherzyki gazu w obszarze niem pogłębiającym się. niemożliwa. 2a Oczekiwane osiągnięcie wysokich naprężeń elektrycznych moAHI = 1 w ciągu 5 lat. 0 gą obniżyć wytrzymałość układu elek1 9 17 25 33 41 49 Nie 57może 65 pozostać 73 81 w eksploatacji. 89 97 105 113 121 129 137 145 153 161 169 177 troizolacyjnego poniżej bezpiecznego Wymagane podjęcie zapobiegawWymagana wymiana. poziomu. Pomijając kilka wyjątkowych czych zabiegów eksploatacyjnych Możliwość uszkodzenia Awaryjny 1 przypadków oraz obserwowany w okreprzed ponownym włączeniem (mogą w ciągu 5 lat. nr 1 – o mocy 25MVA Przykładowa charakterystyk obciążenia transformatora sie ostatnich lat średni wzrost obciążeń okazać się nieefektywne kosztowo, co prowadzi do konieczności wymiany). na większości stacji elektroenergetycz-

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory nych 110kV/SN można zauważyć, że w większości przypadków transformatory o kilkudziesięcioletnim stażu pracy nie były mocno obciążane, co potwierdza stosunkowo niewielki stopień degradacji układu izolacyjnego (wyniki badań DP). Skłania to do utrzymania tych jednostek w eksploatacji na przestrzeni kolejnych kilkunastu lat, wymagając jedynie stosowania relatywnie niedrogich zabiegów uzdatniających oraz konserwacyjno-remontowych, które mogą być wykonane w miejscu zainstalowania transformatorów.

3. Narzędzia diagnostyczne wspomagające kwalifikację transformatorów do zabiegów wydłużających ich żywotność

Realizowanie programów diagnostycznych transformatorów 110kV/SN ma pozwolić na uzyskanie pełnej oceny ich stanu technicznego, określenie przyczyn i zlokalizowanie ewentualnych negatywnych zmian w ich obrębie, i dzięki temu określenie możliwości eksploatacyjnych w szerszej perspektywie czasowej oraz odpowiednio wczesne zaplanowanie i przeprowadzenie działań zapobiegawczych i naprawczych. W energetyce światowej formułowane są wytyczne, które służą identyfikacji i klasyfikacji jednostek pod względem ich przydatności do eksploatacji i mających na celu ujednolicenie procedur związanych z zarządzaniem majątkiem sieciowym. Przykładowym może być kryterium, w myśl którego transformatorom, lub poszczególnym jego elementom, przypisuje się jeden z czterech stanów technicznych (Tabela 2). Dla porównania, również w tabeli 2, zestawiono opracowany w National Grid w Wielkiej Brytanii [8] indeks stanu technicznego AHI (Asset Health Index), mający służyć szacowaniu pozostałego czasu życia eksploatowanych transformatorów. Poprawna ocena stanu technicznego transformatora nie może ograniczać się jedynie do interpretacji bieżących wyników badań i pomiarów, a winna opierać się o: yy bezwzględną ocenę uzyskanych rezultatów oraz dynamikę ich zmian, yy ocenę zagrożenia w oparciu o znajomość mechanizmów powstawania uszkodzeń, yy porównanie z wielkościami odniesienia (wyniki badań fabrycznych, przebiegi wzorcowe, itp.), yy analizę trendów uzyskiwanych wyników oraz analizę statystyczną.

ne powinny być informacje w postaci: yy historii eksploatacji i ewentualnych zdarzeń w trakcie jej prowadzenia, yy przebiegu i zakresu wykonanych napraw, modernizacji czy remontów, itp. W celu określenia stanu technicznego badanego transformatora wykorzystuje się narzędzia zaliczane do dwóch głównych grup: „on-line” i „off-line”, wzajemnie się uzupełniających i wspomagających. Prowadzona dla omawianej populacji transformatorów diagnostyka ukierunkowana jest na dokładną

identyfikację oraz, co równie ważne, lokalizację ewentualnych zagrożeń, które determinują możliwość podjęcia decyzji o dalszym postępowaniu z transformatorem (pozostawieniu w eksploatacji, przeprowadzaniu zabiegów mających na celu wydłużenie ich czasu bezawaryjnej pracy lub wycofaniu z eksploatacji). Poniżej przedstawiono poszczególne elementy transformatora wraz z metodami badań służącymi konkretnie indywidualnej ocenie ich stanu technicznego, dającymi zarazem kompletny obraz stanu technicznego jednostki (Tabela 3).

Tabela 3. Wyróżniony element konstrukcji transformatora

Metody badań stosowane w diagnostyce

Najczęstsze usterki i anomalie stwierdzane w badanych transformatorach

Obwód magnetyczny

Analiza wibroakustyczna umożliwiająca ocenę stanu rdzenia Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju DGA

Grzanie elementów konstrukcyjnych obwodu magnetycznego. Luzy w elementach ściągających i prasujących elementy obwodu magnetycznego.

Układ izolacyjny

Pomiary współczynnika stratności tgδ Pomiar rezystancji izolacji Badanie stopnia zawilgocenia izolacji stałej metodą FDS Pomiar intensywności wyładowań niezupełnych (PD) metodą akustyczną wraz z lokalizacją miejsca ich generacji Analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju DGA Analiza zawartości związków furanu Badanie właściwości oleju: • dielektryczne • fizykochemiczne • zawartość wody

Zawilgocenie i zestarzenie układu izolacyjnego.

Uzwojenia i odpływy

Diagnostyka stanu mechanicznego uzwojeń metodą FRA Pomiar intensywności wyładowań niezupełnych (PD) metodą akustyczną wraz z lokalizacją miejsca ich generacji Pomiar rezystancji uzwojeń Pomiar prądów magnesujących Pomiar reaktancji rozproszenia Badanie termowizyjne rozkładu temperatury płaszcza kadzi i osprzętu

Poluzowane połączenia odpływów uzwojeń z izolatorami przepustowymi. Uszkodzenia dynamiczne i zwarcia zwojowe.

Podobciążeniowy Pomiar czasów własnych PPZ przełącznik Badanie mocy pobieranej przez układ zaczepów napędowy PPZ Badanie termowizyjne rozkładu temperatury

Nieprawidłowa regulacja PPZ. Usterki układu napędowego PPZ. Zwarcia lub przerwy na stykach głowicy przełącznika.

Izolatory przepustowe

Pomiary współczynnika stratności tgδ Badanie termowizyjne rozkładu temperatury

Uszkodzenia mechaniczne porcelany. Grzanie poluzowanych połączeń śrubowych. Wycieki oleju wskutek wad montażowych lub złej jakości uszczelek

Kadź

Oględziny zewnętrzne

Wycieki oleju. Uszkodzenia powłoki lakierniczej i korozja płaszcza kadzi.

Dla dopełnienia powstającej syntezy wniosków, każdorazowo uwzględnia-

urządzenia dla energetyki 4/2013

MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13

transformatory 25000

yy przeglądy podobciążeniowych przełączników zaczepów, yy suszenie izolacji papierowej na miejscu zainstalowania transformatora, yy regenerację oleju elektroizolacyjnego z udziałem ziemi okrzemkowej.

20000

15000

10000

Poniżej przedstawiono doświadczenia zebrane na przestrzeni ostatnich kilku lat związane z realizacją wymienionych prac.

5000

0 1

17 25

33 41

49 57

65 73

81 89

97 105 113 121 129 137 145 153 161 169 177

Rys. 6. Przykładowa charakterystyk obciążenia transformatora nr 2 – o mocy 25MVA

4. Przykłady praktyczne

4.1. Przeglądy podobciażeniowych

przełączników zaczepów (PPZ) Rys. 6. Przykładowa charakterystyk obciążenia transformatora nr 2 – o mocy 25MVA

Na rysunku 7, przedstawiono rozkład w postaci wycieków oleju, zawilgoco- Przeglądy przełączników zaczepów są statystyczny nieprawidłowości stwier- nego silikażelu, korozji poszycia kadzi, regularnie i od wielu już lat wykonywaobydwudzanych przypadkach obciążenie ciągłe w granicach 5÷8MW, mocy 110kV/SN. Wyprana podstawie prowadzonych itp.oscyluje Rzadziej identyfikowane są deforne przy na jednostkach badań diagnostycznych. macje obraz uzwojeń,obciążeń czy anomalie w ob- cowanabył metodologia i jej skuteczność nowej transformatorów 25MVA. Podobny obserwowany dla tabeli 4 przedstawiono reprezen- wodzie magnetycznym. W przypadku zostały wielokrotnie żającej W większości transformatorów badanego zbioru, co potwierdza fakt sprawdzone i potatywną grupę jednostek, w których uszkodzeń o charakterze krytycznym, twierdzone. orzystania transformatorów podnajpowwzględem stwierdzono występowanie bądźcieplnym. stwierdzonej degradacji izolacji Prócz całego zakresu realizowanych totnym czynnikiem skracającym czas życia transformatorów jest zawilgocenie szechniejszych anomalii wykrywa- papierowej w stopniu zagrażającym prac ukierunkowanych na przywrów ramachelektroizolacyjnym, prowadzonych badań dalszej pracy wpływu jednostki, powodującego cenie pełnej sprawności technicznej Woda wnych układzie próczbezawaryjnej negatywnego diagnostycznych transformatorów transformatory są doraźnie wymieniaprzełącznika, i tym samym transformaeszenie procesów starzeniowych, może również w skrajnych przypadkach o czasie eksploatacji przekraczającym ne na nowe lub pochodzące z rezer- tora, w trakcie ich realizacji weryfikowaować 30 obniżenie wytrzymałości elektrycznej układu elektroizolacyjnego lat. wy. Dla jednostek, dla których rezultaty na jest szczelność komory głowicy PPZ. matora. Z danych Ma to zamieszczonych miejsce przy gwałtownym wzroście temperatury na rysunku prowadzonej diagnostyki nie ujawnia- najgorętszego W przypadku stwierdzenia nieszczelnr 7 oraz w tabeli 4transformatora wynika, że głów- ją zaawansowanego stopnia degradaności, która informacja w części aktywnej powyżej temperatury krytycznej, w ta jest odnotowywanymi problemami technicznymi napo- cji izolacji papierowej, podejmuje się na w bazie danych transformatorów matorzetykanymi w transformatorach eksplo- decyzję o zastosowaniu procedur ma- i uwzględniana przy interpretacji wyniiętną zawartością wynosi Gdy stanu zawartość w izolacji atowanych odwody kilkudziesięciu już około lat są 140÷160°C. jących na celu poprawę technicz-wody ków analizy chromatograficznej gazów nieprawidłowości zlokalizowane w ponego w obszarze, w którym wykryto rozpuszczonych wej jest wysoka (powyżej 2,5% wg kryteriów DOBLE) temperatura ta obniża się dow oleju (DGA). dobciążeniowych za- anomalie. W przypadkach zabiegów u mogącego wystąpićprzełącznikach w transformatorze za Wśród sprawą np. przyjętych gwałtownego wzrostugdy stan techniczny czepów (głównie w głowicach), zawil- do stosowania w praktyce eksploata- głowicy wykazuje nadmierne zużycie nia w gocenie warunkach normatywnie i uwzględnionych przez układu izolacyjnego, zestarze- przewidzianych cyjnej spółek dystrybucyjnych wymie- elementów konstrukcyjnych, w stopktorów jako przeciążeniowe. Wytworzone w takiej sytuacji i uwolnione z części ich wymiany, ze nie izolacji olejowej, oraz drobne usterki nić można: niu wymagającym względu na czasochłonność prac z tym ej pęcherzyki gazu w obszarze wysokich naprężeń elektrycznych mogą obniżyć Tabela 4. związanych, uszkodzoną głowicę zamałość układu elektroizolacyjnego poniżej bezpiecznego poziomu. Transformator Rok Moc Zawilgocenie Zawartość Zawartość Liczba stępuje się głowicą rezerwową (dostarprod. [MVA] izolacji oraz obserwowany 2FAL wody kwasowa omijając kilka wyjątkowych przypadków w okresie czaną ostatnich lat przez Wykonawcę przeglądu), [ppm] [ppm] [mgKOH/ a uszkodzoną poddaje się naprawie wzrost obciążeń na większości papierowej stacji elektroenergetycznych 110kV/SN można [%] g] w warsztacie. Umożliwia się w ten spoyć, że wTONR większości przypadków transformatory o 16kilkudziesięcioletnim stażu 16000/110 1958 16 3,6 0,4 0,17 sób szybkie zakończenie prac i po wyPDRUF 40000/110 1961 31,5/20/20 2,4 0,2 9 0,18stopień degradacji ie były mocno obciążane, co potwierdza stosunkowo niewielki konaniu pomiarów weryfikujących ich TTUS-HSCNL 1961 31,5/20/20 2,4 brak 13 0,22 izolacyjnego (wyniki badań DP). Skłania to do utrzymania tych jednostek ponowne w skuteczność, uruchomienie MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13 10000/110 1969 10 2,5 śladowa 9 0,08 już transformatora. tacji na TRprzestrzeni kolejnych kilkunastu lat, wymagając jedynie sprawnego stosowania TRDT 25000/110

1972

2,5

brak

0,02

nie niedrogich zabiegów oraz brak konserwacyjno-remontowych, które Na TRDT rysunku 7, przedstawiono statystyczny nieprawidłowości stwierdzanych 32000/110x 1976 uzdatniających 32/16/16rozkład 1,7 2 0,06 4.2. Suszenie izolacji stałej transpodstawie prowadzonych badań diagnostycznych. yćnawykonane w miejscu zainstalowania transformatorów. formatorów na miejscu ich zain-

stalowania W związku z relatywnie często spotykanym problemem nadmiernego zawilarzędzia diagnostyczne wspomagające kwalifikację transformatorów gocenia układu izolacyjnego transformatorów o długim czasie eksploatacji, o zabiegów wydłużających ich żywotność opracowano i wdrożono do stosowania metodę suszenia izolacji stałej transealizowanie programów diagnostycznych transformatorów 110kV/SN formatorów ma pozwolić na miejscu ich zainstaloskanie pełnej oceny ich stanu technicznego, określenie przyczyn i zlokalizowanie wania. Metoda stosowana jest z poworównież dla transformatorów alnych negatywnych zmian w ich obrębie, i dzięki temu określeniedzeniem możliwości zaliczanych do grupy I, o znacznym tacyjnych w szerszej perspektywie czasowej oraz odpowiednio wczesne stopniu zawilgocenia izolacji stałej (naowanie i przeprowadzenie działań zapobiegawczych i naprawczych. wet powyżej 3,5%). energetyce światowej formułowane są w trakcie wytyczne, które służą Każdorazowo, identyfikacji Rys.7.7.Statystyka Statystyka uszkodzeń i usterek badań diagnostyczdla konkretnego transRys. uszkodzeń i usterekwykrywanych wykrywanych w trakcie badań diagnostycznych nych transformatorów z badanej populacji w okresie ostatnich 5-ciu lat formatora, kacji jednostek pod względem ich przydatności do eksploatacji na metoda celu suszenia dostosotransformatorów z badanej populacji w okresie ostatnich 5-ciu lat i mających

cenie procedur związanych z zarządzaniem majątkiem sieciowym. Przykładowym

W tabeli 4 przedstawiono reprezentatywną grupę jednostek, w których stwierdzono występowanie najpowszechniejszych anomalii wykrywanych w ramach prowadzonych 48 urządzenia dla energetyki 4/2013 badań diagnostycznych transformatorów o czasie eksploatacji przekraczającym 30 lat.

ZNOŚĆ ZABIEGÓW WYDŁUŻANIA ŻYWOTNOŚCI TRANSFORMATORÓW ENERGETYCZNYCH

...

6/5

transformatory Tabela 5. Rodzaj badania Barwa Klarowność Zawartość wody wydzielonej

Przed regeneracją

Po regeneracji

Po roku od regeneracji

Po dwóch latach od regeneracji

Wartości wymagane wg IET

nie określona

mętny

klarowny

nie zawiera

zawiera wydzielony osad 14 przy temp. oleju 34°C

nie zawiera

3 przy temp. oleju 27°C

4 przy temp. Oleju 10°C

10 przy temp. oleju 40°C

≤ 25 w temp. oleju 50°C

Liczba kwasowa [mgKOH/gol]

0,31

0,01

0,02

0,04

≤ 0,3

Temperatura zapłonu [°C]

150

148

146

≥ 130

Napięcie przebicia [kV]

≥ 40

20°C

5,1 x 1010

8,2 x 1012

4,6 x 1012

2,8 x 1012

–

50°C

1,0 x 1010

5,3 x 1011

3,3 x 1011

1,4 x 1011

≥ 5,0 x 109

20°C

0,0048

0,0003

0,0007

–

50°C

0,0170

0,0021

0,0020

0,0033

≤ 0,08

Napięcie powierzchniowe [mN/m]

≥ 20

Wskaźnik polarności ε – n2

0,0686

0,0183

0,0191

0,0194

≤ 0,0600

Zawartość stałych ciał obcych Zawartość wody met. K. Fischera [ppm]

Rezystywność ρ [Ωm] w temp.

Współczynnik strat dielektrycznych tgδ w temp.

MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13 MIĘDZYNARODOWA KONFERENCJA TRANSFORMATOR ’13 4

3.5

1.5

0.5

2.5

% H2O

2.5

CHL CL

1.5

0.5

przed suszeniem 0

I cykl przed suszeniem

II cykl I cykl

IV cykl II cykl

stan końcowy IV cykl

stan końcow

9. Przebieg procesu suszenia i jego efektywność na poszczególnych etapach na poszczególnych etapach Rys. 9.Rys. Przebieg procesu suszenia i jegooceniana efektywność oceniana Rys. 9. Przebieg procesu suszenia i jego efektywność oceniana na poszczególnych eta

W wyniku zastosowania opracowanej metody metody suszenia, zawartość wody w wody izolacjiw W wyniku zastosowania opracowanej suszenia, zawartość 49 urządzenia dla energetyki 4/2013 tałej została obniżona do bezpiecznego dla dalszej pracy urządzenia poziomu,poziomu, który po stałej została obniżona do bezpiecznego dla dalszej pracy urządzenia

transformatory wana zostaje do faktycznego zawilgocenia jego układu izolacyjnego oraz konstrukcji kadzi i wytrzymałości całej konstrukcji (w tym komory PPZ, układu chłodzenia, itp.) na działanie próżni. Zawilgocenie izolacji papierowej określane jest dzięki zastosowaniu badania metodą spektroskopii dielektrycznej w dziedzinie częstotliwości (FDS), umożliwiającego wiarygodne określenie średniej zawartości wody w izolacji stałej badanej jednostki oraz ocenę zagrożenia uszkodzeniem jednostki w eksploatacji. W efekcie przeprowadzonego suszenia, średnia zawartość wody w izolacji papierowej zostaje obniżona do bezpiecznego dla dalszej pracy transformatora poziomu, nie przekraczającego 1,5%. 4.2.1. Transformator sieciowy 25MVA, 110/20/6,6kV, rok budowy: 1976 Na podstawie wyników badań diagnostycznych, stwierdzono, że średnia zawartość wody w izolacji papierowej badanej jednostki wynosi około 3,5%, co oznacza wysoki stopień zawilgocenia izolacji stałej. Stan taki wymagał podjęcia skutecznych i niezwłocznych działań, ze względu na realne zagrożenie dla bezawaryjnej pracy transformatora. W wyniku zastosowania opracowanej metody suszenia, zawartość wody w izolacji stałej została obniżona do bezpiecznego dla dalszej pracy urządzenia poziomu, który po zakończeniu prac wyniósł około 1,1%. 4.3. Regeneracja oleju transformatorowego z udziałem ziemi okrzemkowej Najczęstszym problemem identyfikowanym w prowadzonej diagnostyce transformatorów eksploatowanych od kilkudziesięciu lat, jest zestarzenie izolacji olejowej. Dla usunięcia zestarzenia oleju stanowiącego zagrożenie dla eksploatacji, od kilku już lat dostępna jest na rynku usługa regeneracji oleju transformatorowego z zastosowaniem glinki Fullera. Zasób doświadczeń oraz wyników badań transformatorów poddanych opisywanemu procesowi z każdym rokiem zwiększa się o kolejne przypadki oraz coraz szersze zastosowanie tej technologii. W tabeli 5 zestawiono wyniki badań i pomiarów parametrów oleju wykonanych przed, po zakończeniu oraz w odstępach roku i dwóch lat po przeprowadzeniu regeneracji. Transformator, dla którego przeprowadzono zabieg regeneracji to jednostka wyprodukowana w roku 1964, w której olej przed przystąpieniem do regeneracji posia-

dał cechy oleju krańcowo zestarzonego. Dla zaprezentowania efektywności metody regeneracji zestawiono parametry oleju mierzone w warunkach laboratoryjnych wg wymagań stosownych norm oraz Instrukcji Eksploatacji Transformatorów – wyd. 2012r. Nadto prócz przewidzianych normą wskaźników wykonano szereg badań dodatkowych, lepiej określających stopień zestarzenia oleju. Wyniki badań skuteczności regeneracji oleju wykonanych na szeregu transformatorów pracujących w polskim systemie elektroenergetycznym, potwierdzają celowość stosowania regeneracji oleju z użyciem ziemi okrzemkowej dla przywrócenia pierwotnych wartości parametrów dielektrycznych i fizyko-chemicznych oleju, a tym samym wydłużenia żywotności transformatorów.

5. Wnioski

yy Znaczna ilość pracujących w krajowej sieci transformatorów o napięciach 110kV/SN to jednostki o długim stażu pracy. Najczęstszym ich niedomaganiem eksploatacyjnym jest zestarzenie oleju i zawilgocenie układu izolacyjnego, yy Kwalifikacja transformatorów do zabiegów renowacyjnych powinna być oparta o wyniki badań diagnostycznych, yy Za utrzymaniem ich w dalszej eksploatacji przemawia brak uszkodzeń wewnętrznych oraz niewielkie zużycie izolacji papierowej, yy Wydłużenie okresu ich eksploatacji w dłuższym horyzoncie czasowym jest możliwe za pomocą zabiegów renowacyjnych wykonywanych w miejscu ich zainstalowania, yy Prowadzenie badań skuteczności zabiegów renowacyjnych wykonanych na transformatorach o długim czasie eksploatacji (35 lat i więcej) potwierdziło ich trwałość, a tym samym przydatność, yy Koszt wykonania zabiegów zaprezentowanych w niniejszym artykule, umożliwiających wydłużenie czasu bezpiecznej eksploatacji transformatorów w horyzoncie dalszych 10÷15 lat, to rząd kilku, maksymalnie kilkunastu procent ceny nowego transformatora o tej samej mocy znamionowej. Stanowi to ekonomiczne uzasadnienie podejmowanych działań. n Waldemar Olech, Paweł Warczyński ZPBE Energopomiar - Elektryka Sp. z o.o. Adam Rzeczkowski TAURON Dystrybucja S.A.

Literatura [1] Ramowa Instrukcja Eksploatacji Transformatorów – Wyd. 2012r. [2] PN-IEC 60354: 1999 Przewodnik obciążania transformatorów olejowych. [3] Aktualne problemy zarządzania eksploatacją transformatorów – M. Kaźmierski, W. Olech, D. Pawłowski - Konferencja Naukowo-Techniczna Wisła, 2008r. [4] Techniczne przesłanki zarządzania eksploatacją transformatorów – M. Kaźmierski, W. Olech, D. Pawłowski – Konferencja Naukowo-Techniczna Wisła, 2010r. [5] Raport Sesji CIGRE, Komitet Studiów A2 Transformatory 2010 – M. Kaźmierski, P. Warczyński [6] Guide for Life Management Techniques for Power Transformers − CIGRE 2003, Brochure No. 227, lub Przewodnik po technikach kontroli zużywania się transformatorów energetycznych, wyd. PKWSE, Warszawa 2006. [7] Oxidation Stability of Insulating Liquids – CIGRE SC A2 – Transformers Workshop – Per Wiklund, Ivanka A. Hoehlein. [8] The Development and Use of an Asset Health Index for the Replacement Planning of Large Power Transformers – P. Jarman, R. Hooton, J. Owen, J. Lapworth, Z.D. Wang – CIGRE SC A2 & D1 Joint Colloquium, Kyoto Japan 2011. [9] Diagnostyka transformatorów – Nowoczesne metody i narzędzia – P. Warczyński, Konferencja TRANSFORMATOR’09, Toruń. [10] Advanced Diagnostic of Generator Step-Up Transformers In Polish Practice – M. Kaźmierski, W. Olech, P. Warczyński – CIGRE 2010r.

urządzenia dla energetyki 4/2013

20-447 Lublin, ul. Diamentowa 1 tel.: 81 728 62 00, faks: 81 728 62 02 e-mail: sekretariat@elektromontaz.lublin.pl

Specjalistyczne usługi oraz urządzenia dla energetyki, przemysłu i budownictwa.

Linie elektroenergetyczne kablowe oraz napowietrzne średniego i niskiego napięcia, Rozdzielnice napowietrzne i wnętrzowe do 110 kV włącznie, Instalacje wnętrzowe siłowe i oświetleniowe, Instalacje sieci strukturalnych i gwarantowanych, Instalacje telewizji przemysłowej, Układy pomiarowe, sterowania, sygnalizacji i AKP, Instalacje odgromowe, przeciwpożarowe i ochronne, Horyzontalne przewierty sterowane

Stacje transformatorowe w obudowie betonowej i metalowej, w tym stacje nietypowe i specjalne do 35 kV i 10 MVA, Złącza kablowe SN w obudowie betonowej, Rozdzielnice SN i nn, Kontenery i elementy konstrukcyjne, Urządzenia sterowniczo-pomiarowe i sygnalizacyjne, Przewody szynowe magistralne nn

STLmb-8

RNL

RSL

www.elektromontaz-lublin.pl

ZKL

transformatory

Zagadnienia bezpieczeństwa związane z eksploatacją prefabrykowanych stacji transformatorowych wn/nn Opracowanie dotyczy ewentualnych zagrożeń związanych z eksploatacją prefabrykowanych stacji transformatorowych wysokiego na niskie napięcie na podstawie wieloletniego doświadczenia produkcyjnego Elektromontażu-Lublin Sp. z o. o. WPROWADZENIE

Eksploatacja stacji transformatorowych WN/nn związana jest z występowaniem pewnych, nieplanowanych zdarzeń ruchowych – awarii, które niosą za sobą zagrożenia bezpieczeństwa ludzi, urządzeń, środowiska, zakłócenia ciągłości zasilania w energię elektryczną. Do najbardziej niebezpiecznych zdarzeń należy zaliczyć: • wewnętrzne zwarcie łukowe występujące w urządzeniach energetycznych stacji, • wybuch pożaru oleju transformatorowego. Pomimo, że zjawiska te bardzo rzadko występują, to z uwagi na ich spektakularny charakter i niebezpieczeństwo należy ograniczyć do minimum ich przyczyny lub skutki.

ZAGADNIENIE ŁUKOOCHRONNOŚCI W STACJACH

Wewnętrzne zwarcie łukowe w stacji transformatorowej prefabrykowanej może być spowodowane: • wadą konstrukcyjną urządzeń w stacji, • wyjątkowymi warunkami pracy urządzeń, • błędnym łączeniem – błąd eksploatacyjny. Zwarcie może powstać w dowolnej części stacji. Ponieważ w normach przedmiotowych dla rozdzielnic niskiego napięcia PN-EN 60439-1:2003 3] i transformatorów PN-EN 60076-2:2001 [4], nie są podane żadne procedury badawcze dotyczące łuku wewnętrznego, dlatego też norma przedmiotowa

Fot. 1. Przykładowa stacja transformatorowa – typ STLm-4,8/2,6b

dla stacji transformatorowych PN-EN 62271-202:2010 [1] kładzie szczególny nacisk na badanie tego zjawiska w przedziale wysoko-napięciowym wewnątrz rozdzielnicy jak i jej podłączeniu. Występowanie łuku elektrycznego wewnątrz stacji transformatorowej związane jest z różnymi zjawiskami fizycznymi. Są to: • mechaniczny udar spowodowany energią łuku elektrycznego rozwijającego się w powietrzu lub innym gazie izolacyjnym – ma to wpływ na nadciśnienie rzędu kilku tyś. kg/ m², stwarzając zagrożenie w stosunku do ludzi, otoczenia oraz urządzeń, • wysoka temperatura, wydzielające się gorące gazy oraz rozżarzone cząstki materi mogą powodować cieplne i mechaniczne narażenia w stosunku do ludzi jak i urządzeń. Rozważając zagrożenia powodowane zwarciami wewnętrznymi należy wziąć pod uwagę zagrożenia w stosunku do osób postronnych. Obsługujący może znajdować się wewnątrz stacji transformatorowej (jeżeli obsługiwana jest od wewnątrz) lub przed nią (jeżeli obsługiwana jest z zewnątrz). Natomiast, osoby postronne mogą znaleźć się w pobliżu stacji w dowolnej chwili. Aktualna norma [1] dotycząca prefabrykowanych stacji transformatorowych, w odróżnieniu do poprzedniej normy PN-EN 61330:2001 [2], wprowadziła obowiązek badania stacji w zakresie łukoochronności. Skuteczność konstrukcji stacji dla zapewnienia ochrony osób oraz urządzeń, w przypadku łuku wewnętrznego może być sprawdzona na podstawie „badań typu” wykonanych zgodnie z normą [1]. Należy podkreślić, że Elektromontaż-Lublin Sp. z o.o. uruchamiając w roku 1995 produkcję stacji transformatorowych prefabrykowanych w obudowie

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory

żelbetowej typu STLmb, wprowadził obowiązek stosowania rozwiązań łukoochronnych na podstawie nie obowiązującej jeszcze w Polsce normy europejskiej IEC 61330:1995 [5]. Wszystkie stacje Elektromontażu-Lublin przechodziły takie badania w Instytucie Energetyki w Warszawie. Wprowadzona przez normę [1] klasa ochrony przed łukiem wewnętrznym - IAC uwzględnia wewnętrzne nadciśnienie działające na osłony, drzwi, podłogę. Bierze również pod uwagę skutki termiczne łuku, wydzielane gorące gazy i rozżarzone cząstki materii. Nie uwzględnia uszkodzeń przegród między przedziałami rozdzielnicy oraz wewnętrznych przegród ruchomych niedostępnych w normalnych warunkach pracy. Stacje, które przeszły te badania z wynikiem pozytywnym, są kwalifikowane jako klasy odporności na łuk wewnętrzny: IAC-A, IAC-B, IAC-AB.

• Klasa IAC-A dotyczy sprawdzenia ochrony personelu obsługującego urządzenia i gwarantuje bezpieczeństwo wewnątrz stacji przy drzwiach otwartych, dla stacji obsługiwanych od wewnątrz lub dla stacji obsługiwanych z zewnątrz w zakresie urządzeń WN. • Klasa IAC-B dotyczy sprawdzenia ochrony osób postronnych i gwarantuje im bezpieczeństwo w pobliżu stacji, ze wszystkimi drzwiami zamkniętymi, dla stacji z obsługą od wewnątrz lub z zewnątrz. • Klasa IAC-AB, jest to klasa spełniająca warunek –A i –B i dotyczy sprawdzenia ochrony personelu obsługującego urządzenia jak i osób postronnych gwarantując im bezpieczeństwo zarówno w stacji jak i w jej pobliżu. W opisie klasy podawany jest maksymalny poziom prądu zwarcia oraz cza-

urządzenia dla energetyki 4/2013

su zwarcia np.; klasa IAC-A-16 kA-1s, klasa IAC-AB-20kA-1s. W celu zmniejszenia ryzyka powstania zwarć wewnętrznych należy przedsięwziąć następujące środki zaradcze: • stosować odpowiednie odstępy izolacyjne międzyfazowe i doziemne, stosować izolowane połączenia wewnętrzne, osłony, • stosować wszelkie blokady, uniemożliwiające powstania zwarcia przy błędnych manewrach eksploatacyjnych, • unikać skrzyżowań połączeń kablowych, • unikać takich zjawisk jak: ferrorezonans, indukowanie się prądów wirowych, przegrzewanie się urządzeń oraz połączeń śrubowych elementów wiodących prąd, • prowadzić terminowe i regularne oględziny urządzeń oraz ich konserwację zgodnie z instrukcjami przedmiotowymi.

transformatory

Fot. 2. Stacja transformatorowa podczas badań łukowych

W celu ograniczenia skutków zwarć wewnętrznych należy: • stosować rozdzielnice WN w wykonaniu łukoodpornym, dotyczy to zarówno rozdzielnic w izolacji powietrznej jak i gazowej, • stosować podział rozdzielnic na przedziały oddzielające elementy pod napięciem od elementów beznapięciowych, • stosować odpowiednie konstrukcje takie jak; specjalne filtry pochłaniające energię łuku, komory i labirynty redukcyjne, klapy bezpieczeństwa, • zdalne sterowanie stacji,

Fot. 3. Filtr pochłaniający energię łuku

• szybkie wyłączenie urządzeń ( czujniki świetlne, ciśnieniowe, cieplne, zabezpieczenia różnicowe ).

OCHRONA PRZECIWPOŻAROWA W STACJACH

W odniesieniu do ochrony przeciwpożarowej norma przedmiotowa dla stacji [1] określa użycie w konstrukcji obudowy stacji transformatorowych materiałów o minimalnym poziomie odporności na ogień pojawiający się wewnątrz lub na zewnątrz stacji. Mogą to być: beton, metal, włókno szklane, wełna mineralna itp. Również aparaty,

osprzęt, kable wewnątrz stacji winny posiadać określony minimalny stopień palności. Największe zagrożenie może stanowić zapłon oleju transformatorowego w przypadku wybuchu transformatora lub zapalenia się oleju przy awaryjnym jego wycieku. Są to zjawiska bardzo rzadko spotykane, niemniej jednak należy brać je pod uwagę. Prefabrykowane stacje transformatorowe posiadają cechy obiektów budowlanych (Prawo Budowlane) [6] w związku z tym wszystkie normy i przepisy dotyczące obiektów budowlanych dotyczą również stacji transformatorowych. Najważniejszym przepisem prawnym regulującym usytuowanie stacji w terenie, jako obiektu budowlanego jest Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dn. 12 .04. 2002r. [7] Głównym parametrem określającym zagrożenie obiektu budowlanego, pod względem ochrony przeciwpożarowej, jest gęstość obciążenia ogniowego Q. Określa ona ilość ciepła wydzielonego przy spalaniu medium (oleju transformatorowego w przypadku stacji) w przeliczeniu na jednostkę powierzchni użytkowej obiektu budowlanego i mierzy się w jednostkach: MJ/m². Dla stacji transformatorowych wartość ta waha się w większości przypadków w granicach: 1000<Q<4000 MJ/m² w zależności od mocy transformatora (ilości oleju w transformatorze) i powierzchni wewnętrznej stacji. Elektromontaż-Lublin Sp. z o.o. oferując swoje stacje, podaje dla wszystkich typów stacji i dla wszystkich mocy transformatorów gęstość obciążenia ogniowego. Rozporządzenie [7] określa odległości w terenie jakie należy przewidzieć między stacją a obiektami budowlanymi w zależności od gęstości obciążenia ogniowego. Podane dopuszczalne szerokości pasa terenu wokół ścian (budynku) stacji nie dotyczą, gdy spełniony jest jeden z następujących przypadków : • ściana stacji lub sąsiedniego budynku jest ścianą oddzielenia przeciwpożarowego właściwą dla obydwu budynków, • budynki oddzielone są od siebie ścianą oddzielenia przeciwpożarowego, spełniającą wymagania dla obydwu budynków, • ściany stacji i budynku tworzą między sobą kąt nie mniejszy niż 120°, • stacja i budynek położone są na jednej działce budowlanej i jeżeli łączna powierzchnia wewnętrzna obu budynków nie przekracza do-

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory Tabela 1. Gęstość obciążenia ogniowego stacji transformatorowych typu STLmb-x L.p.

Moc transformatora / kVA / 1000 630 400 250 Il. oleju kg Qd MJ/m² Il. oleju kg Qd MJ/m² Il. oleju kg Qd MJ/m² Il. oleju kg Qd MJ/m²

Typ stacji

Pow.uż. bud. stacji m ²

STLm -1b

2,26

240

5097

175

3717

STLm -2b STLm-1,6b STLm-3/1,6b STLm-4,8/2,6 STLmb-3 STLmb-3,6 STLmb STLmb-5 STLmb-6 STLmb-7 STLmb-8

5,27 3,14 3,75 11,04 6.72 8,16 9,84 11,52 13,92 16,78 19,23

450 450 450 450 900 900 900

3080 2536 2195 1875 3103 2574 2246

345 345 690 345 345 345 345 690 690 690

3142 3880 3889 2464 2029 1683 1438 2379 1974 1722

240 240 240 480 240 240 240 240 480 480 480

2186 3418 2699 2706 1714 1412 1171 1000 1655 1373 1198

175 175 175 350 175 175 175 175 350 350 350

1594 2492 1968 1973 1250 1029 854 729 1207 1000 874

sługi stacji transformatorowych, gwarantować bezpieczeństwo otoczeniu i bezprzerwową pracę urządzeń. Gwarantem bezpieczeństwa w tym przypadku jest: • wykonywanie stacji transformatorowych zgodnie z normą przedmiotową [1], oraz zgodnie z obowiązującymi przepisami a w szczególności z rozporządzeniem [7], • „badania typu” stacji transformatorowych wykonywane przez laboratoria uprawnione do tego, tzn. posiadające akredytacje „AB” – Polskiego Centrum Akredytacji, • przeprowadzenie procesu certyfikacji, tzn. na podstawie przeprowadzonych „badań typu” wystawienie „Certyfikatu Zgodności” przez akredytowaną w danym zakresie jednostkę certyfikującą „AC” – akredytacja Polskiego Centrum Akredytacji, • eksploatacja stacji transformatorowych zgodnie z procedurami instrukcji obsługi i przeglądów okresowych. n Mgr inż. Janusz Ropa

puszczalnej powierzchni strefy pożarowej wymaganej dla każdego ze znajdujących się na tej działce rodzajów budynków. (strefy pożarowe określa rozporządzenie [7]). Elektromontaż-Lublin Sp. z o. o. jest producentem stacji transformatorowych o zwiększonej odporności ogniowej ścian zewnętrznych, co umożliwia ich lokalizację w odległości mniejszej niż określa to powyższa tabela. Przyjęte rozwiązania konstrukcyjno-materiałowe pozwoliły na uzyskanie przez ściany stacji cech ścian oddzielenia przeciwpożarowego o klasie odporności ogniowej REI 120, dzięki czemu można lokalizować te stacje zbliżając praktycznie na odległość zera w stosunku do innych budynków lub granicy działki niezabudowanej. Produkowane stacje spełniają wymagania ochrony przeciwpożarowej, określonej w obowiązujących aktualnie przepisach, co potwierdza opinia wydana przez Instytut Techniki Budowlanej w Warszawie oraz opinie rzeczoznawców ds. zabezpieczeń przeciwpożarowych.

ZAKOŃCZENIE

Mgr inż. Tadeusz Pikula

Wszystkie etapy: projektowy, eksploatacyjny a przede wszystkim produkcyjny powinny zapewnić, każdy w swoim zakresie, pełne bezpieczeństwo ob-

Elektromontaż-Lublin Sp. z o.o. 20-447 Lublin, ul. Diamentowa 1 www.elektromontaz-lublin.pl

Bibliografia [1] PN-EN 62271-202:2010 Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza. Część 202: Stacje transformatorowe prefabrykowane wysokiego napięcia na niskie napięcie. [2] PN-EN 61330:2001 Stacje transformatorowe prefabrykowane wysokiego napięcia na niskie napięcie. [3] PN-EN 60439-1:2003 Rozdzielnice i sterownice niskonapięciowe. Część 1: Zestawy badane w pełnym i niepełnym zakresie badań typu. [4] PN-EN 60076-2:2001 Transformatory. Przyrosty temperatury. [5] IEC 1330:1995 High-voltage/low-voltage prefabricated substations. [6] Prawo Budowlane (Dz. U. z 2006r. N. 156 poz. 1118 z późn. zm.). [7] Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dn. 12. 04. 2002r. (Dz. U. z 2002r. N. 75 poz. 690 z póź. zm.).

Tabela 2. Usytuowanie budynków z uwagi na bezpieczeństwo pożarowe Rodzaj budynku oraz dla budynku PM maksymalna gęstość obciążenia ogniowego strefy poż. PM Q w MJ/m² ZL IN PM Q≤1000 PM 1000<Q≤4000 PM Q>4000

ZL 8 8 8 15 20

Rodzaj budynku oraz dla budynku PM maksymalna gęstość obciążenia ogniowego strefy pożarowej PM Q w MJ/m² PM IN Q≤1000 1000<Q≤4000 8 8 15 8 8 15 8 8 15 15 15 15 20 20 20

Q>4000 20 20 20 20 20

Objaśnienia: • tabela podaje minimalne odległości w (m) jakie należy zachować między budynkami, w zależności od Q (gęstości obc. ogniowego) • ZL – budynki mieszkalne i użyteczności publicznej • PM – budynki produkcyjne i magazynowe - w tym stacje transformatorowe • IN – budynki inwentarskie

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory

Przyczynek do możliwości podniesienia poziomu diagnostyki technicznej transformatorów w energetyce krajowej Wprowadzenie

Ogólnie rzecz biorąc poziom diagnostyki technicznej transformatorów stosowanej w energetyce krajowej na tle najnowszych osiągnięć w tym zakresie w energetyce światowej prezentuje się dość dobrze [5]. Niemniej można go podnieść poprzez wyeliminowanie kilku dość istotnych man-

kamentów. Należą do nich brak skoordynowanych badań poawaryjnych oraz badań transformatorów przeznaczonych do złomowania, brak zaawansowanych analiz statystycznych dużej liczby wyników badań diagnostycznych, brak systemów monitoringu izolatorów przepustowych czy wreszcie brak wymiany doświadczeń

Rys. 1. a) Zanieczyszczenia osadzone na uzwojeniu regulacyjnych na skutek przedostawania się oleju z komory przełącznika mocy do kadzi głównej transformatora. Transformator 160 MVA 220/110 kV - [16]; b) Uszkodzona cewka w transformatorze blokowym 270 MVA (zdjęcie z archiwum ZPBE Energopomiar - Elektryka) - [5]; c) Miejsca pobrania próbek papieru do analizy oraz wartości pomierzonego stopnia polimeryzacji w transformatorze blokowym 385 MVA, 110/21 kV - [23]; d) Rozkład wilgoci w izolacji stałej transformatora 32 MVA (rysunek powstał w oparciu o dane z [1])

z eksploatacji systemów monitoringu transformatorów pracujących w czasie rzeczywistym (on-line), które to systemy są eksploatowane w naszej energetyce już od ponad dziesięciu lat.

Badania poawaryjne oraz badania transformatorów przeznaczonych do złomowania

Nie sposób przecenić przydatności badań poawaryjnych czy też badań transformatorów przeznaczonych do remontu lub złomowania do celów diagnostycznych. Stanowią one swego rodzaju sprzężenie zwrotne do wykorzystania zarówno przez producenta (poprawa konstrukcji), jak i użytkownika (weryfikacja metod diagnostycznych, modyfikacja bazy wiedzy, poprawa zasad eksploatacji) transformatorów. Sformalizowane podejście do „doświadczalnego sprzężenia zwrotnego” (Experience Feedback) na różnych poziomach systemu energetycznego (sieć, stacja energetyczna, element wyposażenia, np. transformator) prowadzące do podniesienia niezawodności systemu oraz wynikające z niego korzyści w kategoriach technicznych i ekonomicznych prezentuje broszura CIGRE [3]. Warunkiem koniecznym jest tu uzyskanie wiarygodnych danych po każdej awarii, co wymaga odpowiedniego zmotywowania personelu obsługi. W ostatnich paru dziesięciu latach należy odnotować szereg działań w energetyce na świecie ukierunkowanych na wspomniane analizy patrz m. in. [12, 22, 23, 25, 26]. Co pewien czas analiza awaryjności transformatorów jest jednym z kierunków działań Komitetu Studiów A2 (Transformatory) CIGRE [13]. W przypadku energetyki krajowej analizy statystyczne awaryjności transformatorów prowadzone niegdyś centralnie zostały zawieszone w końcu lat 80. Przekształcenia własnościowe oraz decentralizacja gospodarki doprowadziły do podziału energetyki polskiej

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory Tablica 1. Częstość pobierania próbek oleju w zależności od koncentracji gazów oraz jej przyrostów w transformatorach energetycznych w eksploatacji (dane CIGRE)

Koncentracja gazów w oleju transformatorowym w µl/l Suma ga- Częstość pobierazów palnych nia próbek

Koncentracja

CH4

C2H4

C2H6

C2H2

CO2

Typowa

100 88 ÷ 188*)

80 30 ÷ 130*)

170 60 ÷ 280*)

55 20 ÷ 90*)

3 2 ÷ 20**) 60 ÷ 280***)

880 400 ÷ 600*)

8900 3800 ÷ 14000*)

908

Corocznie

Poziom 2

180

129

270

126

766

14885

1542

Co miesiąc

Poziom 3

254

170

352

205

983

20084

2101

Co tydzień

Poziom 4

403

248

885

393

102

1372

29980

3175

Codziennie

Przed uszkodzeniem

725

400

800

900

488

2100

88000

5380

Co godzinę

Wart. dop. wg IET [6]a)

260/ 388

288/ 200

160/ 170

288/ 260

20/70

280/260

3880/ 4000

> 7880b)

Przyrost koncentracji gazów w oleju transformatorowym w µl/l/rok Typowy

83 35 132*)

65 10 120*)

89 60 280*)

47 32 146*)

2 0 - 4**) 21 37***)

660 260 1060*)

5888 1700 10000*)

946

Corocznie

Poziom 2

179

175

218

176

1737

15382

2539

Co miesiąc

Poziom 3

280

313

369

382

3054

27012

4513

Co tydzień

Poziom 4

889

679

745

1074

6491

57351

9738

Codziennie

Przed uszkodzeniem

1095

1825

4015

182

17000

188000

26000

Co godzinę

Dane oznaczone *) (gwiazdka) pochodzą z broszury [7], przy czym - w przypadku acetylenu - oznaczone **) dotyczą transformatorów bez PPZ a oznaczone ***) dotyczą transformatorów o konstrukcji umożliwiającej mieszanie się oleju w kadzi transformatora z olejem w komorze przełącznika. Pozostałe dane pochodzą z broszury [2]. a) Dane wg IET dotyczą transformatorów blokowych/sieciowych; b) dotyczy stanu przed awaryjnego. na szereg niezależnych podmiotów, w zasadzie nie zainteresowanych prowadzeniem takich analiz. Nie najlepsza sytuacja w przedmiotowej sprawie była omawiana m. in. w referacie [9]. Z poprzedniego okresu na uwagę zasługuje rozszerzona statystyka awaryjności transformatorów prowadzona w latach 1970 - 1990 w dawnym Północnym Okręgu Energetycznym [15], która obejmowała nie tylko rejestrację rodzaju i miejsca uszkodzeń, ale także rejestrację metod pomiarowych, które umożliwiały ich wykrycie. To właśnie odnotowywane w tamtym okresie dane statystyczne dotyczące dużej liczby uszkodzeń polegających na przemieszczaniu się styków ruchomych w przełączniku zaczepów skłoniły producenta do podjęcia działań mających na celu poprawę sposobu mocowania tych styków. Obecnie prowadzi się, głównie incydentalnie, badania poawaryjne połączone z rewizją wewnętrzną ukierunko-

wane przede wszystkim na znalezienie przyczyn awarii - patrz np. rys 1a) i b). Odnotowuje się przypadki kwalifikowania transformatorów do złomowania w ogóle bez oględzin wewnętrznych, a co za tym idzie bez badań, które często są jedyną możliwością dostarczenia szeregu cennych informacji diagnostycznych - patrz np. rys 1c) i d). Zmiana tej sytuacji wymaga wprowadzenia w energetyce krajowej odpowiednich procedur badań oraz gromadzenia i udostępniania danych statystycznych. Jeden z przykładów rozwiązania problemu można znaleźć w energetyce niemieckiej [19], gdzie wszyscy użytkownicy transformatorów są zobowiązani do prowadzenia rejestracji danych statystycznych. W celu ułatwienia zadania utworzono dokładnie zdefiniowany, ograniczony do niezbędnego minimum, wykaz danych przystosowany do ich automatycznego przetwarzania. Dane zbierane są przy wykorzystaniu specjalne-

urządzenia dla energetyki 4/2013

go, utworzonego na tę okoliczność, oprogramowania i przesyłane za pośrednictwem bezpiecznego łącza internetowego.

Zaawansowane analizy statystyczne

Niezależnie od sposobu tworzenia diagnozy, niezmiernie istotną jest w procesie diagnozowania systematyczna ocena zgromadzonych doświadczeń. Droga prowadząca do większej pewności diagnozy, to przede wszystkim analiza statystyczna wsparta elementami rachunku prawdopodobieństwa dużej liczby wyników badań diagnostycznych w eksploatacji. Również na danych statystycznych i w połączeniu z praktyką eksploatacyjną oparte są przyjmowane wartości kryterialne (progowe, graniczne, dopuszczalne) wybranych wielkości o charakterze diagnostycznym mierzonych w trakcie eksploatacji transformatora. Ostatnie tendencje w tym

transformatory Tablica 2. Statystyczne kryteria uszkodzeń wg [17] Prawdopodobieństwo uszkodzenia [%] 0,5

1,5

100

Wart. dop. wg IET [6]

Suma gazów palnych [ppm]

720

1900

4600

2880 ÷ 3700

Węglowodory [ppm]

335

1300

3200

CO2 [ppm]

2500

4000

10000

4000

tgδ [%]

0,05

0,07

Zaw. wody [ppm]

Kwasowość [mgKOH/g]

0,03

0,1

0,2

0,5

0,3

Nap. pow. [mN/m]

Nap. przebicia [kV]

Parametr

zakresie w energetyce światowej, to tworzenie szczegółowego zestawu wartości kryterialnych powiązanych bądź ze stanem technicznych transformatora (normalnym, ostrzegawczym, alarmowym i awaryjnym), prawdopodobieństwem wystąpienia uszkodzenia, bądź z czasem wykonania następnych badań. Ułatwia to znacznie użytkownikowi ocenę sytuacji, przede wszystkim w kategoriach horyzontu czasowego podjęcia niezbędnych działań. Na tym tle podejście prezentowane w ostatniej edycji IET [6] wydaje się być zbyt konserwatywne. W większości przypadków kryteria dotyczą tylko wartości dopuszczalnych, których przekroczenie ogólnie uważa się za anomalię i przyjmuje jako warunek wstępny do uznania, że prawdopodobieństwo uszkodzenia jest odpowiednio wysokie, co wymaga kompetentnych i szybkich decyzji oraz działań. Sposób wykorzystania zaawansowanych analiz statystycznych zilustrowano na kilku przykładach wyników badań parametrów oleju transformatorowego oraz DGA. W ostatnich kilku latach analiza rezultatów DGA pochodzących z energetyk różnych krajów była przedmiotem prac prowadzonych na forum CIGRE, w wyniku czego zostały opracowane dwie

broszury - nr 296 [7], przez Połączoną Grupę Zadaniową D1.01/A2.11 w czerwcu 2006 roku oraz nr 443 [2] przez Grupę Roboczą D1.32 w grudniu 2010 roku. Liczba wziętych pod uwagę do celów statystycznych rezultatów DGA była rzędu kilkudziesięciu tysięcy. Z wielu zestawień w tablicy 1 przytoczono zależność częstości pobierania próbek oleju od koncentracji gazów oraz od wielkości ich przyrostu. Dla porównania zamieszczono tam również wartości koncentracji gazów w oleju transformatorów grupy I podane w IET [6], które z wyjątkiem koncentracji sumy gazów palnych określonej w odniesieniu do stanu z wolno rozwijającymi się uszkodzeniami wewnętrznymi, stanu zagrożenia i przed awaryjnego - są wartościami granicznymi. Należy zaznaczyć przy tym, że ponad dziesięć lat temu na podstawie analizy wyników DGA w kilkudziesięciu transformatorach sieciowych [20, 29] opracowano kryteria bardziej szczegółowe, związane ze stanem transformatora (normalnym, ostrzegawczym, alarmowym i awaryjnym), dotyczące koncentracji gazów rozpuszczonych w oleju transformatorowym, a zalecaną częstość pobierania próbek oleju uzależniono zarówno od poziomu sumy gazów palnych, jak i dynamiki ich przyro-

stu. Wartości te do dziś są stosowane w PSE Operator S.A. Inne efekty zaawansowanych analiz statystycznych można znaleźć w referatach [17, 28] prezentowanych na ostatniej sesji CIGRE. W [17] podstawą analizy były wyniki badań diagnostycznych dużej liczby transformatorów o napięciu strony górnej 550 kV pracujących w energetyce chińskiej co najwyżej 20 lat. W oparciu o znany model mechanizmu degradacji izolacji papierowej, którego parametry określono przy wykorzystaniu zaawansowanej analizy statystycznej w odniesieniu do wybranych wielkości diagnostycznych dotyczących oleju, opracowano kryteria wystąpienia uszkodzenia z określonym prawdopodobieństwem. Wyniki analizy podano w tablicy 2. W celach prównawczych zestawiono tam również wartości dopuszczalne stosowane w energetyce krajowej [6] odnoszące sie do transformatorów sieciowych grupy I. Bazą analiz przedstawionych w referacie [28] były z kolei wyniki badań diagnostycznych oleju (inhibitowanego i nieinhibitowanego) z 369 transformatorów o mocy w granicach 50 ¸ 600 MVA eksploatowanych w dużej firmie niemieckiej zajmującej się przesyłem energii elektrycznej. Średnie wartości

Tablica 3. Średnie wartości wybranych parametrów diagnostycznych oleju w populacji analizowanej w [28] w zależności od wieku transformatora. I - olej inhibitowany; N - olej nieinhibitowany Wiek transf. [lata] do 10

Zaw. nhi-bitora [%] 0,32

Zawilgocenie [ppm]

Kwasowość [mgKOH/g]

CO [ppm]

CO2 [ppm]

tgδ[-]

2,8

3,0

0,02

0,005

0,007

498

1588

147

10 ÷ 20

3,3

20 ÷ 30

0,03

3,7

0,012

0,05

1730

0,040

155

2006

195

30 ÷ 40

0,25

2,9

4,6

0,03

0,06

0,008

0,045

1537

1997

151

164

pow. 40

0,19

5,0

7,1

0,05

0,07

0,021

0,065

2517

2843

206

176

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory

Rys. 2. tgδ izolatora przepustowego w funkcji rezystancji izolacji uszkodzonej jednej warstwy rdzenia. Wyjściowa wartość tgδ = 0,3 %; 1 - izolator na 400 kV; 2 - izolator na 243 kV; 3 - izolator na 123 kV

wybranych parametrów diagnostycznych oleju w zależności od wieku transformatora przedstawia tablica 3.

Monitoring stanu izolatorów przepustowych w trybie on-line

Uszkodzenia izolatorów przepustowych wysokiego napięcia, obok uszkodzeń przełączników zaczepów pod obciążeniem, są jedną z najczęstszych przyczyn awarii transformatorów energetycznych. Awaryjność transformatorów z powodu wad izolatorów przepustowych w różnych krajach waha się w szerokich granicach - od 5 do 50 % [18]. W warunkach krajowych, w ramach wspomnianej już rozszerzonej statystyki awaryjności transformatorów prowadzonej w latach 1970 - 1990 w dawnym Północnym Okręgu Energetycznym [15], szacowano udział izolatorów przepustowych w awariach

transformatorów na poziomie 18 %. Podobny poziom, o ile nie wyższy, można przyjąć i obecnie. Uszkodzenia izolatorów często mają gwałtowny charakter (eksplozja, rozerwanie porcelany, wyciek oleju), na skutek czego spowodowane przez nie awarie mogą prowadzić do poważnych uszkodzeń i kończyć się pożarem transformatora oraz zanieczyszczeniem środowiska a ich cechą charakterystyczną jest występowanie w przeważającej liczbie przypadków po wielu latach eksploatacji. W warunkach krajowych przedział czasowy zwiększonej awaryjności izolatorów znajduje się pomiędzy 20. a 30. rokiem eksploatacji [21]. Konwencjonalne pomiary diagnostyczne stosowane w trybie off-line mają ograniczoną możliwość zapobiegania uszkodzeniom tych izolatorów

[27]. Na przykład według danych z lat dziewięćdziesiątych pochodzących z energetyki rosyjskiej [31], około 95% uszkodzeń izolatorów przepustowych ma miejsce w okresie nieprzekraczającym 100 dni od ostatniego badania diagnostycznego. Jedną z przyczyn takiego stanu ilustruje rysunek 2 pochodzący z pracy [21], gdzie dokonano symulacji zmiany tgδ w przypadku postępującej degradacji izolacji jednej warstwy papierowego rdzenia izolatora, kończącej się jej zwarciem, co sprowadza się do zmiany rezystancji Rx w granicach od R do 0. Mimo, iż przeprowadzona analiza miała charakter uproszczony, w takim przebiegu zjawiska można upatrywać stwierdzany wielokrotnie brak korelacji pomiędzy zmianami mierzonych wartości tgδ izolatorów przepustowych a ich uszkodzeniami. Przykład braku ko-

Tablica 4. Kilka przypadków pomiarów tgd izolatorów przepustowych prezentowanych przez firmę Doble [32] tgδ [%] W stanie normalnym

Ostatni pomiar przed uszkodzeniem

0,28

0,59

Czas od ostatniego pomiaru do uszkodzenia 6 tygodni

0,34

0,95

1 dzień

0,31

0,59

9 miesięcy

0,39

0,4

9 miesięcy

0,20

0,35

10 miesięcy

0,33

1,25

7 miesięcy

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory relacji pomiędzy zmierzoną wartością tgδ w warunkach normalnych, przed uszkodzeniem oraz czasem do uszkodzenia, prezentowany przez firmę Doble [32] podano w tablicy 4. Koreluje się to dobrze z wynikami badań mechanizmów degradacji termicznej i dielektrycznej układu izolacyjnego przedstawionymi w [24]. Stwierdzono tam, iż czas trwania procesu degradacji waha się w szerokich granicach - od minut do lat. Znalazło to potwierdzenie w ostatnich badaniach przeprowadzonych w energetyce brazylijskiej [8]. Obok typowych wolno rozwijających się uszkodzeń izolatorów o czasie rozwoju rzędu kilku, kilkunastu dni zaobserwowano również występowanie uszkodzeń szybkich, które prowadzą do eksplozji izolatora już po kilku minutach. Wszystko to uzasadnia celowość stosowania monitoringu izolatorów przepustowych w trybie on-line, coraz powszechniej wprowadzanego do praktyki eksploatacyjnej w energetyce światowej. Pomiary realizuje się przy napięciu roboczym przy wykorzystaniu odczepu pomiarowego izolatora oraz specjalnych układów pomiarowych. Jeden z takich układów zaprezentowano w referacie [10]. Trzeba podkreślić w tym miejscu, iż fakt występowania uszkodzeń szybkich izolatora przepustowego czyni koniecznym zaimplementowanie w systemie monitoringu odpowiednich procedur alarmowych, gdyż reakcja personelu obsługi w takich przypadkach może być spóźniona.

Doświadczenie z eksploatacji systemów monitoringu transformatorów

Systemy monitoringu i diagnostyki transformatorów coraz liczniej wkraczają do współczesnych stacji energetycznych. Liczbę obecnie pracujących w energetyce krajowej systemów, instalowanych głównie na nowych jednostkach [30], można szacować na kilkadziesiąt. W porównaniu z liczbą transformatorów wchodzących w rachubę jest to jednak wysoce niewystarczające. Mimo stosunkowo krótkiego okresu pracy tychże systemów - w przeważającej części poniżej 5 lat, to - biorąc pod uwagę z jednej strony oczekiwany znaczny przyrost ich liczby (m.in. należy oczekiwać, iż w niedalekiej przyszłości uproszczone systemy monitoringu będą instalowane w odpowiedzialnych transformatorach grupy II), z drugiej zaś konieczność wpisania tych systemów

w nową koncepcję inteligentnych sieci/systemów (smart grid) - patrz np. [33], celową wydaje się być wymiana doświadczeń oraz uzgodnień dotyczących szeregu aspektów ich eksploatacji. Wniosek taki pojawił się na konferencji poświęconej zarządzaniu eksploatacją transformatorów, która miała miejsce w Wiśle w 2010 roku i nie został do dziś zrealizowany. Wspomniana wymiana doświadczeń oraz uzgodnienia powinny dotyczyć m. in.: • Ramowych wytycznych dotyczących niezbędnych zmian konstrukcyjnych transformatorów, w których będą instalowane systemy monitoringu. Zapobiegnie to niepotrzebnej rozbudowie struktur systemów. • Jednolitego standardu (standardów) plików danych, co ułatwi ich wykorzystanie do innych celów, w szczególności do konsolidowania baz danych oraz do analiz statystycznych. • Zasad automatycznej archiwizacji danych, szczególnie w kategoriach długoterminowych. • Priorytetów sygnałów wypracowanych przez system (ostrzegawczych, alarmowych). W krajowych systemach monitoringu ma miejsce sygnalizacja większości nieprawidłowości pojawiających się w eksploatacji, włączając w to zadziałanie zabezpieczeń, również w układach sterowania, zarówno całej jednostki, jak i w poszczególnych jej podzespołach funkcjonalnych (układ chłodzenia, PPZ itp.). W takim ujęciu bieżące zdarzenia eksploatacyjne mogą skutecznie maskować stan techniczny transformatora, reprezentatywny przy ocenie i prognozowaniu zużycia monitorowanej jednostki. Pewnym rozwiązaniem jest wprowadzenie opcji skumulowanego stanu technicznego transformatora [11], który określa się jako wypadkową skumulowanego stanu części aktywnej, oleju, układu chłodzenia, przełącznika zaczepów pod obciążeniem oraz izolatorów przepustowych, określanych na podstawie wybranych wielkości diagnostycznych. • Określenia kierunków dalszego rozwoju systemów (wypracowanie prognoz dotyczących dalszej eksploatacji transformatora, wykorzystanie informacji wypracowanych przez system do celów zarządzania określoną populacją transformatorów). • Podjęcia próby sformułowania uogólnionych wniosków dotyczą-

cych celowości instalowania systemów w warunkach krajowych, zarówno z punktu widzenia technicznego, jak i ekonomicznego. Nie od rzeczy będzie w tym miejscu zacytowanie wniosków wynikających z doświadczeń wynikających z eksploatacji około 100 systemów monitoringu zamontowanych na około 300 transformatorach, autotransformatorach i dławikach w energetyce rosyjskiej [14]. W trakcie blisko 10 letniej eksploatacji tych systemów ujawniło się szereg niedoskonałości o różnym charakterze. Należą do nich na przykład: • niska stabilność i znaczna awaryjność w rosyjskich warunkach klimatycznych urządzeń do pomiaru zawartości gazów rozpuszczonych w oleju różnych producentów (Calisto firmy Morgan - Schaffer, Hydran M2 firmy GE - Energy, MTE firmy Hydrocal, Transfix firmy Kelman), • mała trwałość wskaźników temperatury z wyjściem analogowym 4 - 20 mA, • mała czułość pojemnościowych czujników zawilgocenia oleju. Inna grupa wniosków dotyczy celowości wprowadzenia określonych rozwiązań formalnych, takich jak: • organizacja szkoleń treningowych personelu stacji energetycznych ukierunkowanych na obsługę systemów monitoringu, • opracowanie przepisów eksploatacji takich systemów, obejmujących m. in. obligatoryjność podejmowania sugerowanych przez system działań, • szersze niż do tej pory propagowanie problematyki eksploatacyjnej wśród personelu technicznego producentów transformatorów.

Podsumowanie

Omówiono kilka dość istotnych mankamentów w krajowej diagnostyce technicznej transformatorów. Ich eliminacja wymaga określonych działań technicznych i formalnych. Odrębnym problemem, którego omówienie wykracza poza ramy referatu, jest sposób finansowania tychże działań. Rozwiązania w tym zakresie stosowane za granicą, to finansowanie przez duże firmy energetyczne (np. EdF, RWE, NGC), firmy niezależne (np. Doble) czy też przez firmy sponsorowane przez energetykę (np. EPRI). n Marceli Kaźmierski Instytut Energetyki

urządzenia dla energetyki 4/2013

transformatory Wykaz literatury [1] Ageing of Cellulose in Mineral-Oil Insulated Transformers, Task Force D1.01.10, CIGRE 2007, Brochure No. 323. [2] DGA in Non-Mineral Oils and Load Tap Changers and Improved DGA Diagnosis Criteria, CIGRE 2010, Brochure No. 443. [3] General Overview on Experience Feedback Methods in the Field of Electrical Equipment, CIGRE 2002, Brochure No. 211. [4] Guide for Life Management Techniques for Power Transformers, CIGRE 2003, Brochure No. 227, lub Przewodnik po technikach kontroli zużywania się transformatorów energetycznych, wyd. PKWSE, Warszawa 2006. [5] Kaźmierski M., Olech W.: Diagnostyka techniczna i monitoring transformatorów, wyd. Energopomiar-Elektryka, Gliwice 2013. [6] Ramowa instrukcja eksploatacji transformatorów, Energopomiar Elektryka, Gliwice 2012. [7] Recent Developments in DGA Interpretation, Joint Task Force D1.01/ A2.11, CIGRE 2006, Brochure No. 296. [8] Alves M. E. G., Pena M. C. M., Severino C.: Bushing Failures with Rapid and Very Rapid Evolution Time Detected by Online, CIGRE 2012, Rep. A2 - 114. [9] Bagiński A., Pinkiewicz I., Szymański Z.: Uwagi do analiz awaryjności transformatorów, Mat. Seminarium Transformatory rozdzielcze, nowe rozwiązania, produkcja, eksploatacja, Wisła Jawornik, 2 - 4 kwietnia 2003, ss. 149 - 154. [10] Bugajny K., Dałek J., Glińska I, Stępień Ł.: Urządzenie do monitoringu stanu technicznego izolatorów przepustowych wysokich napięć transformatorów energetycznych z transmisją wyników do komputera, Mat. VII Konf. Naukowo - Technicznej „Transformatory Energetyczne i Specjalne, Perspektywy rozwojowe, zastosowania i koncepcje”, Kazimierz Dolny, 1 - 3 października 2008, ss. 117 - 124. [11] Bugajny K., Kaźmierski M., Kersz I.: Zaawansowane funkcje systemów monitoringu transformatorów w eksploatacji, Mat. Międzynarodowej Konferencji Transformatorowej Transformator’09, Toruń, 2 - 4 czerwca 2009, ss. 55 - 66. [12] Cheim L., Haug A - M, Figueroa E., Fujimoto N: Post-Mortem Investigation of Failed Power Transformers. Theory of Cold Aging, CIGRE SC A2 & D1 Joint Colloquium 2011, Kyoto, Japan, Rep. PS1 - O - 5. [13] CIGRE SC 12 WG 12.05: An International Survey on Failures in Large Power Transformers in Service, ELECTRA No. 88 (1983), ss. 21 - 47.

[14] Darian L., Valuyskikh A., Mordcovich A., Turcot V., Tsfasman G.: The Implementation and Operational Experience of Transformers Control, Monitoring and Diagnostic Systems at the United National Electric Power System of Russia, CIGRE 2012, Rep. A2 - 102. [15] Domżalski T., Kaźmierski M., Kozłowski M., Olech W.: Repair On-Site of EHV Transformers in the Polish Grid, CIGRE 1994, Rep. 12 - 202. [16] Domżalski T.: On - Site Management of Transformers, Transformers in Practice, (Monografia w wersji elektronicznej, ISBN 978 - 84 - 609 - 9515 - 9), Publisher and editor: Xose M. Lopez - Fernandez ã 2006, Rozdz. 13, ss. 206 - 224. [17] Gockenbach E., Zhang X., Liu Z., Chen H., Yang L.: Life Time Prediction of Power Transformers with Condition Monitoring, CIGRE 2012, Rep. A2 - 111. [18] Goosen P.: Transformer Accessories, CIGRE 1996, Rep. 12 - 104. [19] Jagers J., Tenbohlen S.: Different Approaches for the Acquisition of Reliability Statistics, CIGRE 2009, 6th Southern Africa Regional Conference, Somerset West (Cape Town), 17 - 21 August 2009, Paper C104. [20] Kaźmierski M., Olech W., Sobocki R.: Statistical Analysis of DGA Results in Network Transformers, International Conference on Power Transformers TRANSFORMER’99, Kołobrzeg, April 27 – 30, 1999, ss. 85 – 91, lub wersja polska – Analiza statystyczna wyników DGA w transformatorach sieciowych, ss. 193 – 198. [21] Kaźmierski M., Szymański Z.: Przyczynek do diagnostyki stanu technicznego izolatorów przepustowych transformatorów, Mat. Międzynarodowej Konferencji Transformatorowej Transformator’09, Toruń, 2 - 4 czerwca 2009, ss. 99 - 113. [22] Krause C., Heinrich B., Wick K., Malewski R.: Starzenie izolacji celulozowej w eksploatacji w świetle badań jednostek przeznaczonych do złomowania, Mat. XV Konferencji Energetyki, Przemiany - Innowacje - Wyzwania, Zamek Ryn, 5 - 7.09.2007, ss. 210 - 221. [23] Leibfried T.,. Stach M., Majer N., Höhlein I., Thieß U., Christian J., Schäfer M., Etzkorn K., Schwalbe H. - G., Dewes W.: Post Mortem Investigation of Insulation Material of Power Transformers and Comparison with Diagnostic Measurements, CIGRE 2008, Rep. A2 - 205. [24] Lokhanin A. K., Morozowa T. I., Shneider G. Y., Sokolow V. V., Chornogotsky V. M.: Internal Insulation Failure Mechanisms of HV Equipment Under Service Conditions, CIGRE 2002, Rep. 15 - 201.

urządzenia dla energetyki 4/2013

[25] Long P., Moutin E., Taisne J. P., Liebert L., Devaux F., Tanguy A.: Remnant Life Assessment of a Thirty Years Substation Transformer, Proc. of CIGRE SC A2&D1 Colloquium, Bruges (Belgium), October 7 - 12, 2007 Rep. PS2 - 15. [26] Lukic J., Jovanovic D., Molosavljevic S., Radakovic Z., Bozovic Z., Spremic S.: Post-Mortem Analysis and in Service Diagnostics of Three Different Case Studies of Transformers with Extreme Hydrogen Gassing, CIGRE SC A2 & D1 Joint Colloquium 2011, Kyoto, Japan, Rep. PS1 - P - 12. [27] Picher P., Rajotte C., Nguyen V. N.: Field Experience with On-Line Bushing Diagnostic to Improve Transformer Reliability, CIGRE 2008, Rep. A2 - 217. [28] Schaefer M., Atanasova-Hoehlein I., Sundermann U.: Quo Vadis Aged Transformer Fleets?, CIGRE 2012, Rep. A2 - 205. [29] Sobocki R., Kaźmierski M.: Zawartość gazów w oleju jako wskaźnik poprawnego stanu izolacji transformatora sieciowego dużej mocy, Mat. VII Sympozjum „Problemy Eksploatacji Układów Izolacyjnych Wysokiego Napięcia” EUI’99, Zakopane, 21 - 23 października 1999, ss. 407 - 413. [30] Sobocki R., Figura M., Mański P.: Monitorowanie on-line stanu technicznego transformatorów w praktyce PSE Operator S.A., Wiadomości Elektrotechniczne, 09/2010, ss. 20 24. [31] Svi P., Smekalov V.: Bushing Insulation Monitoring in the Course of Operation, CIGRE 1996, Rep. 12 106. [32] Wilson A., Kopaczynski D., Lachman M.: Bushing Failures - the Doble Perspective, Proc of High Voltage Current Transformers & Bushings, Failure prediction and Prevention Symposium, EPRI, Paolo Alto, CA, Dec. 1999, TR - 113649, ss. IV - 2 - 1¸ IV - 2 - 18. [33] Zhang G. - J., Wu F.- J., Xu H., Han Z.- J.: Research and Realization of Smart Power Transformer, CIGRE SC A2 & D1 Joint Colloquium 2011, Kyoto, Japan, Rep. PS1 - P - 25.

eksploatacja i remonty

Zakrętarki i klucze bateryjne z IP56 Rynek elektronarzędzi bateryjnych rozwija się w bardzo dynamicznym tempie. Urządzenia zasilane bateriami stanowią dziś już blisko połowę wszystkich sprzedawanych na świecie elektronarzędzi. Tendencja ta zapewne się utrzyma w najbliższych latach i to między innymi dzięki firmie Hitachi.

en japoński producent elektronarzędzi jako innowator w tej dziedzinie może poszczycić się takimi osiągnięciami jak wprowadzenie do sprzedaży pierwszej zakrętarki bateryjnej modelu WH10D w roku 1984. Kolejne blisko 30 lat to nieustający rozwój tego segmentu narzędzi. Hitachi wprowadza elektroniczną kontrolę pracy urządzenia, silniki bezszczotkowe, wysokopojemne baterie najpierw w roku 1990 w modelu WH12DB a w roku 2012 baterie 4Ah. Obecne modele posiadają m.in. elektroniczne programy dostosowujące pracę wkrętarki do konkretnych zadań czy chociażby model WM10DBL programowalny za pomocą PC do konkretnych zadań. Możemy zaprogramować kilka trybów pracy z zastosowaniem różnej prędkości obrotowej czy siły z jaką będziemy dokręcać wkręty lub śruby. Rok 2013 przynosi kolejny przełom w technologii produkcji elektronarzędzi bateryjnych od Hitachi. Dwa nowe klucze udarowe oraz dwie nowe zakrętarki udarowe jako pierwsze na świecie zostały wyposażone w wysokiej klasy obudowy w tzw. klasie IP56. Międzynarodowe oznaczenie klasy ochrony (IP) jest standardem opracowanym przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną (IEC), aby wskazać stopień ochrony zapewnianej przez obudowy urządzeń elektrycznych przed dostępem do części niebezpiecznych, wnikanie ciał stałych i wnikaniem wody. Im liczby w klasie IP są wyższe, tym poziom ochrony skuteczniejszy. Pierwsza z nich zawarta pomiędzy 0 a 6 określa poziom ochrony przed wtargnięciem do obudowy ciał stałych. Druga liczba zawarta w przedziale od 0 do 9 określa, w jakim stopniu urządzenie jest odporne na działanie wody. Klasa ochrony IP56 oznacza, że narzędzie jest chronione na bardzo wysokim poziomie. Informuje nas, że są zabezpieczone przed wtargnięciem ciał obcych w postaci pyłu i wnikaniem wody lanej silną strugą. Wg. tego oznaczenia należy spodziewać się, że zakrętarki będą pracować bezawaryjnie nawet podczas silnego opadu deszczu.

Wprowadzane do sprzedaży są właśnie dwa modele udarowych zakrętarek: WH14DBAL2 zasilane baterią o napięciu 14,4V oraz WH18DBAL2 jest to model 18V. Baterie które służą do zasilania w/w modeli to oczywiście wysokopienne 4Ah baterie Hitachi z tzw. potrójną ochroną obwodów kontrolujące prawidłową pracę narzędzia jak również sam proces ładowania. Zakrętarki zostały wyposażone w silniki bezszczotkowe, charakteryzujące się efektywniejszą pracą jak również zmniejszonym poborem prądu. Dzięki temu praca narzędziem znacznie się wydłuża w porównaniu do elektronarzędzia wyposażonego w standardowy silnik. Kolejna zaleta silników bezszczotkowych to brak szczotek węglowych a co za tym idzie mniejsza awaryjność i praktycznie bezobsługowość takich konstrukcji. Silniki uzyskują 160Nm maksymalnego momentu obrotowego oraz posiadają udar w zakresie 0 - 3200 (1/min). Dzięki zastosowanemu modułowi elektronicznemu możemy dostosować sobie odpowiednie obroty do charakteru wykonywanych prac. Zakres regulacji jest czterostopniowy i zamyka się w zakresie od 0-900/1500/2200/2900. Uchwyt narzędzia to ¼” sześciokąt i zapewnia możliwość wkręcania wkrętów od M5 do M14 oraz wkrętów maszynowych w zakresie od 4 do 8mm. Kolejnym wyróżnikiem nowych konstrukcji Hitachi są kompaktowe wymiary urządzeń. Tylko Model

138mm długości całkowitej sprawia, że jest to jedna z najmniejszych zakrętarek w klasie, a praca nimi jest możliwa nawet w bardzo ograniczonej przestrzeni. Uzupełnieniem oferty są dwa nowe klucze o symbolach WR14DBAL2 oraz WR18DBAL2. Są to bliźniacze konstrukcje do opisanych powyżej zakrętarek, jedyne co je odróżnia to w przypadku kluczy zwiększono moment obrotowy do 165Nm oraz możliwość zakręcania śrub od M6 do M16. Więcej informacji zarówno o najnowocześniejszych technologiach zastosowanych w elektronarzędziach Hitachi w tym o IP56 jak o opisanych powyżej modelach znajda Państwo na stronie internetowej: www.hitachi-narzedzia.pl n

WH14DBAL2

WH18DBAL2

WR14DBAL2

WR18DBAL2

160

165

M5-M14

M6-M16

4-8

Prędkość obr. (1/min)

0-900/1500/ 2200/2900

0-900/1500/ 2200/2800

Liczba udarów (1/min)

Max moment obr. (Nm) Śruba Wkręt maszynowy

0-3200

Napięcie aku. (V)

14,4

Długość cał. (mm)

138

145

Waga (kg)

1,4

1,5

1,4

1,5

6,35(1/4”)

12,7(1/2”)kwadrat

1745

1898

1745

1898

Uchwyt roboczy (mm/cale) Cena netto PLN

urządzenia dla energetyki 4/2013

eksploatacja i remonty

Mobilny warsztat Metabo Pomimo spowolnienia w branży, niemiecki producent profesjonalnych elektronarzędzi, firma Metabo, proponuje swoim klientom kolejne praktyczne rozwiązania i unikatowe pakiety serwisowogwarancyjne. W ofercie Metabo znajdują się zestawy o nazwie handlowej „Mobilny warsztat”.

ostatnich latach Metabo zdążyło już przyzwyczaić swoich klientów do nowości i nietuzinkowego podejścia do serwisowania swoich maszyn. Jako pierwszy producent na świecie, wiosną tego roku, wprowadził na rynek akumulator o pojemności 4,0Ah. Od klilku miesięcy narzędzia akumulatorowe, a także małe

i duże młoty udarowe objęte są gwarancją XXL i programem „Zero kosztów serwisowych”. Aktualnie postanowił wzbogacić ofertę popularnych wkrętarek akumulatorowych klasy L o zestawy z dodatkowymi akcesoriami, w nowych, solidnych walizkach. Podział na trzy klasy narzędzi do wkręcania i wiercenia Metabo wprowadziło w 2009 roku. Ze

względu na parametry i wydajność maszyny z miejsca zdobyły wielu zadowolonych użytkowników. Jedna z najchętniej kupowanych wkrętarek doczekała się w 2012 roku liftingu. – Wprowadziliśmy powiększone do 1,5Ah oraz 3,0Ah akumulatory, poprawiliśmy mechanizm sprzęgła, zaprojektowaliśmy także nową obudowę –

urządzenia dla energetyki 4/2013

eksploatacja i remonty

opowiada Paweł Dawidowicz z Metabo – Mobilne warsztaty to doskonałe rozwiązanie dla monterów i rzemieślników, a także wszystkich tych, którzy chcą mieć zawsze pod ręką wydajne narzędzie z kompletem akcesoriów dodaje Dawidowicz. Czym jest mobilny warsztat? To walizka narzędziowa zawierająca wiertarko-wkrętarkę, dwa akumulatory, szybką ładowarkę oraz zestaw 65 dodatkowych akcesoriów. Użytkownicy znajdą w zestawie komplet wierteł do drewna, metalu, zestaw bitów (krótkie i długie), nasadki do wkręcania śrub z łbem sześciokątnym, wiertła łopatkowe, nóż segmentowy, miarę zwijaną, pogłębiacz, a także uchwyty do bitów. Wspomniane akcesoria może napędzać jedna z trzech modeli wkrętarek akumulatorowych: BS 12 NiCd, BS 14,4Li lub BS 18Li. Pierwszy z modeli to podstawowa wkrętarka Metabo zasilana akumulatorami NiCd o pojemności 1,7Ah. Posiada dwubiegową przekładnie, która rozpędza wrzeciono odpowiednio do 350 obr./min. oraz 1200 obr./min. Maksymalny moment obrotowy wynosi 16/32Nm (moment miękki/twardy). Maszyna jest wyposażona w jednoczęściowy uchwyt wiertarski. BS 12NiCd wyposażono także hamulec bezpieczeństwa oraz oświetlenie wspomagające pracę w zaciemnionych miejscach. Mobilny warsztat możemy także kupić w wersji zasilanej akumulatorami litowo-jonowymi. Są to dwa modele: BS 14,4Li i BS 18Li. Pierwszy z nich to dwu-

biegowa wkrętarka z jednotulejowym, jednoczęściowym uchwytem wiertarskim. Jest to mocno zaawansowana konstrukcja z nowoczesnym silnikiem oraz mocną przekładnią. Na pierwszym biegu uzyskujemy prędkość 450 obr./ min (dla obu wersji), na drugim 1600 obr./min (dla wersji BS18Li prędkość ta wynosi 1650 obr./min.) Maszyny mogą pracować z maksymalnym momentem obrotowym na poziomie 20/40Nm (BS14,4Li) oraz 24/48Nm (BS 18Li). Zdolność do bezproblemowego wiercenia w drewnie to 20mm, w stali – 10mm. Maszyny litowo-jonowe posiadają także szereg zabezpieczeń chroniących ogniwa przed przeładowaniem, bądź niedoładowaniem, a samą maszynę przez przeciążeniami. Warty uwagi jest system ESCP (electronic single cell protection) gwarantujący ochronę poszczególnych ogniw w akumulatorze. Elektronika dba o to, aby wyładowywały się podczas pracy i ładowały podczas procesu ładowania równomiernie. Co ważne, technologia ta dba również o optymalną temperaturę pracy, a jeśli jest przekroczona – wstrzymuje proces ładowania. Dla użytkowników Mobilnych Warsztatów ważna będzie z pewnością informacja na temat warunków gwarancji i zasady serwisowania. Metabo, wychodząc naprzeciw oczekiwaniom użytkowników wprowadziło 3 letnią gwarancję na akumulatory wykonane w technologii litowo-jonowej. Jest to w tej chwili jedyny producent elektronarzędzi proponujący

urządzenia dla energetyki 4/2013

tak długą gwarancję na zasilanie swoich narzędzi. Czego dotyczy ochrona? Jeśli w ciągu trwania gwarancji akumulator utraci 25% swojej pojemności, zostanie bezpłatnie wymieniony na nowy. Przy założeniu, że cena nowego akumulatora stanowi często około 40% wartości zestawu, jest to bardzo poważny argument przy zakupie wkrętarki. Wraz z zakupem maszyny ich użytkownicy zostają także objęci programem „Zero kosztów serwisowych”. Czym różni się to od klasycznej gwarancji? - Program działa przez 12 miesięcy, od momentu zakupu, równolegle z gwarancją – wyjaśnia Paweł Dawidowicz – Jeśli w tym czasie maszyna ulegnie awarii, naprawimy ją za darmo, co raczej nikogo nie dziwi. Przewaga naszego programu polega jednak na tym, że naprawimy ją bez względu na przyczynę usterki. Bezpłatnej wymianie podlegają także część, które inni producenci uznają za eksploatacyjne i zakładają ich naturalne zużycie – szczotki, uchwyty, przewody ładowarek, etc. – precyzuje Dawidowicz. Szczegółowe informacje i regulamin dostępny jest na stronie www.metabo.pl. Aby skorzystać z programu „Zero kosztów serwisowych” oraz rozszerzonej do 36-ciu miesięcy gwarancji XXL, należy ją zarejestrować przez Internet. W trakcie procesu rejestracji w formularzu należy podać dane narzędzia wraz z jego numerem seryjnym. Nowe zestawy są już dostępne w sieci dilerskiej Metabo. n

eksploatacja i remonty

Najlżejsze i najbardziej kompaktowe wśród narzędzi tej klasy Nowa generacja wkrętarek z serii „light” z akumulatorami Li-Ion 14,4 V i 18 V

Do rodziny wiertarko-wkrętarek i udarowych wiertarko-wkrętarek akumulatorowych firmy Bosch dołączyły cztery nowe modele z serii „light”: GSR 14,4-2-LI Professional, GSB 14,4-2-LI Professional, GSR 18-2-LI Professional i GSB 18-2-LI Professional. Nowe narzędzia są lżejsze i bardziej kompaktowe od modeli poprzedniej generacji. Ważą niewiele ponad 1 kg, a ich rozmiar razem z uchwytem wiertarskim Autolock wynosi odpowiednio 169 / 187 i 169 / 186 mm.

odczas prac w trudno dostępnych miejscach i w sytuacjach wymagających trzymania narzędzia nad głową, najważniejszym atutem narzędzia jest jego lekkość – to jasne dla wszystkich użytkowników elektronarzędzi, którym przyszło pracować kiedyś w takich

warunkach. Nowe wiertarko-wkrętarki i udarowe wiertarko-wkrętarki z serii „light” firmy Bosch mają konstrukcję mniejszą o ok. 10% – 15% od dotychczasowych modeli oraz są najlżejszymi i najbardziej kompaktowymi narzędziami w swojej klasie, co w połączeniu z wąską rękoje-

ścią znacznie poprawia komfort pracy. Ponadto modele GSR 14,4-2-LI Professional, GSB 14,4-2-LI Professional, GSR 18-2LI Professional i GSB 18-2-LI Professional wyróżniają wydłużony czas i wydajność pracy kontrolowane przez system ECP (Electronic Cell Protection) zapobiegają-

urządzenia dla energetyki 4/2013

eksploatacja i remonty cy nadmiernemu zużyciu baterii. Wszystkie cztery modele są też wyposażone w hamulec silnika, zwiększający precyzję pracy podczas seryjnego wkręcania i posiadają oświetlenie LED, które ułatwia pracę w ciemnych zakamarkach.

2-biegowa przekładnia planetarna zapewnia wysoką wydajność wiercenia i wkręcania

Nowe wiertarko-wkrętarki i udarowe wiertarko-wkrętarki firmy Bosch są wyposażone w zoptymalizowaną, 2-biegową przekładnię planetarną z kołami zębatymi wykonanymi z metalu, podnoszącą wydajność wiercenia i wkręcania. Na pierwszym biegu narzędzia osiągają prędkość obrotową od 0 do 400 obrotów, a na drugim biegu od 0 do nawet 1 350 obrotów. We wszystkich modelach uchwyt wiertarski Autolock o zakresie pracy do 10 mm umożliwia łatwe wiercenie otworów o średnicy do 30 mm w drewnie i 10 mm w metalu, natomiast funkcja wiercenia z udarem w modelach z oznaczeniem GSB pozwala dodatkowo wiercić otwory o średnicy do 10 mm w murze i kamieniu.

Nowe narzędzia skrojone na miarę profesjonalistów

Nowe modele wiertarko-wkrętarek i udarowych wiertarko-wkrętarek akumulatorowych zostały zaprojektowane szczególnie z myślą o stolarzach, elektrykach czy instalatorach. W pracach stolarskich sprawdzą się np. przy montażu szyn w szufladach, zawiasów w szafach i wierceniu większych otworów przy pomocy piły otwornicy. Elektrykom i instalatorom modele bez udaru umożliwią z kolei prosty i szybki montaż włączników, gniazd i oświetlenia. Natomiast udarowe wiertarko-wkrętarki oferują jeszcze więcej możliwości – spektrum zastosowań obejmuje dodatkowo Dane techniczne

wiercenie otworów w murze czy kamieniu przy montażu włączników, gniazd i oświetlenia. Wszystkie modele posiadają praktyczny zaczep do paska, dzięki któremu użytkownik może mieć narzędzie zawsze pod ręką. Warto też dodać,

GSR 14,4-2-LI Professional

GSB 14,4-2-LI Professional

że narzędzia są dostarczane z nowymi litowo-jonowymi akumulatorami o pojemności 1,5 Ah, wydłużającymi czas pracy min. o 15% w porównaniu do dotychczas stosowanych akumulatorów 1,3 Ah. n GSR 18-2-LI Professional

GSB 18-2-LI Professional

Napięcie akumulatora

14,4 V

18 V

Pojemność akumulatora

1,5 Ah

Długość korpusu

169 mm

Prędkość obrotowa bez obciążenia (1.bieg / 2. bieg) Maks. moment obrotowy (wkręcanie twarde/miękkie)

0 – 400/1.300 min

187 mm -1

0 – 400/1.300 min

169 mm -1

0 – 400/1.350 min

187 mm -1

0 – 400/1.350 min-1

34/16 Nm

35/17 Nm

38/16 Nm

40/18 Nm

Liczba udarów

0 – 19.500 min-1

Maks. średnica wiercenia w drewnie/ metalu/murze

30/10/– mm

30/10/10 mm

30/10/–mm

30/10/10 mm

Maks. średnica wkrętów

7 mm

Waga (z akumulatorem)

1,2 kg

1,3 kg

1,4 kg

Cena PLN brutto (wersja w kartonie)

700,00

877,00

947,00

Cena PLN brutto (wersja w L-BOXX)

983,00

1020,00

urządzenia dla energetyki 4/2013

eksploatacja i remonty

Wiha Inomic – szczypce wynalezione na nowo

Inomic to nowa seria ergonomicznych szczypiec kątowych – produkowanych przez niemieckiego producenta narzędzi - firmę Wiha Werkzeuge GmbH z siedzibą w Schonach.

rzy ich tworzeniu złamano wszelkie możliwe stereotypy, zarówno zasad działania samych szczypiec , jak i materiałów oraz technologii użytych przy ich produkcji. Projektowanie rozpoczęto od obserwacji monterów w trakcie ich codziennej pracy. Zwracano uwagę do jakich zastosowań wykorzystywane są konkretne modele szczypiec, z jakimi ograniczeniami muszą borykać się ich użytkownicy oraz jaki to ma wpływ na komfort pracy, a także zmęczenie mięśni i ścięgien po jej wykonaniu. Okazało się, że przy wielu codziennych czynnościach związanych z używaniem szczypiec, dłonie są wygięte w nienaturalny sposób, co mocno obniża efektywność samej pracy, jak również ma negatywny wpływ zdrowie montera, który nimi pracuje. Zespół konstruktorów pracujących

w firmie Wiha Werkzeuge GmbH postanowił rozwiązać te problemy tworząc serię szczypiec Inomic. Linia tych narzędzi pozwala optymalnie wykorzystać siłę oraz oszczędzać czas i zdecydowanie poprawić komfort pracy. Ergonomia pochodzi z natury. Dzięki załamaniu pod kątem 23⁰ kształtowi szczypce Inomic stanowią naturalne przedłużenie ramienia i ręki, zapobiegając tym samym wyginaniu przegubu dłoni, jakie pojawia się przy użytkowaniu konwencjonalnych prostych szczypiec. Badania dowiodły, że taka pozycja jest o wiele korzystniejsza dla stawów, ścięgien oraz mięśni użytkownika, zapewniając zdrowszą, a przez to mniej męczącą pracę. Kolejna zaleta tej konstrukcji, czyli równoległy ruch ramion szczypiec, pozwala użytkownikowi na chwytanie narzędzia w ca-

urządzenia dla energetyki 4/2013

eksploatacja i remonty

łym zakresie rozwarcia szczęk wszystkimi pięcioma palcami równocześnie, a to sprawia, że przy ściskaniu każdy z nich jest równomiernie obciążony, co wpływa znacząco jakość i komfort użytkownika. Testy użytkowników potwierdzają: w 72% wszystkich badanych przypadków najczęstszych zastosowań szczypce Inomic zostały ocenione wyżej niż konwencjonalne szczypce proste. Czyni to szczypce Inomic standardowym narzędziem dla profesjonalistów! Zalety szczypiec Inomic są szeroko wykorzystywane w branży elektrotechnicznej i dlatego powstała ich linia dedykowana do pracy pod napięciem do 1000V. W celu uzyskania bardzo dużej dokładności wykonania szczęk połączonego z ich wytrzymałością, firma Wiha Werkzeuge GmbH, zastosowała całkowicie nową technologię ich produkcji. Metal Injection Moulding (MIM) to rewolucyjny proces formowania

drobnych elementów z proszku ze stali łożyskowej. Detale wykonane w tej technologii charakteryzują się niespotykaną precyzją kształtu, niemożliwą do osiągnięcia tradycyjnymi technologiami odkuwek. Elementy tnące są dodatkowo hartowane indukcyjnie. Technologie oraz materiały wykorzystane przy produkcji tych szczypiec pozwoliły zmniejszyć wagę samego narzędzia bez wpływu na jego funkcjonalność czy wytrzymałość. Możemy śmiało stwierdzić, że szczypce Inomic stanowiąc idealne przedłużenie ręki, zapewniają prosty chwyt, ale zarazem wyjątkowo mocny i bezpieczny. Przykładem ciekawych rozwiązań przy pracach dla elektromonterów są szczypce Inomic VDE wydłużone. Możemy za ich pomocą precyzyjnie chwytać czy przytrzymywać nawet drobne elementy. W części środkowej szczęki znajdują się stacje do usuwania izolacji w trzech zakresach 2,5 mm², 1,5 mm²

urządzenia dla energetyki 4/2013

oraz 0,75 mm² . Szczęki tnące, dodatkowo hartowane indukcyjnie, pozwalają na precyzyjne cięcie materiałów półtwardych ( np. gwoździ ) do średnicy 2,5 mm. Kolejny przykład innowacyjności technologicznej mogą stanowić szczypce tnące, boczne Inomic VDE, gdzie do podwójnej funkcji cięcia wykorzystano nowy kształt główki. Ostrze z fazą przy przegubie służy do cięcia twardych materiałów do średnicy 1,6 mm oraz przewodów miedzianych do 3,5 mm. W przedniej części szczęki jest ostrze bez fazy do cięcia delikatnych elementów np. opasek z tworzywa. Ponadto spłaszczenie szczęk od czoła pozwala na przecinanie opasek zaciskowych bez niebezpieczeństwa uszkodzenia izolacji. Po więcej informacji zapraszamy na stronę www.wiha.com. n

targi

EXPOPOWER 2013 zakończone Spółka ENEA Operator była jednym z partnerów tegorocznych targów EXPOPOWER 2013. W ciągu 3 dni targowych zaprezentowało się prawie 250 wystawców, odbyło się wiele spotkań biznesowych oraz 20 konferencji, warsztatów i szkoleń. Jednym z największych branżowych spotkań była konferencja pod hasłem „Nowoczesna energetyka – współpraca i wyzwania” zorganizowana przez ENEA Operator pod merytorycznym patronatem Polskiego Towarzystwa Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej.

ak podsumowuje organizator, Międzynarodowe Targi Poznańskie: „było to dobre biznesowe spotkanie profesjonalistów (…). Wystawcy pochlebnie wypowiadali się na temat liczby odbytych spotkań oraz przeprowadzonych biznesowych rozmów.” Obok polskich wystawców w targach EXPOPOWER i GREENPOWER uczestniczyli również goście m.in. z Arabii Saudyjskiej, Belgii, Białorusi, Chin, Holandii, Kazachstanu, Korei Południowej, Niemiec czy Pakistanu. Wśród wystawców pojawili się TIM SA, Hager, Noark, ABB, ENERGOBUD o/Poznań, SEP, PTPiREE czy ENEA Operator. Targi swoim patronatem objęło Ministerstwo Gospodarki. Jednym z najważniejszych wydarzeń targów była środowa konferencja „Nowoczesna energetyka – współpraca i wyzwania”, której organizatorem była ENEA Operator i PTPiREE. Inwestycje infrastrukturalne, relacje operatorów z samorządami, zmiany prawne i rynkowe, oczekiwania Klientów czy zagadnienia związane z sieciami inteligentnymi to

tylko niektóre z poruszanych problemów. Wśród prelegentów znaleźli się zarówno naukowcy, jak i specjaliści z branży a także Samorządowcy. Honorowy patronat nad konferencją przyjął Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Marek Woszczyk. Targi EXPOPOWER i konferencja branżowa to również doskonała okazja do spotkania z dziennikarzami. Tuż przed konferencją odbył się krótki briefing dla przedstawicieli mediów z udziałem Prezesa Artura Różyckiego oraz dyrektora poznańskiego oddziału dystrybucji Kazimierza Pawlickiego. Głównymi tematami spotkania były nowe inwestycje na terenach północno-zachodniej Polski, problemy i zagrożenia związane z kradzieżami infrastruktury energetycznej oraz znaczące poprawienie przez dystrybutora wskaźników niezawodności dostaw energii elektrycznej – tzw. SAIDI. Prezes Różycki zwrócił uwagę na fakt, że inwestycje w sieć zaczynają przynosić wymierne efekty, które można zaobserwować po suk-

cesywnie poprawiających się wskaźnikach. Porównanie pierwszych kwartałów ostatnich trzech lat obrazuje, że spółka zanotowała znaczącą poprawę osiągając wynik SAIDI przy przerwach nieplanowych z 79,7 (I kwartał 2011) i 67,2 (I kwartał 2012) do 44,22 minut w I kwartale bieżącego roku. Ponadto Prezes zauważył, że przy utrzymaniu takiego tempa inwestycji powinniśmy obserwować dalszą poprawę tych wskaźników. W ostatnim dniu targów EXPOPOWER 2013 odbyły się pokazy z udzielania pierwszej pomocy, zorganizowane przez ratowników ENEA Operator. Młodzież i dzieci pod czujnym okiem instruktorów uczyły się jak udzielać pierwszej pomocy a także jak prawidłowo zachować się będąc świadkiem wypadku. ENEA Operator jest jedną z niewielu firm w kraju, w której prawie 100% pracowników przeszkolonych jest z udzielania pierwszej pomocy przedmedycznej. n

urządzenia dla energetyki 4/2013

targi

7 edycja targów Expopower za nami Przez 3 dni Poznań stał się stolicą najnowszych rozwiązań z zakresu energii konwencjonalnej i odnawialnej za sprawą odbywających się w dniach 14-16 maja targów Expopower i Greenpower. To było dobre biznesowe spotkanie. Z ofertą blisko 250 wystawców i firm reprezentowanych zapoznało się 9147 profesjonalistów. Kolejna edycja targów za rok: 13-15 maja 2014 r.

odczas tegorocznej edycji targów Expopower stworzono platformę równoważącą wiedzę i doświadczenia. Wystawcy targów, wśród których tradycyjnie nie zabrakło licznej reprezentacji liderów sektora - wiodących producentów, dystrybutorów i usługodawców - zaprezentowali bogata listę nowych produktów oraz rozwiązań technologicznych z zakresu energetyki i elektrotechniki, budownictwa energetycznego i technologii energooszczędnych, energii cieplnej, elektrycznych urządzeń w wykonaniu przeciwwybuchowym, urządzenia do pomiarów i automatyki oraz detekcji gazów i wycieków, oświetlenia LED, telekomunikacji energetycznej, smart grids czy energii odnawialnej. Zwiedzający mogli zapoznać się z ofertą blisko 250 wystawców i firm reprezentowanych z Austrii, Chin, Czech, Litwy, Niemiec, Polski i Turcji.

do standardowych transformatorów, wyłącznik próżniowy SN typu Vmax (alternatywa dla tradycyjnego wyłącznika VD4), oraz dwa przemienniki częstotliwości – ACS880 oraz ACS850 z silnikiem reluktancyjnym. Rozwiązania te dedykowane są dla aplikacji pompowych i wentylatorowych, w których najszybciej można zaobserwować znaczące obniżenie zużycia energii elektrycznej (nawet 60%).

TIM przeszkolił na targach

Szerokie spektrum nowości

fikat potwierdzający udział w szkoleniu. Zajęcia poświęcone były: inteligentnemu budynkowi, silnikom w przemyśle oraz efektywności energetycznej. Szczególnie frekwencja na tych pierwszych przerosła najśmielsze oczekiwania organizatorów. Podczas tych konferencji eksperci omawiali m.in. inteligentne rozwiązania do zastosowania w mieszkaniach, domach, biurowcach i hotelach, zwracali uwagę, że automatyzacja kilku systemów w budynku maksymalizuje ilość zaoszczędzonej energii oraz porównywali nową technologię LED do konwencjonalnych źródeł oświetlenia. Goście targowi biorący udział w szkoleniu z zakresu przemysłu otrzymali pełną dawkę wiedzy: od rodzajów silników i metod sterowania, poprzez zabezpieczenia, zakłócenia emitowane przez

Tegoroczne targi Expopower i Greenpower obfitowały w wydarzenia dedykowane specjalistom - odbyło się 20 konferencji, warsztatów i szkoleń. Sale pełne były profesjonalistów spragnionych najnowszej wiedzy. M.in. TIM SA w trakcie targów Expopower przeprowadził 6 bezpłatnych szkoleń elektrycznych w formie konferencji, których uczestnicy otrzymywali certy-

Inteligentne i energooszczędne systemy przyszłości

Patrząc na produkty i technologie prezentowane podczas targów Expopower nie ulega wątpliwości, że w tej branży liczy się innowacyjność. Na stoisku TIM SA – tegorocznego partnera strategicznego targów – można było zapoznać się z najnowszymi rozwiązaniami z zakresu inteligentnych budynków. Były to systemy dedykowane zarówno dla mieszkańców domów jednorodzinnych i apartamentów (zintegrowany system sterujący oświetleniem, roletami, ogrzewaniem, czy alarmem zarządzany aplikacją na smartphonie czy tablecie), jak i przeznaczone dla większych obiektów (biurowych, przemysłowych), do sterowania którymi wystarczą panele dotykowe. W tym roku na targach dominował także temat efektywności energetycznej. Najnowsze trendy z tego zakresu można było zobaczyć m.in. na stoisku firmy ABB. Tu zaprezentowano tegoroczne debiuty: transformator amorficzny charakteryzujący się kilka razy mniejszymi stratami jałowymi mocy w porównaniu

Ponadto na ekspozycji Expopower było można zobaczyć nowinki m.in. z zakresu: osprzętu elektroinstalacyjnego, automatyki budynków, cyfrowych systemów zabezpieczeń, rozdziału energii, systemów prowadzenia przewodów, systemów informatycznych i elektronicznych dla przemysłu, ochrony odgromowej, czy systemów nadzoru nad infrastrukturą techniczną obiektów IT. Wystawcy prezentowali nowe domowe i przemysłowe systemy wodooszczędne, baterie hybrydowe, czy najnowsze lampy LED. W tym roku w Poznaniu nowości można było zobaczyć na stoiskach takich firm, jak: ABB, Hager Polo, Jean Mueller Polska, Relpol, Mikronika,. Energobud, Enea Operator, Drut Plast, TIM SA, PhoenixContact oraz inni.

urządzenia dla energetyki 4/2013

targi blemy z energią, oczekiwania klientów, jak również kierunki zmian w prawie energetycznym (duży i mały „trójpak”). Natomiast podczas IV Konferencji PSE „Produkcja Energii Elektrycznej z OZE” poruszono tematy m.in. smart metering jako element smart grids, inteligentne zabezpieczenia, produkcję energii elektrycznej z wiatru, biogazu i energii słońca, a także przyłączanie OZE do systemu elektroenergetycznego.

Energia dla biznesu

„zespół napędowy”, po przewody i kable stosowane do zasilania silnika, a na ekranach kończąc. Natomiast konferencja poświęcona efektywności energetycznej zaowocowała tak wieloma pytaniami od uczestników, że indywidualne konsultacje z prowadzącymi potrwały znacznie dłużej niż planowano.

O oświetleniu, instalacjach i nowoczesnej energetyce

Wiele osób przyjechało do Poznania chcąc poznać najnowsze trendy, kierunki rozwoju branży i planowane inwestycje, zobaczyć przykłady zrealizowanych projektów, a także wziąć udział w dyskusji. Taką możliwość gwarantowała m.in. konferencja „Energooszczędność w oświetleniu” organizowana przez Stowarzyszenie Elektryków Polskich, Wielkopolską Okręgową Izbę Inżynierów Budownictwa, Związek Producentów Sprzętu Oświetleniowego Pollighting, Politechnika Poznańska, Politechnika Warszawska oraz

MTP. Tu omawiano inteligentne sieci oświetlenia drogowego, w tym z zastosowaniem opraw LED, monitoring instalacji, najnowsze systemy sterowania oświetleniem drogowym i parkowym, a także narzędzia finansowania modernizacji oświetlenia. Także drugie wydarzenie organizowane przez SEP wypełniło salę po brzegi. XI Konferencja Naukowo-Technicznej z cyklu „Instalacje elektryczne niskiego, średniego i wysokiego napięcia” – bo to o niej mowa - umożliwiła przybyłym na targi zapoznanie się z układami elektrycznymi dla fotowoltaiki i rozdzielnicami SN z SF6. Goście targów Expopower włączyli się w dyskusję także podczas konferencji Enea Operator, która nosiła tytuł „Nowoczesna energetyka – współpraca i wyzwania”. Prelegenci przedstawili zakres i charakter planowanych inwestycji sieciowych, plany zaopatrzenia gmin w energię elektryczną, stan wykorzystania środków unijnych przy realizacji inwestycji energetycznych. Zaproszeni do dyskusji eksperci omówili także pro-

urządzenia dla energetyki 4/2013

Tegoroczna oferta wystawców targów Expopower i odbywających się w tym samym czasie targów Greenpower przyciągnęła 9 147 zwiedzających. Do Poznania zjechali klienci nie tylko z Polski, ale też m.in. z Arabii Saudyjskiej, Austrii, Belgii, Białorusi, Czech, Chin, Danii, Hiszpanii, Holandii, Kazachstanu, Korei Południowej, Litwy, Luksemburga, Łotwy, Niemiec, Włoch oraz Pakistanu. Wystawcy pochlebnie wypowiadali się na temat ilości i jakości przeprowadzonych biznesowych rozmów. Poznańskie targi Expopower stały się dla wielu uczestników impulsem do dalszego doskonalenia pomysłów. Kolejna okazja do spotkania się w Poznaniu z energią konwencjonalną oraz odnawialną już za rok: targi Expopower i Greenpower odbędą się w dniach 1315 maja 2014 r. Więcej na www.expopower.pl

Złote Medale MTP – Expopower 2013

1. System cyfrowych zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, sterowania, rejestracji i komunikacji CZIP-PRO. RELPOL SA, Żary 2. Lampa przemysłowa Sun Tech High Bay LED 140W. SUN ELECTRO sp. z o.o., Wrocław 3. Prefabrykowane ekologiczne stanowisko transformatora mocy. ATLAS sp. z o.o., Przybysławice 4. Rozłącznik napowietrzny typ SRNkp-24/400. INSTYTUT ENERGETYKI – Zakład Doświadczalny w Białymstoku, Białystok 5. Ogranicznik przepięć wysokiego napięcia PROXAR IIN. PROTEKTEL – Z. Achciński, D. Stempiń, J. Turkowski sp.j., Przasnysz 6. Przewód dla linii napowietrznych z rdzeniem kompozytowym i drutami ze stopów aluminium LoSag™ Aero-Z. NEXANS Benelux SA, Belgia, zgłaszający: Centrum Elektryczne ANIA Boguccy i Spółka sp.j., Wieluń n

ENERGETAB 26. MIÊDZYNARODOWE ENERGETYCZNE TARGI BIELSKIE

BIELSKO-BIA£A INTERNATIONAL POWER INDUSTRY FAIR

17 - 19 wrzeœnia/September 2013

SPRECON® - STEROWANIE

NADZÓR

ZABEZPIECZENIA