Urządzenia Dla Energetyki nr 8/2017 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 8/2017 (107)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Remont kapitalny agregatów wirówkowych uzdatniających oleje turbinowe i transformatorowe • Stacje transformatorowe • XVI Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE ’17 • Lubelskie Targi Energetyczne ENERGETICS – jubileuszowy sukces • Urządzenia pomiarowe firmy SONEL S.A. • Komfortowo i bezpiecznie – narzędzia dla elektryka •

107

Specjalistyczny magazyn branżowy

OD REDAKCJI

Spis treści n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Remont kapitalny agregatów wirówkowych uzdatniających oleje turbinowe i transformatorowe.................................................................................4 Stacje transformatorowe..............................................................................................8

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com

Pomiary parametrów transformatorów sieciowych................................. 10

Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: mgr inż. Marek Bielski, tel. kom.: 602 191 040, e-mail: marek.w.bielski@gmail.com

Wybrane aspekty poprawnej eksploatacji transformatorów

Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl

rozdzielczych i dławików........................................................................................... 13

Sekretarz redakcji: mgr Marta Olszewska tel. kom.: 531 266 287, e-mail: marta.is.roxy@gmail.com

Analiza oleju elektroizolacyjnego w celu wykrycia defektu

Techniczne wymagania w przypadku bezpośredniego podłączenia

Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska

GIS 110 - 400 kV do transformatora mocy...................................................... 21

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

transformatora................................................................................................................. 17

Mosty kablowe w urządzeniach elektroenergetycznych...................... 24

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

Rozdzielnica średnionapięciowa OPTIMA-24

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

w izolacji gazowej SF6................................................................................................. 28

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.

Inteligentna rozdzielnica SM6 z funkcją monitoringu temperatury, wyłącznika oraz środowiska.................................................................................... 33 Rozdzielnice MILE produkcji ELTAR ENERGY: bezpieczeństwo, innowacyjność, niezawodność.............................................................................. 36 Nowe rozwiązania w bezpiecznych systemach elektroenergetycznych............................................................................................... 40 Eltar Energy stworzyliśmy z myślą o zapewnieniu profesjonalnych i sprawdzonych rozwiązań dla potrzeb zawodowej energetyki dystrybucyjnej.................................................................................................................. 43

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: ELEKTROBUD WSCHOWA ...........................................................I OKŁADKA HOPPECKE.........................................................................................II OKŁADKA INSTYTUT ELEKTROTECHNIKI ................................................ III OKŁADKA BAKS .................................................................................................. IV OKŁADKA ALFA LAVAL............................................................................................................ 6

Urządzenia pomiarowe firmy SONEL S.A............................................................................46

BEZPOL..................................................................................................................27

Układy kompensacji mocy biernej oraz filtry............................................... 53

ELEKTROBUDOWA SA......................................................................................31

DANFOSS..............................................................................................................57 ENERGOELEKTRONIKA....................................................................................62

Aplikacje mobilne Danfoss Drives ...................................................................... 56 n EKSPLOATACJA I REMONTY Komfortowo i bezpiecznie – narzędzia dla elektryka.............................. 48 n TARGI XVI Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE ’17..... 59 Lubelskie Targi Energetyczne ENERGETICS – jubileuszowy sukces.60

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

ENERGOPOMIAR ELEKTRYKA.......................................................................12 HITACHI POWER TOOLS POLSKA SP. Z O.O..............................................51 HITACHI.................................................................................................................16 LANGE ŁUKASZUK.............................................................................................49 LANGE ŁUKASZUK.............................................................................................52 MERSEN................................................................................................................... 7 POLCONTACT......................................................................................................16 SIBA.........................................................................................................................52 SONEL....................................................................................................................47

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Remont kapitalny agregatów wirówkowych uzdatniających oleje turbinowe i transformatorowe Alfa Laval jest czołowym dostawcą specjalistycznych urządzeń i rozwiązań inżynierskich na świecie. Dążąc do realizowania wymagań stawianych przez sektor energetyczny łączy najbardziej zaawansowane technologie dostępne na rynku z wyjątkowym doświadczeniem i znajomością branży. Dostarczane rozwiązania zwiększają efektywność elektrowni i elektrociepłowni, a jednocześnie pomagają osiągnąć lepsze wyniki ekonomiczne.

ednym z takich przykładów są remonty kapitalne agregatów wirówkowych oleju turbinowego i transformatorowego. Moduły te od wielu lat są wykorz ysty wane w elektrowniach i elektrociepłowniach do utrzymania wymaganej normą ISO 4406 klasy czystości oleju oraz minimalizacji zawartości wody związanej i niezwiązanej.

Wymiana pompy zasilającej oleju na pompę śrubową Alfa Laval nowej generacji oznacza możliwość ograniczenia zużycia energii elektrycznej.

Wymiana pompy próżniowej na pompę o większej wydajności dla powietrza i pary wodnej Po odseparowaniu wody niezwiązanej w wirówce w drugim stopniu mo-

Remonty wykonywane są w Centrum Serwisowym w Łodzi, przez wykwalifikowanych inżynierów serwisowych, w technologii zatwierdzonej i stosowanej przez Alfa Laval oraz przy wykorzystaniu specjalistycznego sprzętu. Agregaty funkcjonalnie mogą być dostosowane do wymagań użytkownika. Wymiana wirówki w agregacie Ze względu na ograniczoną dostępność części zamiennych do wirówek i pomp w agregatach starego typu i konieczność ich specjalnego dorabiania, co znacznie podwyższa koszty oraz wydłuża czas remontu, najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem okazuje się wymiana wirówki starego typu (np. produkcji WSK, typ MB w agregatach AW1700) na wykonaną w nowoczesnej technologii i wysokosprawną jednostkę Alfa Laval model MMB305S-11. Wymiana szafy i automatyki pozwala wprowadzić dodatkowe zabezpieczenia technologiczne (praca bezobsługowa).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE duł próżniowy pozwala na efektywne odgazowanie oleju przez utrzymanie wysokiej próżni i odprowadzenie pary wodnej do 2 kg/h. Wyremontowany agregat będzie dokonywał efektywnego uzdatniania oleju i umożliwi: yy uzyskanie stałej sprawności zespołu podczas jednoczesnego usuwania ciał stałych oraz wody yy eliminację stosowania filtracji wstępnej (brak konieczności wymiany wkładów) yy uzyskanie klasy czystości 16/13 wg normy ISO 4406 yy łatwą i tańszą eksploatację yy uzyskanie dużej wydajności separacji wody przy dużej jej zawartości (nie możliwe dla filtracji bocznikowej) yy ograniczenie zużycia elementów współpracujących maszyn oraz ryzyka nieprawidłowej pracy maszyn i urządzeń wykorzystujących uzdatniany olej. Odpowiednim doborem rozmiaru talerzyków, które są dostarczane w komplecie z wirówką można balansować między jakością separacji a wydajnością odciągania wody z oleju (wielkości dobierane w zależności od aktualnych potrzeb wg. nomogramu doboru talerza sekcyjnego lub na podstawie doświadczeń eksploatacyjnych użytkownika).

Przykładowy zakres prac remontowych dla agregatu wirówkowego oleju turbinowego

yy Wymiana separatora (wirówki Alfa Laval) na model MMB 304 / MMB 305 (wydajność do 4 t/h). yy Wymiana pompy zasilającej na śrubową pompę IMO. yy Wymiana pompy próżniowej na pompę o większej wydajności dla powietrza i pary wodnej. yy Przegląd i regeneracja podgrzewacza elektrycznego. yy Przegląd i regeneracja zbiornika ściekowego. yy Przegląd i regeneracja zbiornika próżniowego. yy Wymiana układu sterowania (dostosowanie wirówki do pracy automatycznej). yy Malowanie konstrukcji. yy Rozruch i kontrola drgań agregatu wirówkowego w miejscu zainstalowania.

cji puryfikatora pozwoli zmniejszyć zawartość wody niezwiązanej w oleju po przejściu przez samą wirówkę do ok. 10ppm. Zastosowanie dodatkowej obróbki próżniowej oleju w celu odparowania wody związanej, w próżni wytworzonej przez pompę, o wydajności odciągania pary wodnej 1900 g/h i powietrza 60 m3/h i próżni 0,3 m bar pozwoli uzyskać wymaganą klasę oleju. W ostatnich latach Alfa Laval z powodzeniem dokonała remontów kapitalnych kilkunastu agregatów wirówko-

wych do oczyszczania oleju w elektrowniach i elektrociepłowniach na terenie całego kraju, dzięki czemu posiada niezbędne referencje.

Alfa Laval Polska Sp. z o.o. Dział Serwisu i Części Zamiennych ul. J. Dąbrowskiego 113, 93-208 Łódź tel. 42 642-66-00, fax: 42 641-71-78 n

Standardowo wirówka z wstawionym fabrycznie talerzykiem gwarantuje separację niezwiązanej wody do poziomu 50-70 ppm (0,007%) jej zawartości w oleju. Wynik ten wydaje się bardzo korzystny w stosunku do maksymalnego dopuszczalnego w energetyce poziomu 300ppm (0,03%) i jednocześnie spełnia wymagania naszych aktualnych klientów – 100ppm (0,01%). Wirówka zapewnia separację 95% cząstek stałych poniżej 5 mikronów i 70% poniżej 3 mikronów. Dla modelu MMB305S-11 wydajność oczyszczania wynosi 4 m3/h (wydajność zespołu powinna być określona przy założeniu, że w ciągu 1h oczyszczane jest 10% całkowitego wsadu oleju).

Oczyszczanie oleju transformatorowego

Moduł przeznaczony do tego celu zostanie wyposażony w układ próżniowy, umożliwiający dodatkowo odgazowanie oleju. Wirówka ustawiona w funk-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

Wytwarzanie energii z wykorzystaniem efektywnych i sprawdzonych technologii 1

Alfa Laval jest światowym dostawcą specjalistycznych urządzeń i rozwiązań inżynierskich. Dążąc do realizowania wymagań stawianych przez przemysł energetyczny Alfa Laval łączy najbardziej zaawansowane technologie dostępne na rynku z wyjątkowym doświadczeniem i znajomością branży, co ma istotne znaczenie podczas całego procesu projektowania, odbioru instalacji, a także obsługi posprzedażowej.

Dostarczane rozwiązania zwiększają efektywność elektrowni i elektrociepłowni, tworząc warunki do osiągnięcia lepszych wyników ekonomicznych.

Podgrzewacz wody zasilającej (wymiennik spawany Compabloc)

Chłodnica powietrza uszczelniającego lub oleju smarnego

Skraplacz, podgrzewacz lub chłodnica (wymiennik płaszczowo-płytowy DuroShell) wody do kotła

System odsalania / przygotowania wody

Filtr w otwartym układzie chłodzenia

Moduły wirówkowe do oczyszczania paliwa lub oleju smarnego

Chłodnica żużlu i wody tzw. „black water”

Alfa Laval Polska Sp. z o.o. ul. Marynarska 15, 02-674 Warszawa tel. 22 336-64-64, fax: 22 336-64-60 e-mail: poland.info@alfalaval.com

All_12_2017_PL.indd 1

2017-12-19 11:28:06

OFERTA DLA ROZDZIAŁU ENERGII NISKIEGO NAPIĘCIA

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

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

9071 MERSEN AP Tableautier A4 PL.indd 1

27/04/2017 14:45

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Stacje transformatorowe Stacje transformatorowe większości z nas kojarzą się z betonowymi „klockami”, lub z przydrożnymi słupami, na których umieszczone są brzydkie i stare relikty energetyki. Konieczność zaopatrzenia domów, firm, hal produkcyjnych, budynków użyteczności publicznej i innych obiektów w energię elektryczną jest bezdyskusyjna. Należy sobie jednak zadać pytanie - czy musi to tak wyglądać?

ilozofią przemysłowej, wnętrzowej stacji transformatorowej ICZ-E jest umieszczenie jej wewnątrz budynku, jak najbliżej urządzeń elektrycznych. Wówczas m.in. ograniczamy do minimum straty po stronie niskiego napięcia. Co jednak w sytuacji, gdy nie mamy już miejsca w budynku? Wszystkie pomieszczenia produkcyjne, a także garaże i piwnice są już całkowicie zajęte? Z pomocą przychodzi nam najnowsza przemysłowa stacja transformatorowa ICZ-E. Jej specjalna obudowa, odporna na warunki atmosferyczne umożliwia umieszczenie jej na dachu budynku. Należy jednak zadbać aby instalacja odgromowa budynku chroniła także stację transformatorową - wystarczy zainstalować dodatkowe maszty z iglicami odgromowymi. Filozofia produktu jest wówczas zachowana, ponieważ zmniejszamy odległość stacji transformatorowej do urządzeń elektrycznych w firmie do minimum. Jednocześnie przemysłowa stacja transformatorowa ICZ-E umieszczona na dachu nie zajmuje nam niezbędnego miejsca w obrębie działki, które możemy przeznaczyć np. na dodatkowe miejsca parkingowe.

Ograniczenie strat w przesyle energii

Naukowcy i inżynierowie cały czas szukają sposobu na zredukowanie zużycia bądź minimalizację strat w przesyle energii elektrycznej. Stara idea instalacji stacji transformatorowej polega na wybudowaniu jej w obrębie działki i podłączeniu kablami średniego napięcia do sieci energetycznej, skąd następnie kablami niskiego napięcia energia elektryczna jest dostarczana do końcowego odbiorcy. Jest to rozwiązanie obarczone dużymi kosztami wykonania oraz mierzalnymi stratami elektrycznej. Takie rozwiązania są stosowane w przypadku firm energetycznych dostarczających prąd. Dla nich nie liczy się opłacalność takiego typu rozwiązania i nie widzą potrzeby dostosowywanie go do potrzeb konkretnego Klienta. Do tej pory mało kto zastanawiał się także nad

opłacalnością tego typu przyłącza. Przy założeniu, że stacja transformatorowa znajduje się w odległości 190 m od budynku, do którego mamy doprowadzić energię elektryczną, koszt podłączenia kabli niskiego napięcia (wliczając w to cenę zakupu kabli oraz ich ułożenia) wyniesie ok. 184 480,60 zł. Załóżmy teraz, że zakład pracuje 24 godziny na dobę przez siedem dni w tygodniu. Na odcinku pomiędzy stacją transformatorową a zakładem produkcyjnym powstają straty w zużyciu energii elektrycznej w wysokości 7 471,17 zł miesięcznie, co w przeliczeniu na rok daje kwotę 89 654,08 zł, W ciągu 10 lat wyniosą aż 896 540,83 zł. Jednym ze skutecznych sposobów jest zredukowanie do minimum odległości pomiędzy stacją transformatorową a np. zakładem produkcyjnym. Możemy jednak pójść o krok dalej - przenieśmy stację transformatorową do siedziby firmy, możliwie jak najbliżej maszyn i urządzeń, Niestety nie wszystkie stacje transformatorowe mogą być przeniesione do wnętrza budynków. Muszą one spełniać przede wszystkim jedną funkcję być stacjami wnętrzowymi. Funkcję taką speł-

niają specjalistyczne stacje transformatorowe ICZ-E. Zastosowanie ICZ-E eliminuje konieczność zakupu drogich kabli niskiego napięcia, które zastępujemy tanimi kablami średniego napięcia. Załóżmy, iż wnętrzowa stacja transformatorowa ICZ-E oddalona jest od sieci energetycznej o 190 m, wspomniany wyżej koszt podłączenia kabli średniego napięcia (czyli koszt zakupu oraz ułożenia) zmniejsza się do 41675,10zł. Dodatkowo bardzo ważną korzyścią jest redukcja strat w przesyle energii elektrycznej. Zakład pracujący 24 godziny na dobę przez siedem dni w tygodniu zmniejsza straty do kwoty 48,19zł miesięcznie, co daje roczną kwotę strat w wysokości 578,27zł. W okresie 10 lat da nam to kwotę 5782,70zł. Różnica w zmniejszeniu strat w przesyle energii elektrycznej, jaką uzyskuje się przy wykorzystaniu wnętrzowej stacji transformatorowej ICZ-E w porównaniu do standardowej stacji transformatorowej, jest diametralna.

Zalety stacji ICZ-E

Wśród dostępnych na rynku stacji transformatorowych jedynie opatentowana wnętrzowa stacja transforma-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE torowa spełnia wymagania przemysłu w obniżaniu kosztów stałych. Wnętrzowe stacje transformatorowe ICZ-E (Inteligentne Centrum Zarządzania Energią) są produkowane przez polską firmę Elektrobud SA. Dodatkowo w odniesieniu do wspomnianej wcześniej estetyki należy zaznaczyć fakt, iż zabudowa stacji transformatorowej na hali produkcyjnej zwiększa możliwości zagospodarowania terenu oraz wpływa korzystnie na wygląd otoczenia i bezpieczeństwo. Cena wnętrzowych stacji transformatorowych ICZ-E jest porównywalna z cenami tradycyjnych stacji transformatorowych. Jakość stacji potwierdzona jest Certyfikatem Instytutu Elektrotechniki w Warszawie nr DN/313/2014. Wnętrzowe stacje transformatorowe ICZ-E zostały opatentowane pod numerem 14690 w Unii Europejskiej. Wnętrzowe stacje transformatorowe ICZ-E realizują strategię Europa 2020 - gospodarka niskoemisyjna poprzez zmniejszenie zużycia energii elektrycznej. Zostały również wyróżnione godłem „Eko-Inspiracja 2013" w kategorii produkt. Dla każdego Klienta firma Elektrobud SA jest w stanie wyliczyć wymierną korzyść finansową, którą uzyska klient, wybierając wnętrzową stację transformatorową ICZ-E. Zajmujemy się również pomocą przy uzyskiwaniu wszystkich wymaganych formalności. Nasz zespół projektowy z chęcią pomoże naszym Klientom stworzyć plan zagospodarowania wnętrzowej stacji transformatorowej ICZ-E wewnątrz budynku czy też hali produkcyjnej lub na dachu.

Parametry użytkowe ICZ-E

zlokalizowana w dowolnym miejscu na obiekcie. Zgodnie z wymaganiami Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. § 323 ust. 2 pkt 2 i § 327 ust. 2, poziom hałasu i drgań nie stanowi zagrożenia dla osób przebywających w sąsiedztwie wnętrzowej stacji transformatorowej ICZ-E. Stacja transformatorowa ICZ-E ma przygotowane miejscado przyłączenia zewnętrznych kanałów wentylacji wymuszonej (nawiewnej/wywiewnej). Przewidziano możliwość zabudowy układu SZR w stacji transformatorowej ICZ-E dla potrzeb zasilania rezerwowego oraz przyłączenia zespołu prądotwórczego. Opcjonalnie można wbudować zdalny monitoring z wizualizacją pracy stacji transformatorowej tj. poboru mocy, zdalnego otwarcia/zamknięcia wyłącznika głównego, wyłączenie napięcia, czy „zrzutu mocy". Obudowa stacji transformatorowej ICZ-E jest wykonana w stopniu ochrony obudowy (kodzie IP) od IP41 do IP54. Metalowa obudowa stacji transformatorowej ICZ-E stanowi także ekran dla promieniowania elektromagnetycznego.

Co daje innowacyjność?

Firma Elektrobud SA uzyskała nominację do tytułu: Polska nagroda Innowacyjności 2017 w kategorii: Innowacyjna Firma za przemysłową Stację transformatorową ICZ-E, dającą wymierne, wyliczalne korzyści finansowe w programie prowadzonym przez Polską Agencję Przedsiębiorczości oraz redakcję Biznes Plus w Gazecie Wyborczej. Wskazać należy, że nowelizacja ustawy Prawo zamówień publicznych z dnia

22,06.2016 r. (DzU z 20l6r. poz.1020) w art. 91 wprowadziła nowe kryteria oceny najkorzystniejszej oferty. Oferta przetargowa ze stacją transformatorową ICZ-E najlepiej będzie spełniała kryteria dotyczące oceny oferty poprzez spełnienie znowelizowanych kryteriów wyboru: yy zastosowanie produktu innowacyjnego, yy jakość, w tym parametry techniczne, właściwości estetyczne i funkcjonalne zapewniające obniżenie kosztów eksploatacji, yy aspekty środowiskowe, w tym efektywność energetyczna.

Nietypowe rozwiązania

Przemysłowe stacje transformatorowe ICZ-E za sprawą zastosowania nowoczesnych systemów sterowania mogą być zdalnie nadzorowane, dzięki czemu są praktycznie bezobsługowe. Ich obsługa sprowadza się do okresowych przeglądów i konserwacji, co obniża koszty eksploatacji. Producent zapewnia dostawę urządzeń, ich profesjonalny montaż, uruchomienie oraz serwis gwarancyjny i pogwarancyjny. Jako producent stacji transformatorowych mamy swoje własne biuro projektowe, dzięki czemu możemy się podjąć także nietypowych rozwiązań i instalacji. Jeżeli Państwa firma posiada stare stacje transformatorowe, możliwa jest również ich modernizacja, która pozwoli ograniczyć straty energii elektrycznej oraz przyniesie wymierne korzyści finansowe. Zapraszamy do współpracy. n

Wnętrzowa stacja transformatorowa ICZ-E jest produkowana w typoszeregu 100, 250, 400, 630, 800 kVA. Jest urządzeniem kompaktowym mogącym zawierać w sobie cztery zintegrowane elementy tworzące jedną całość: yy rozdzielnicę SN, yy transformator żywiczny zgodny z rozporządzeniem EU 548/2014 yy (dyrektywa Eco Design), yy rozdzielnicę nn, yy baterię kondensatorów. Zgodnie z kwalifikacją odporności pożarowej według § 212, ustęp 4 Rozporządzenia Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać budynki i ich usytuowanie wnętrzowa stację transformatorową ICZ-E kwalifikuje się do klasy odporności pożarowej E. Dla wnętrzowej stacji transformatorowej ICZ-E nie trzeba wyznaczać strefy pożarowej, stacja może być

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Pomiary parametrów transformatorów sieciowych Measurments of parameters of mains transformers W artykule przedstawiono wyniki pomiarów przykładowego transformatora sieciowego należącego do grupy II. The article presents the measurements results of an example mains transformers belonging to the second group.

Słowa kluczowe: pomiary, transformatory

sieciowe, współczynnik strat dielektrycznych, prądy magnesujące, rezystancja izolacji uzwojeń, podoobciążeniowy przełącznik zaczepów.

Pomiary parametrów transformatora sieciowego należącego do grupy II

Różnorodne badania i pomiary diagnostyczne stanowią podstawę do oceny stanu transformatorów. Obecnie stosuje się innowacyjne techniki oraz narzędzia diagnostyczne, zarówno w zakresie samych pomiarów, ale także opracowania otrzymanych danych. Celem badań technicznych transformatorów jest przede wszystkim wykrywanie zagrożeń eksploatacyjnych, które mogą przyczyniać się do awarii, ale również oszacowanie wytrzymałości transformatora, czego można dokonać poprzez ocenę jego stanu technicznego. Program badań powinno się dostosować do zagrożeń, które mogą wystąpić podczas pracy transformatorów, a także opierać się na kryteriach ujętych m.in. w Ramowej Instrukcji Eksploatacji Transformatorów. Ze względu na miejsce oraz czas wykonywania rozróżnia się badania: odbiorcze nowych transformatorów i wykonywane w miejscu zainstalowania transformatorów oraz okresowe i poawaryjne transformatorów, a także odbiorcze remontowanych transformatorów. Powyższe rodzaje badań wspomagane są metodami diagnostyki technicznej, mającej na celu: wnikliwą kontrolę stanu technicznego transformatora, wykrycie anomalii lub uszkodzeń i ich identyfikację oraz lokalizację, a także klasyfikację stanu technicznego transformatorów w oparciu o otrzymane wyniki [2].

Właściwa ocena techniczna transformatora przekłada się głównie na jego sprawną pracę, ale także wydłuża czas pracy, nawet o kilkanaście lat. Pomocne są tu innowacyjne techniki pomiarowe oraz diagnostyczne, ale także systemy monitoringu. Odpowiednie kryteria mają potwierdzić w jakim stanie znajduje się urządzenie oraz stwierdzić jego przydatność eksploatacyjną [1]. Celem badań była okresowa kontrola stanu technicznego transformatora o mocy 31,5 MVA i oszacowanie jego przydatności w dalszej eksploatacji. Natomiast zakres wybranych metod badań obejmował m. in.: oględziny zewnętrzne, pomiar współczynnika strat dielektrycznych i pojemności zarówno izolatorów przepustowych, jak i uzwojeń. Ponadto uwzględniał również pomiar: prądów magnesujących, rezystancji izolacji uzwojeń i rezystancji uzwojeń oraz badanie podoobciążeniowego przełącznika zaczepów. W tabeli 1a) zostały przedstawione dane znamionowe badanego transformatora, a w tabeli 1b) dane znamionowe podobciążeniowego przełącznika zaczepów (PPZ). W trakcie oględzin płaszcza kadzi i osprzętu transformatora usterek zewnętrznych nie stwierdzono. Pomiary przeprowadzono przy temperaturze oleju 30°C, powietrza 12°C i wilgotności powietrza 30 %. Pomiar współczynnika strat dielektrycznych tgδ i pojemności Cx izolatorów przepustowych zrealizowano przy użyciu mostka typu Tettex MIDAS produkcji Haefely Test AG. Otrzymane wyniki pomiarów (tabela 2) są pozytywne. Następnie dokonano pomiaru współczynnika stratności i pojemności uzwojeń (wyniki pomiarów- tabela 3). Otrzymane wartości współczynnika stratności i pojemności uzwojeń nie wskazują na występowanie zagrożenia dla układu izolacyjnego transformatora.

Tabela 1. Dane znamionowe: a) Badanego transformatora

b) PPZ

Wstęp

Wytwórca:

Typ: TORb 31500/115

Wytwórca:

Typ: JN/300K/550/250/12W

Nr fabr.:

Rok 1998

Nr fabr.:

Rok: 1998

Moc: 31,5 MVA

Budowa Napowietrzna

Opór przeł.: -

Napęd: MLG 51

Stan licznika 19530

L położeń: 25

Chłodzenie ON AN

Ilość 3

Max. 40 °C

Praca: C

Częst. 50 Hz

Ukł. i gr. YNd11

GN: 115000±12x1454 V

GN: 158, 14 A

DN: 6600 V

DN: 2755,54/1590,9 A

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Wyniki pomiaru prądów magnesujących wykonane zestawem pomiarowym UDT-2 prod. Energopomiar Gliwice przedstawiono w tabeli 4. Analizując zmierzone wartości prądów magnesujących należy stwierdzić, że nie wskazują one na występowanie zwarć w uzwojeniach. Kolejno pomiar rezystancji izolacji uzwojeń, wykonano induktorem MIT525 produkcji Megger przy napięciu 2,5 kV w układach doziemnych i z zastosowaniem ekranu. Uzyskane wyniki przedstawiono w tabeli 5. Otrzymane wartości rezystancji izolacji nie wskazują na występowanie zagrożenia dla układu izolacyjnego. Ponadto stan techniczny transformatora określa również pomiar rezystancji uzwojeń, który wykonano zestawem diagnostycznym UDT-2 dla wszystkich zaczepów uzwojenia regulacyjnego i pozostałych uzwojeń. Zmierzone wartości rezystancji uzwojenia spełniają wymagania wytycznych dotyczących transformatorów - dopuszczalna odchyłka od wartości średniej ( ± 3,0 % ). Po uwzględnieniu różnicy temperatur wynik pomiaru rezystancji jest prawidłowy. Dane izolatora przepustowego

Faza

TYP: PTK 123/450/630

Następnie wykonano badanie oscylograficzne przełącznika zaczepów (zespół pomiarowy UDT-2). Rysunek 1 przedstawia przykładowy oscylogram procesu przełączania przełącznika JN/300K/550/250/12W, TR-4 z zaczepu z 1 na 2. Na podstawie analizy badań oscylograficznych stwierdzono: yy brak przerw lub zwarć na oporach międzystopniowych oraz w ciągłości prądowej klatki wybierakowej, yy poszczególne etapy działania styków przełącznika mocy przebiegają prawidłowo i nie występują niepożądane przerwy i zwarcia, yy prawidłowe czasy własne przełącznika mocy (t1 = 11,7÷15,4 ms; t2 = 1,5÷3,7 ms; tc = 24,4÷33,8 ms; tn = ≤1,3), yy niejednoczesność przełączania poszczególnych faz zawiera się w dopuszczalnych granicach, yy działanie napędu jest prawidłowe i płynne - bez zacięć mechanicznych. Otrzymane wyniki pomiarów PPZ mieszczą się w granicach dopuszczalnych dla danego typu przełącznika z dopuszczal-

Napięcie pom. [kV]

Układ pomiarowy*

tg δ [%]

Cx [pF]

UST

0,96

130,4

GST

0,79

642,7

UST

0,85

129,7

GST

0,85

628,9

UST

1,01

124,9

GST

0,98

653,5

Tabela. 2. Wyniki pomiarów współczynnika stratności i pojemności izolatorów przepustowych *UST - pomiar w układzie zacisk liniowy do izolowanego zacisku pomiarowego; GST - pomiar w układzie zacisk pomiarowy do uziemionego zacisku liniowego

Układ połączeń

Oznacz.

Napięcie próby [kV]

tg δ [%]

Cx [pF]

GN - DN + Z

GST

0,29

10 261

GN - DN - E

UST

0,28

7 084

DN - GN + Z

GST

0,45

20 560

Tabela. 3. Pomiar współczynnika stratności i pojemności uzwojeń transformatora

Uzwojenie

Napięcie próby [V]

Zaczep

230 GN

Zmierzona wartość prądu [mA] 1A-N

1B-N

1C-N

2,28

1,69

2,24

230

13b

2,77

2,02

2,85

230

3,88

2,98

3,91

Tabela. 4. Pomiar prądów magnesujących

Rezystancja zmierzona [MΩ] po czasie w [ s ]

Wynik absorp.

R15

R60

R300

R60/R15

R15

R60

R300

GN - DN + Z

18000

25000

31000

1,39

18000

25000

31000

GN - DN – E

30000

52000

60000

1,73

30000

52000

60000

DN – GN + Z

6500

13000

20500

2,00

6500

13000

20500

Układ

Rezystancja w temp. odniesienia 30°C [MΩ]

Tabela. 5. Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ną tolerancją. Również wynik pomiaru czasów własnych jest pozytywny. W zakresie wykonanych pomiarów i badań powyższego transformatora dopuszczono transformator do załączenia pod napięcie i do dalszej eksploatacji.

Podsumowanie

Rezultatem właściwej diagnozy transformatorów jest bezawaryjna praca, ale również wydłużenie czasu działania danej jednostki nawet o kilkanaście lat. Badania techniczne transformatorów, z reguły wykrywają zagrożenia eksploatacyjne, które sprzyjają rozwojowi różnych anomalii. Mają również na celu określenie wytrzymałości transformatora poprzez ustalenie jego stanu technicznego. Program badań powinien być dopasowany do przypuszczalnych zagrożeń pojawiających się podczas pracy transformatorów i opierać się m.in. na kryteriach zawartych w Ramowej Instrukcji Eksploatacji Transformatorów. Badania eksploatacyjne transformatorów pozwalają identyfikować procesy powstawania uszkodzeń na różnym etapie ich rozwoju. W tym zakresie konieczny jest odpowiedni zestaw technologii diagnostycznych umożliwiających kompleksową oce-

Rys. 1. Proces przełączania zaczepu z 1 na 2

ną stanu technicznego transformatora i oszacowanie ryzyka dalszej eksploatacji oraz określenia zalecanych prac remontowych lub ograniczeń w dalszej bezpiecznej eksploatacji.

Bibliografia

[1] Krawiec A., Polak P.: Badania diagnostyczne w eksploatacji transformatorów. Materiały IX Konferencji Naukowo-Technicznej „Transformatory energetyczne i specjalne”, Kazimierz Dolny 3 – 5 października 2012. [2] Ramowa instrukcja eksploatacji

transformatorów, Energopomiar-Elektryka, Gliwice 2012.

Autorzy:

mgr inż. Konrad Gębka – Zakład Usług Technicznych Energoaudyt w Radomiu mgr inż. Mirosław Zając - Zakład Usług Technicznych Energoaudyt w Radomiu dr inż. Grzegorz Krawczyk - Wydział Transportu i Elektrotechniki, Uniwersytet Technologiczno-Humanistyczny im. Kazimierza Pułaskiego w Radomiu mail: g. krawczyk@uthrad.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Wybrane aspekty poprawnej eksploatacji transformatorów rozdzielczych i dławików 1. Streszczenie

W ostatnim czasie obserwujemy bardzo dynamiczne zmiany dotyczące infrastruktury energetycznej. W znaczącej skali występują urządzenia energetyki rozproszonej, dużo więcej jest odbiorów przekształtnikowych. Konkurencja kosztowa wymusza coraz oszczędniejsze konstrukcje. W wielu wypadkach urządzenia muszą być dedykowane do określonych zastosowań i przewidzianych reżimów pracy. W związku z tym, urządzenia stosowane w energetyce muszą być używane zgodnie z przeznaczeniem, gdyż praca w warunkach odmiennych, od tych przewidzianych przez projektanta, może prowadzić do szybszego zużywania się urządzeń a w przypadkach szczególnych również do awarii. Artykuł ten opisuje zagadnienia, które powinny być wzięte pod uwagę przy zamawianiu i eksploatowaniu transformatorów oraz dławików, tak aby użytkować je bezawaryjnie w przewidzianym okresie życia wyrobu. Słowa kluczowe: Transformatory rozdzielcze, dławiki, eksploatacja, czas życia transformatora

2. Wstęp Transformatory lub dławiki są projektowane tak, aby pracowały niezawodnie i bezawaryjnie w długim okresie czasu. Deklarowany przez producenta czas użytkowania zawiera się między 20 a 40 lat dla transformatorów rozdzielczych, jak również dławików tej wielkości. Właściwe warunki eksploatacji transformatora, czy też dławika z reguły pozwalają na tak długotrwała pracę. Natomiast eksploatacja w innych, nietypowych warunkach może znacznie skrócić czas życia i doprowadzić do zniszczenia urządzenia. Gdy warunki pracy odbiegają od normalnych, fakt taki powinny być uwzględniony w zapytaniu ofertowym lub w specyfikacji istotnych warunków zamówienia (SIWZ). Do warunków takich należą [1]: yy przeciążenia lub zwarcia po stronie odbioru, yy nadmierna zawartość wyższych harmonicznych w prądzie obciążenia, yy zbyt częste operacje włączania i wyłączania transformatora, yy praca przy zbyt wysokim strumieniu (zależnym od ilorazu napięcia i częstotliwości), yy niesinusoidalne i niesymetryczne napięcie zasilania, yy nietypowe przejściowe przebiegi łączeniowe yy obecność składowej stałej prądu [2], yy nadmierne zapylenie,

yy nadmierna wilgotność lub obecność pary wodnej, yy promieniowanie słoneczne, Powyższe czynniki związane są z narażeniem transformatora na przegrzanie, przepięcia, czy też na mechaniczną lub chemiczną degradację części aktywnej. Każdy z tych czynników prowadzi do wolniejszej lub gwałtownej degradacji układu izolacyjnego, a w konsekwencji do zniszczenia transformatora. Niejednokrotnie specyficzne warunki pracy mogą wpłynąć na całkowicie odmienną konstrukcję, co będzie miało odzwierciedlenie w parametrach, gabarytach, zużyciu materiałów, a tym samym w cenie. Zagadnienie to, mimo że opisane dokładnie w przedmiotowych normach i mimo, że poruszane jest na konferencjach tematycznych dotyczących transformatorów, ciągle wymaga przypominania. W artykule tym omówiono wybrane aspekty eksploatacyjne, które mają znaczący wpływ na długość życia urządzenia.

3. Chłodzenie i przeciążalność Pod wpływem przepływu prądu w uzwojeniach transformatora generowane są straty, które powodują nagrzewanie się uzwojeń i części konstrukcyjnych. Izolacja transformatora podczas jego eksploatacji ulega starzeniu, nawet jeśli wartość prądu nie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

przekracza prądu znamionowego. Ogólne zjawisko termicznego starzenia się izolacji opisują zależności Arrheniusa oraz Montsingera. W uproszczeniu wynika z nich, że podwyższenie temperatury pracy o określoną temperaturę ΔT powoduje dwukrotne przyspieszenie procesów starzeniowych. Z reguły wartość przyrostu tej temperatury określana jest jako ΔT ≈ 6÷8 K. Mimo, że wartość tę wyznaczono dla transformatorów olejowych, to można ją również przyjmować dla transformatorów suchych (żywicznych). Należy przy tym pamiętać, że odnosi się ona do najcieplejszego punktu uzwojenia transformatora (hot-spot). Do lokalnego przegrzania uzwojenia mogą prowadzić np. obecność wyższych harmonicznych lub też nieprawidłowe podłączenie zacisku, ale także, w przypadku transformatorów suchych, nierównomiernie osadzające się zapylenie. Jeśli temperatury uzwojeń nie przekraczają wartości przynależnej klasie temperaturowej izolacji, proces starzenia się izolacji jest powolny. W przypadku transformatorów lub dławików suchych żywicznych, zgodnie z normą [3] orientacyjny, teoretyczny czas życia urządzenia L wynosi: (1)

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE gdzie: T – najcieplejsze miejsce uzwojenia (hot-spot) w K, a, b – stałe równania Arrhenius’a [3] Podobne zależności dotyczą również transformatorów olejowych [4] Transformatory podczas eksploatacji bardzo często narażone są na okresowe przeciążenia, przewzbudzenia, wzrosty temperatur ponad wartość znamionową, a czasami również krótkotrwałe zwarcia w obwodach zasilanych. Ponieważ zależność (1) nie uwzględnia tego typu warunków pracy to obliczony z niej czas życia powinien być traktowany wyłącznie jako wartość teoretyczna. Jako znamionową wartość „hot-spot” przyjmuje się wartość wynikającą ze średniorocznej temperatury otoczenia oraz z przyrostów temperatur przy znamionowym obciążeniu. Wynika stąd, że podczas eksploatacji transformatora w wyższych temperaturach otoczenia, jego obciążenie powinno być odpowiednio zredukowane. Szczegółowych informacji dostarczają stosowne normy dotyczące możliwości obciążania transformatorów w warunkach odbiegających od znamionowych [3, 4]. Zgodnie z nimi transformator w danej chwili może być obciążany w stopniu zależnym od: jego obciążenia w czasie poprzedzającym, temperatury otoczenia oraz stałej czasowej uzwojeń. W praktyce obciążenie transformatora zgodnie z krzywymi obciążenia [4] jest obarczone dość dużą niepewnością, ze względu na konieczność znajomości stałej czasowej uzwojenia, oraz precyzyjnego śledzenia stanu obciążenia transformatora i temperatury otoczenia. Krzywe obciążenia podawane w normach zaleca się stosować tylko jako bardzo szacunkowe wytyczne, z zachowaniem szczególnej ostrożności jeśli chodzi o przeciążanie transformatora w stosunku do prądu znamionowego. Najczęściej też transformatory nie pracują stale w warunkach obciążenia znamionowego. Zaleca się by transformator obciążany był w około 70%, gdzie jego sprawność jest wyższa niż przy obciążeniu znamionowym. Z kolei specyfiką dławików (zwłaszcza dławików nieregulowanych) jest ciągła praca przy prądzie znamionowym. Załączony dławik przez cały czas pracuje na swoim 100% obciążeniu (biernym), a to sprawia, że wydzielane straty, są stratami znamionowymi i powodują maksymalny wzrost temperatury. Zatem, by nie dopuścić do przegrzewania się urządzenia na-

leży zadbać o jego właściwe chłodzenie. Transformatory rozdzielcze, czy też dławiki o podobnej wielkości najczęściej chłodzone są w sposób naturalny konwekcyjny (AN dla urządzeń suchych lub ONAN dla urządzeń w izolacji olejowej). W przypadku urządzeń zainstalowanych w warunkach zewnętrznych, otaczające powietrze w wystarczający sposób chłodzi urządzenia. Pewnym elementem krytycznym mogą być miejsca instalacji narażone na silną ekspozycję promieniowania słonecznego. Natomiast urządzenia montowane wnętrzowo powinny mieć zapewniony dostęp do powietrza chłodzącego o odpowiednim przepływie. Jako punkt wyjścia należy przyjąć, że dla odprowadzenia 1 kW strat z komory konieczny jest przepływ ok. 180 m3/h powietrza. W związku z tym przy chodzeniu grawitacyjnym komora powinna być wyposażona w otwory wlotowe i wylotowe umieszczone na przeciwległych ścianach i spełniające poniższe zależności: (2) gdzie: S1 - powierzchnia otworu wlotowego [m2], S2 - powierzchnia otworu wylotowego [m2], P - łączne straty transformatora przeliczone na temperaturę odniesienia [kW], H - różnica wysokości między osiami otworów wentylacyjnych (wlotowym i wylotowym) [m] W przypadku, kiedy te warunki nie są spełnione można spodziewać się, że transformator, czy też dławik będzie pracował w wyższych temperaturach, co może przyczynić się do skrócenia jego żywotności. Przy wspomaganiu chłodzenia komory w sposób wymuszony należy zwrócić uwagę na to, by wymuszony strumień powietrza nie zaburzał, a raczej wspomagał przepływ naturalny. Korzystne jest wyposażanie transformatorów lub dławików w termometry pozwalające na ustawienie określonych progów reakcji (typu „Alarm” lub „Wyłączenie”). Pozwala to na bezpieczniejsze i bardziej efektywne wykorzystanie transformatorów. Korzystając z termometru należy pamiętać, że w przypadku transformatorów suchych (żywicznych) są one umieszczane najczęściej w kanale uzwojenia DN lub w kanale pomiędzy rdze-

niem a uzwojeniem DN, natomiast dla transformatorów olejowych znajdują się one w odpowiedniej kieszeni umieszczonej na pokrywie i mierzą temperaturę oleju. W stanach cieplnie ustalonych na podstawie ich wskazań można wnioskować o stanie cieplnym całego urządzenia, natomiast w przypadku stanów cieplnie nieustalonych można spodziewać się pewnej zwłoki czasowej.

4. Niestandardowe zasilanie lub obciążenie Normalne warunki zasilania opisane w normach [1] to zasilanie, gdzie dopuszczalne jest przewzbudzenie transformatora do wartości nie większej niż 105% napięcia znamionowego. Jest to warunek, z którego powinno się korzystać rzadko, jedynie w przypadku krótkotrwałej konieczności zapewnienia zasilania awaryjnego lub skrajnego obciążenia szczytowego. Wyższe od znamionowego napięcie robocze (przy stałej częstotliwości) wiąże się z generowaniem wyższych strat jałowych. Te z kolei generują nadmierny przyrost temperatury rdzenia, co może sprawić, że zostaną przegrzane sąsiadujące z nim elementy układu izolacyjnego. Napięcie zasilania powinno być niemal sinusoidalne. Maksymalna wartość THD(u) nie może przekraczać 5%, oraz 1% harmonicznych parzystych. W przypadku zasilania odbiorników nieliniowych, generujących wyższe harmoniczne prądu, konieczne są dodatkowe obliczenia cieplne transformatora, które musza uwzględniać występowanie zwiększonych strat obciążeniowych, a więc i większej ilości wytworzonego ciepła. Przypadki przewzbudzeń transformatorów i pracy przy zwiększonej zawartości wyższych harmonicznych mogą być dość częste w przypadku coraz powszechniejszej energetyki rozproszonej – farmy wiatrowe lub fotowoltaiczne. W takich przypadkach, przy zakupie transformatora, konieczne jest podanie, na jakie przewzbudzenie transformator powinien być odporny i jakie widmo harmoniczne prądu powinno być uwzględnione przy projektowaniu transformatora. W niektórych przypadkach podanie wyłącznie współczynnika THD może prowadzić do nieprawidłowości w doborze transformatora z uwagi na fakt, że harmoniczne wyższych rzędów w różny sposób wpływają na straty dodatkowe i może się zdarzyć, że transformator przy niższym THD w rzeczywisto-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ści będzie bardziej narażony na przegrzanie, niż transformator przy THD o wyższej wartości [5]. W przypadku dławików również bardzo powszechnych w energetyce rozproszonej przewzbudzenie skutkuje powiększonymi stratami. Z uwagi na dość liniową charakterystykę dławika przewzbudzenie do wartości 105% napięcia znamionowego powoduje przepływ prądu o wartości również 105% wartości znamionowej. Z uwagi na zależność strat obciążeniowych od kwadratu pradu skutkuje powiększeniem strat o ponad 10%. Przy przewzbudzeniu do 110% wzrost strat już jest ponad 20%, co jest wartością bardzo krytyczną. Ostatnie publikacje [6] mówią również o innym niekorzystnym zjawisku związanym ze specyfiką energetyki rozproszonej. Są to bardzo gwałtowne i częste zmiany obciążenia. Zaobserwowane zostało, że częste rozruchy transformatora od stanu zimnego przy obciążeniu znamionowym mogą prowadzić do znacznie szybszej degradacji izolacji niż długotrwała praca przy znamionowym obciążeniu. Zjawisko to jest związane z pewną bezwładnością izolacji olejowej. Zimny olej z uwagi na jego wyższą lepkość gorzej krąży wewnątrz transformatora, a to sprawia, że w początkowej chwili pracy nagrzewanie się uzwojeń jest znacznie intensywniejsze.

5. Przepięcia Obecność zbyt dużych przepięć może prowadzić bezpośrednio do przebicia układu izolacyjnego, które w następstwie może rozwinąć się w zwarcie zwojowe lub międzywarstwowe. Nawet jeżeli z powodu przepięć nie dochodzi do przebicia, to należy zdawać sobie sprawę z faktu występowania w takich warunkach wyładowań o niskiej energii (wyładowań niezu-

[1] PN-EN 60076-1:2011 Transformatory – Część 1: Wymagania ogólne [2] PN-EN 60076-8:2002 Transformatory – Część 8: Przewodnik stosowania [3] IEC 60076-12:2008 „Loading guide for dry-type power transformers” [4] IEC 60076-12:2005 Loading guide for oil-immersed power transformers [5] Piotr Wolnik, Janusz Sobota: Wpływ występowania wyższych

pełnych). Jeśli do takich wyładowań dochodzi w oleju to z uwagi na jego cyrkulację, wytrzymałość jego w tym miejscu odbudowuje się. W przypadku izolacji stałej w transformatorach żywicznych wyładowania niezupełne w dłuższej perspektywie czasowej prowadzą do lokalnego osłabienia izolacji, a następnie do całkowitego przebicia i w konsekwencji zwarcia. Wcześniej wspomniano o negatywnym wpływie lokalnych zanieczyszczeń na nagrzewanie transformatora. Jednak nie jest to jedyny skutek zanieczyszczeń. Bardzo często w eksploatacji można spotkać się z zanieczyszczeniami mającymi charakter przewodzący. W przypadku transformatorów suchych (żywicznych) mogą one zmieniać rozkład pola na powierzchni cewek i mogą prowadzić do wyładowań niezupełnych, dużych prądów upływu lub wręcz przebić.

6. Podsumowanie Poprawna, bezawaryjna i bezproblemowa eksploatacja urządzenia uzależniona jest od tego, czy zostało ono dobrane poprawnie do miejsca, w którym jest zainstalowane. Im lepiej przeznaczenie urządzenia i warunki pracy zostały zdefiniowane przez użytkownika, tym bardziej poprawnie urządzenie będzie mogło być zaprojektowane w stosunku do wymagań i tym poprawniej będzie mogło pracować. W zapytaniu ofertowym i w zamówieniu należy podawać wszelkie dane, dotyczące niestandardowych warunków pracy. Ponadto należy eksploatować urządzenia zgodnie z wytycznymi zawartymi w normach, zaleceniach branżowych i dokumentacji techniczno-ruchowej. Mówiąc o błędach w użytkowaniu należy wspomnieć o jeszcze o jednym bardzo istotnym aspekcie związanym z projektowaniem zasilania. W ostatnim okresie obserwowana

jest tendencja do bardzo „oszczędnego” projektowania zasilania obiektów. Zdarza się, że nawet obiekty (linie produkcyjne) o ruchu ciągłym zasilane są z jednego transformatora, wykorzystywanego w blisko maksymalnym stopniu i to nawet w sytuacjach, gdy koszt transformatora jest nieporównywalnie mniejszy w stosunku do kosztu ewentualnego braku zasilania. Podobna sytuacja dotyczy dławików, gdzie koszt braku kompensacji już po kilku dniach może przewyższyć koszt dławika. Z konstrukcyjnego punktu widzenia transformatory lub dławiki do takich zastosowań bardzo często odbiegają od wyrobów katalogowych, bowiem są wykonywane z niestandardowych materiałów. Stąd przeważnie nie jest możliwe natychmiastowe wykonanie naprawy lub wyprodukowanie nowego transformatora czy też dławika. dr inż. Jacek DZIURA TRAFTA Sp. z o.o. ul. 1.Maja 152, 42-300 Myszków, E-mail: jacek.dziura@trafta.pl n

harmonicznych w prądzie obciążenia transformatora dystrybucyjnego na sposób jego eksploatacji, Konferencja Zarządzanie Eksploatacją Transformatorów Wisła-Jawornik 2012 [6] Tom Breckenridge: Specification of transformers for required service, Międzynarodowa Konferencja Transformatorowa TRANSFORMATOR’17

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

PRODUCENT APARATÓW I APARATURY PRZEMYSŁOWO-ENERGETYCZNEJ

Radosnych Świąt Bożego Narodzenia oraz pomyślności w Nowym Roku 2018 życzy Polcontact Warszawa

ZAKŁADY POLCONTACT WARSZAWA Sp. z o.o. ul. Goździków 26, 04-231 Warszawa www.polcontact-warszawa.pl

Oferujemy kompletny asortyment przekładników niskiego napięcia, w tym: n n n n n n

przekładniki prądowe do pomiarów i zabezpieczeń przekładniki prądowe z dzielonym rdzeniem przekładniki prądowe sumujące przekładniki prądowe nakładane na kabel średniego napięcia (do 24 kV) przekładniki prądowe pomiarowe napowietrzne przekładniki napięciowe

DZIAŁ SPRZEDAŻY tel./faks: 22 815 93 38 (39) zbyt@polcontact-warszawa.pl

DZIAŁ TECHNICZNY tel./faks: 22 815 67 17 ju@polcontact-warszawa.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Analiza oleju elektroizolacyjnego w celu wykrycia defektu transformatora Analysis of the electrical insulating oil Aimed to detect the transformer failure Streszczenie:

Badanie pobranej z transformatora próbki oleju pozwala na ocenę jego stanu technicznego. W trakcie badania mierzone są parametry elektryczne, chemiczne i fizyczne oleju, zawartość rozpuszczonych w nim gazów oraz związków furanu. Najbardziej wartościowa jest analiza stężeń rozpuszczonych gazów, gdyż pozwala wykryć szereg potencjalnych defektów, które można później potwierdzić innymi metodami. W referacie przedstawiono kilka przypadków takich analiz. Otrzymane wyniki porównano z wynikami przeprowadzonych rewizji wewnętrznych. Słowa kluczowe: transformator energetyczny, diagnostyka, analiza gazów rozpuszczonych w oleju, parametry oleju. Abstract: Examination of the oil sample taken from the transformer allows for evaluation of its technical condition. During the tests the electrical, chemical and physical parameters of the oil, the contents of the dissolved gases and the furan compounds are measured. The analysis of dissolved gases is the most valuable because allows to detect a number of potential defects that can be confirmed later by other methods. The paper presents several cases of such analyzes. The obtained results were compared with the results of internal inspections. Keywords: power transformer, diagnostics, dissolved gas analysis, oil parameters.

Wstęp

Jednym z najbardziej newralgicznych elementów sieci elektroenergetycznych są transformatory. Ich awaria bądź nieplanowane wyłącznie z eksploatacji wpływa nie tylko na pracę systemu elektroenergetycznego, ale również jest przyczyną istotnych strat finansowych wynikających z kosztów naprawy/odtworzenia urządzenia oraz niedostarczenia energii elektrycznej do odbiorców. Dotychczasowa praktyka i doświadczenie pokazuje, że wszechstronne badanie oleju transformatorowego jest metodą, która ma zastosowanie zarówno na etapie wczesnego wykrywania symptomów nieprawidłowej pracy transformatora, jak i po jego wyłączenia przez zabezpieczenia. Badanie to obejmuje analizę gazów rozpuszczonych w oleju, oznaczenie zawartości pochodnych furanu, pomiar zawilgocenia oraz całego szeregu parametrów elektrycznych oraz fizykochemicznych. Jest to badanie o charakterze nieinwazyjnym, dzięki czemu szczególnego znaczenia nabiera podczas okresowej kontroli stanu technicznego transformatora. W celu zilustrowania możliwości i jednocześnie ograniczeń w stosowaniu analizy oleju, w szczególności zaś analizy rozpuszczonych gazów, w celu wykrycia i rozpoznania defektu transformatora, zaprezentowano poniżej w referacie kilka przykładów rzeczywistych procesów diagnostycznych skonfrontowanych z wynikami rewizji wewnętrznej.

Analiza wybranych przypadków awarii transformatorów

sze przyjrzenie się wartościom ilorazów charakterystycznych, wyznaczanych w tej metodzie sugeruje, że temperatura może przekraczać 700 °C. Komplementarne zastosowane metody trójkąta Duvala (rysunek 1) i starszej edycji normy IEC [3] potwierdza tę sugestię. Suma gazów palnych przekraczająca 10000 ppm wskazuje wg [1] na stan przedawaryjny. W efekcie poczynionych spostrzeżeń została podjęta decyzja o wyłączeniu transformatora z ruchu i wykonaniu jego rewizji wewnętrznej. Podczas rewizji stwierdzono wypalone połączenie (aluminium z miedzią) na uzwojeniu regulacyjnym faza „V” i „W”, co udokumentowano na rysunku 2.

Przypadek I W trakcie eksploatacji transformatora o mocy 2,7 MVA, napięciu 30/0,66 kV i układzie połączeń Dyn5, zostało wykonane okresowe badanie chromatograficzne pobranej próbki oleju elektroizolacyjnego. Pomierzone stężenia gazów rozpuszczonych w oleju (tabela 1) wykazały przekroczenie wartości typowych przez wodór, etylen, etan, metan, propylen i dwutlenek węgla. Interpretacja otrzymanych wyników przeprowadzona zgodnie z wytycznymi PN-IEC 60559 [2] wskazała na występowanie defektu cieplnego o temperaturze 300 °C - 700 °C. DokładniejGaz

Przypadek II Stężenie gazu w ppm

pomierzone

dopuszczalne [1]

Wodór H2

881

350

Metan CH4

1183,4

200

Etan C2H6

1141,3

170

Etylen C2H4

4445,9

260

Acetylen C2H2

26,8

Propan C3H8

29,6

2532,9

122,7

260

Dwutlenek węgla CO2

4419,2

4000

Suma gazów palnych

10363,6

Propylen C3H6 Tlenek węgla CO

Tabela 1. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 2,7 MVA, 30/0,66 kV (przekroczenia wartości dopuszczalnych zaznaczono pogrubioną czcionką).

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE W trakcie eksploatacji transformatora blokowego o mocy 63 MVA, napięciu 121/30 kV i układzie połączeń YNd11, pobudzeniu uległ I i II stopień zabezpieczenia gazowo - przepływowego. Przeprowadzono kompleksowe badania obejmujące: pomiar rezystancji izolacji, prądów magnesujących, rezystancji uzwojeń, parametrów elektrycznych, fizykochemicznych oraz zawilgocenia oleju. Wyniki dotyczące badania oleju zamieszczono w tabeli 2. Rezultat analizy otrzymanych wyników był negatywny i nie wskazywał na występowanie problemów wewnątrz transformatora. Przeprowadzona została również analiza chromatograficzna gazów rozpuszczonych w oleju, której wyniki zaprezentowano w tabeli 3. Wykazała ona, niewielkie w przypadku wodoru oraz zdecydowanie bardziej znaczące dla acetylenu, etylenu i propylenu przekroczenie typowych wartości koncentracji tych gazów. Stwierdzono również, że od poprzedniego badania (przeprowadzonego 2 miesiące wcześniej) przyrost sumy gazów palnych wyniósł 2000 ppm. Interpretacja wyników przeprowadzona zgodnie z normą PN-IEC_60559 wskazała na występowanie wyładowania niskoenergetyczne (D1). Dodatkowo wykonane obliczenia i analizy przeprowadzone metodą trójkąta Duvala i starszej edycji normy IEC wskazały odpowiednio na: wyładowania niskoenergetyczne (D1) oraz wyładowania o małej i/lub dużej energii (kod 102), jako potencjalną przyczynę zadziałania zabezpieczenia gazowo - przepływowego. Uwzględniając powyższe oraz dynamikę zmian TCG zdecydowano się na przeprowadzenie rewizji wewnętrznej transformatora. W jej efekcie stwierdzono: yy ślady działania łuku elektrycznego (rys. 3a), yy uszkodzenie uzwojenia regulacyjnego (rys. 3b). Przypadek III Transformator sieciowy o mocy 10 MVA, napięciu 110/16,5 kV i układzie połączeń YNd11 został w trakcie eksploatacji wyłączony przez zabezpieczenie gazowo - przepływowe. Wykonane pomiary elektryczne nie wykazały wystąpienia uszkodzenia w części aktywnej transformatora. W następnym etapie procesu diagnostycznego przeprowadzono badania chromatograficzne próbki oleju. Dla pomiaru wykonanego po wyłączeniu transformatora nie stwierdzono przekroczenia żadnej z koncentracji gazów przyjętych jako typowe, jednakże zaob-

Rys. 1. Trójkąt Duvala dla 2,7MVA

(a)

(b)

Rys. 2. Upalone połączenie (miedź-aluminium) na uzwojeniu regulacyjnym faza „V” i „W” transformatora.

Parametr

Wartość pomierzona

wymagana [1]

spełnia wymagania

klarowny, brak wody wydzielonej i stałych ciał obcych

Temperatura zapłonu [°C]

150

≥ 130

Liczba kwasowa [mg KOH/g]

0,01

≤ 0,25

Zawartość wody met. K. Fischera [ppm]

4,5

≤ 25

Współczynnik strat dielektrycznych w 50°C

0,0006

< 0,07

43,4 · 109

> 5 · 109

59,6

≥ 45

Wygląd

Rezystywność w 50°C [Ωm] Napięcie przebicia [kV]

Tabela 2. Wyniki badania próbki oleju pobranej z transformatora 63 MVA, 121/30 kV

(a)

(b)

Rys. 3. Ślady działa łuku elektrycznego (a) oraz uszkodzenie uzwojenia regulacyjnego (b) stwierdzone podczas rewizji wewnętrznej transformatora blokowego.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Stężenie gazu w ppm Gaz

pomierzone 2miesiące wcześniej

pomierzone

dopuszczalne [1]

Wodór H2

272,3

6,9

260

Metan CH4

98,3

139,6

250

Etan C2H6

73,3

27,5

160

Etylen C2H4

447,5

4,6

250

Acetylen C2H2

1219,4

brak

5,3

4,2

Propan C3H8 Propylen C3H6

69,5

2,4

Tlenek węgla CO

58,2

49,9

280

Dwutlenek węgla CO2

827,7

623,5

3500

Suma gazów palnych

2243,8

235,1

Tabela 3. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 63 MVA, 121/30 kV (przekroczenia wartości dopuszczalnych zaznaczono pogrubiona czcionką).

serwowano, od poprzedniego pomiaru, wykonanego miesiąc wcześniej, znaczący wzrost koncentracji acetylenu, wodoru i etylenu (tabela 4). Pomimo braku przesłanek do określenia typu defektu i licząc się z możliwością popełnienia błędu - pomierzone stężenia niższe od dopuszczalnych - przeprowadzono stosowne analizy metodą zalecaną w normie PN-IEC 60599 oraz dodatkowo metodami trójkąta Duvala (rysunek 4) i starszej edycji normy IEC. Uzyskane wyniki jednoznacznie wskazywały na wyładowania nisko- i/lub wysokoenergetyczne. Została podjęta decyzja o wykonaniu rewizji wewnętrznej transformatora, podczas której stwierdzono, udokumentowane na rysunku 5: yy zbliżenie odpływu fazy L2 do konstrukcji rdzenia, yy widoczne ślady przeskoku łuku pomiędzy odpływem a konstrukcją rdzenia Przypadek IV W trakcie eksploatacji transformatora sieciowego 25/10/25 MVA, 110/30/15 kV o układzie połączeń YNyn0d11, wy-

konano pomiary termowizyjne. Pozwoliło to na zaobserwowanie anomalii temperaturowej (rysunek 6) na odpływie w fazie L3 - przyrost temperatury w porównaniu do pozostałych faz wyniósł ok 36 °C. W efekcie przeprowadzonych badań kontrolnych stwierdzono podskok rezystancji uzwojeń na fazie L3. Właściciel transformatora pobrał niestety próbki oleju do badania tylko z kadzi głównej transformatora, co nie pomogło w tym wypadku w wykryciu i rozpoznaniu charakteru defektu. Pomiar fizykochemicznych parametrów oleju nie sugerował ich pogorszenia spowodowanego wzrostem temperatury. Podobnie wyniki pomiaru gazów rozpuszczonych w oleju (tabela 4) nie wykazały przekroczenie wartości typowych stężeń, co jest warunkiem koniecznym podjęcia podejrzenia o występowaniu defektu. W celu wyjaśnienia przyczyny zaobserwowanego defektu cieplnego podjęto decyzję o przeglądzie izolatora przepustowego fazy L3. Stwierdzono brak połączenia na odpływie uzwojenia (rysunek 7).

Wnioski

Na podstawie analizy zamieszczonych w artykule przypadków badań mających na celu określenie występujących w transformatorze defektów, można stwierdzić, że rzadko możliwe jest uzyskanie prawidłowej diagnozy na podstawie wyników tylko jednej metody badawczej. Zamieszczone przykłady awarii potwierdzają, że spośród wielu możliwych do zastosowania metod diagnostycznych jedną z najbardziej przydatnych jest analiza gazów rozpuszczonych w oleju. Przykłady te, pokazują jednak też, że i ona nie w każdym przypadku może potwierdzić i rozpoznać charakter defektu. Przypadek IV daje dodatkowo wskazówkę, że miejsce pobrania oleju do badania chromatograficznego powinno być skorelowane z sugestiami innych metod, wskazujących potencjalną lokalizację defektu. Należy w związku z tym przypomnieć, że metoda DGA może być przydatna w diagnozowaniu także podobciążeniowych przełączników zaczepów oraz przepustów transformatorowych. Praktycznie, niezależnie od zastosowa-

Stężenie gazu w ppm Gaz

pomierzone po wyłączeniu transf.

pomierzone miesiąc przed wyłączeniem transf.

dopuszczalne [1]

Wodór H2

51,4

4,2

260

Metan CH4

14,3

8,6

250

Etan C2H6

1,8

14,9

160

Etylen C2H4

27,5

8,3

250

Acetylen C2H2

60,9

7,4

Propan C3H8

1,0

1,6

Propylen C3H6

13,5

7,0

2,0

280

Dwutlenek węgla CO2

12,9

243,3

3500

Suma gazów palnych

180,4

54,0

Tlenek węgla CO

Tabela 4. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 10 MVA, 121/30 kV po wyłączeniu transformatora przez zabezpieczenie gazowo – przepływowe i miesiąc wcześniej.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 4. Trójkąt Duvala dla transformatora 10MVA

PD – Wyładowania niezupełne T1 – Przegrzanie o temperaturze niższej od 300°C T2 – Uszkodzenie cieplne o temperaturze 300°C ÷ 700°C T3 – Uszkodzenie cieplne o temperaturze wyższej niż 700°C D1 – Wyładowania o niskiej energii, iskrzenie D2 – Wyładowania o wysokiej energii, łuk DT – Uszkodzenie cieplne i elektryczne nej metody diagnostycznej, dokładne zlokalizowanie defektu wymaga wyłączenia transformatora z ruchu i przeprowadzenia rewizji wewnętrznej. W pewnym, ograniczonym zakresie typów defektów, wstępne wytypowanie obszaru ich występowania możliwe jest przy zastosowaniu pomiarów termowizyjnych oraz (tu pominiętej w rozważaniach) metody akustycznej detekcji wyładowań niezupełnych. Ryszard Kozak ZREW Transformatory S.A. Filip Stuchała Instytut Elektroenergetyki, Politechnika Łódzka n

Rys. 7. Wadliwe połączenie odpływu fazy L3

Rys. 5. Zbliżenie odpływu fazy L2 do konstrukcji rdzenia (a) oraz ślady przeskoku łuku pomiędzy odpływem a konstrukcją rdzenia (b) stwierdzone podczas rewizji wewnętrznej transformatora sieciowego.

Rys. 6. Anomalia temperaturowa na odpływie w fazie L3 Stężenie gazu w ppm Gaz pomierzone

dopuszczalne [1]

Wodór H2

0,3

350

Metan CH4

93,5

200

Etan C2H6

18,8

170

Etylen C2H4

69,0

260

Acetylen C2H2

0,0

Propan C3H8

20,2

Propylen C3H6

0,0

Tlenek węgla CO

43,5

260

Dwutlenek węgla CO2

667,4

4000

Suma gazów palnych

2741

Tab. 4. Stężenia gazów pomierzone w próbce oleju pochodzącej z transformatora 25/10/25 MVA, 110/30/15 kV.

Literatura

[1] Ramowa instrukcja eksploatacji transformatorów, Energopomiar – Elektryka, Gliwice, 2012. [2] PN-IEC 60599:2010 Urządzenia elektryczne impregnowane olejem mineralnym w eksploatacji - wytyczne interpretacji analizy gazów rozpuszczonych i wolnych. [3] T. Piotrowski, Metody wykrywania i rozpoznawania defektów w transformatorze na podstawie wyników analizy chromatograficznej gazów rozpuszczonych w oleju, Wyd. Politechniki Łódzkiej, Łódź 2013.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Techniczne wymagania w przypadku bezpośredniego podłączenia GIS 110 - 400 kV do transformatora mocy 1. Wstęp Dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatora mocy często używa się urządzeń trzech różnych producentów, tzn.: transformatora mocy; odpowiedniej konstrukcji przedziału GIS; elementów integrujących w/w urządzenia w postaci izolatorów przepustowych SF6 - olej, często preferowanych przez klienta. W rezultacie może zaistnieć sytuacja, w której producenci wspomnianych izolatorów przepustowych dostarczają protokoły z prób zwarciowych, potwierdzających badania wspomnianych izolatorów, w oderwaniu od konkretnej konstrukcji modułu GIS, czy konstrukcji transformatora mocy, co jest związane z praktyką ich stosowania w urządzeniach różnych producentów . To samo podejście może dotyczyć producentów GIS czy transformatorów mocy, którzy to z reguły nie przeprowadzają prób zwarciowych swoich urządzeń z izolatorami przepustowymi SF6 - olej różnych producentów. W rezultacie może się okazać, że przedział GIS z izolatorem przepustowym SF6 - olej, przeznaczony dla bezpośredniej integracji z transformatorem mocy, nie jest przez nikogo przebadany jak chodzi o oddziaływanie prądu zwarciowego na tak ważny komponent w stacji energetycznej. W niniejszym artykule przedstawiono wyniki prób laboratoryjnych, oraz ich sposób wykonania w przypadku GIS typu ELK-14/300 oraz GIS typu ELK-3/420 produkcji ABB, na podstawie których, potwierdzono bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic z izolatorami przepustowymi SF6 - olej różnych producentów. Innym ważnym zagadnieniem jest zasadność zastosowania ograniczników przepięć NN, bocznikujących element izolacyjny, oddzielający uziemioną obudowę GIS od uziemionej kadzi transformatora mocy.

2. Wyniki i sposób przeprowadzenia prób zwarciowych modułu typu HT3, przeznaczonego dla bezpośredniego przyłączenia GIS produkcji ABB do transformatorów mocy

Przykład zastosowania modułu GIS, w którym zastosowano izolator przepustowy SF6-olej przedstawiono na RYS. 1, z zaznaczeniem zakresu dostawy jak chodzi o elementy toru prądowego, wchodzące w zestaw wyposa-

żenia modułu GIS izolowanego gazem SF6, oraz w zestaw izolatora przepustowego. W celu przeprowadzenia próby zwarciowej potwierdzającej bezpieczeństwo eksploatacji tych rozdzielnic z izolatorami przepustowymi SF6

Rys. 1. Przykład zastosowania modułu dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatora mocy 400 kV /230 kV.

Rys. 2 . Przekrój modułu HT3 na napięcie 420 kV, stosowanego w GIS typu ELK-3/420 na napięcie 420 kV, poddanego próbom zwarciowym z pogorszonymi warunkami testu (powiększone oddziaływanie sił elektrodynamicznych), Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE - olej różnych producentów, w modułach typu HT3 pogorszono odporność toru prądowego na oddziaływanie sił elektrodynamicznych na elementy toru prądowego oraz na elementy izolacyjne wewnątrz modułu (patrz RYS. 2), w porównaniu z modułami GIS wyposażonymi w izolatory przepustowe SF6- olej. W normalnej eksploatacji tor prądowy w module GIS jest znacząco krótszy, gdyż jego koniec jest przykręcony do górnego przyłącza izolatora przepustowego, na wysokości określonej wymaganiami Normy IEC 62271211. W przypadku modułów HT3 poddanych próbom oddziaływania prądu zwarciowego (test obciążalności zwarciowej 3 sekundowej) celowo osłabiono sztywność konstrukcji toru prądowego, gdyż jednocześnie wydłużono jego długość mocując element przewodzący prąd na izolatorze barierowym (patrz RYS. 2), czyli zdecydowanie bardziej wiotkim elemencie w porównaniu z izolatorem przepustowym SF6 - olej. W rezultacie podczas próby obciążalności zwarciowej modułów HT3 w laboratorium (patrz RYS. 3), z parametra-mi : amplituda udaru prądowego 174,9 kAm (patrz RYS. 4); prąd ustalony o wartości skutecznej 64,2 kA; czas trwania zwarcia 3,09 s, spotęgowano siły elektrodynamiczne oddziaływujące na elementy przewodzące w torze prądowym, oraz na elementy izolacyjne podpierające tor prądowy, co skutkuje wzrostem naprężeń menicznych oraz amplitudy drgań w/w komponentów, w porównaniu z modułe HT3, z zamontowanym izolatorem przepustowym SF6 - olej w jego wnętrzu dowolnego producenta, czyli z rzeczywistymi warunkami pracy tego modułu GIS . Po wykonaniu prób zwarciowych modułów HT3 sprawdzono ich stan, włączając newralgiczne elementy w torze prądowym oraz w obudowie modułu (połączenia elastyczne patrz RYS. 5 oraz RYS. 6) i nie stwierdzono żadnych zmian, mogących wpłynąć na dalszą eksploatację tego urządzenia.

3. Cel stosowania ogranicznika NN styku uziemionej obudowy GIS oraz uziemionej kadzi transformator mocy W przypadku zwarcia w obwodzie z GIS, prąd zwarciowy płynie w torze prądowym wewnątrz modułów GIS oraz w uziemionej obudowie tego urządzenia. W związku z tym, że nie dopuszcza się przepływu prądu zwarciowego płynącego w obudowie GIS przez kadź transformatora mocy, wy-

Rys. 4 . Rejestracja prądu zwarciowego podczas próby obciążalności zwarciowej 3 sekundowej (udar prądu 174,9 kAm; prąd ustalony 64,2 kA r.m.s.; czas zwarcia 3,09 s), Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

Rys. 5 . Stan połączeń elastycznych wewnątrz modułu HT3 na napięcie 420 kV, po wykonaniu próby zwarciowej, parametry patrz RYS. 4., Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013. Rys. 3 . Moduły typu HT3 oraz HT14 dla bezpośredniego przyłączenia transformatora mocy do GIS typu : ELK3/420 oraz ELK-14/300 produkcji ABB, na stanowisku w laboratorium zwarciowym, Raport Próby Typu SATS No. 13A25, czerwiec 2013. 1 - moduł HT3 dla GIS 420 kV; 2 - element kompensacyjny w obudowie modułu HT3; 3 - połączenie elastyczne bocznikujące element kompensacyjny 2 ( przeznaczone dla przepływu prądu zwarciowego ); 4 - moduł HT14 dla GIS 220 kV.

Rys. 6 . Stan połączenia elastycznego, bocznikującego elastyczny element kom-pensacyjny w obudowie modułu HT3 na napięcie 420 kV, po wykonaniu próby zwarciowej, parametry patrz RYS. 4., Raport Próby Typu SATS No. 13-A25, czerwiec 2013.

magane jest odizolowanie obudowy GIS od kadzi transformatora patrz RYS. 7., i w takim wypadku należy zbocznikować separacyjny element izolacyjny ogranicznikiem przepięć NN w technologii ZnO, co jest związane z koniecznością ograniczenia napięcia, jakie może być zaindukowane na przerwie izolacyjnej przez falę elektromagnetyczną,

rozprzestrzeniającą się wewnątrz obudowy GIS z prędkością światła. Źródłem tej fali elektromagnetycznej są przepięcia VFTO (Very Fast Transient Overvoltages) z częstotliwością oscylacji f = 10 MHz i większej, patrz RYS. 8. Podczas rozruchu GIS wykonuję się setki operacji C-O odłącznikami, a podczas pojedynczego załączenia odłącz-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

RYS. 8 . Rejestracja przebiegu przepięcia VFTO (częstotliwość oscylacji f =10 MHz) generowanego po wyłączeniu pojedynczego zapłonu podczas zbliżania się styków, przy załączaniu odłącznika 420 kV w GIS typu ELK-3/420, Raport Próby Typu PEHLA No. 12047 Ba, październik 2012. Rys. 7. Ogranicznik NN bocznikujący przerwę izolacyjną między obudową modułu HT14 (GIS 220 kV typu ELK-14) i kadzią transformatora mocy.

Podsumowanie

Rys. 9 . Przykład rejestracji niskoenergetycznych zapłonów świetlących na przerwie izolacyjnej w obudowie GIS 420 kV, w przypadku braku ograniczników przepięć NN, bocznikujących tę przerwę izolacyjną (patrz RYS. 7).

nika w przestrzeni międzystykowej może wystąpić od kilkudziesięciu do kilkuset zapłonów wstępnych, z niewielkimi prądami wyładowczymi, po wyłączeniu których należy się liczyć z generacją przepięć VFTO takich, jakie przedstawiono na RYS. 8. Należy podkreślić, że przepięcia generowane na przerwie izolacyjnej między obudową GIS a kadzią transformatora, nie są groźne dla życia czy zdrowia człowieka ze względu na to, że sumaryczna energia (przypadek kilkuset zapłonów) jaka się może wydzielić w tym miejscu, jest na poziomie ułamka Joule’a (w Ekspertyzie Instytutu Energetyki No. DZE-3/02/E/2015, wielkość tej energii oszacowano na poziomie 0,135 J), a czas ich trwania to

ułamek sekundy. Ogranicznik przepięć stosuje się dla wyeliminowania niskoenergetycznych wyładowań świetlących na przerwie izolacyjnej, patrz RYS. 9, co jest istotne zwłaszcza w przypadkach zastowania transformatora mocy w miejscach, gdzie może pojawić się otoczenie z atmosferą wybuchową np. w rafineriach. Należy podkreślić, że amplitudy przepięć VFTO, zarejestrowane podczas prób typu GIS 420 kV typu ELK3/420 produkcji ABB, nie przekraczały wartości 1063 kVm, co potwierdzono w Raporcie z próby typu No. PEHLA 12047 Ba, i przy wytrzymałości izolacji na napięcie udarowe piorunowe 1425 kVm, nie stanowiły zagrożenia dla osłabienia izolacji tego urządzenia.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

Ze względu na bezpieczeństwo eksploatacji GIS, konieczne jest przeprowadzenie prób zwarciowych specjalnych modułów używanych dla bezpośredniego podłączenia GIS do transformatorów mocy, z zastosowaniem nietypowego wyposażenia ze względu na celowe pogorszenie warunków oddziaływania prądu zwarciowego na tor prądowy i elementy izolacyjne modułu, w rezultacie czego wyniki próby obciążalności zwarciowej są aktualne w przypadku zastosowania w module izolatrów przepustowych SF6 olej różnych producentów. Biorąc pod uwagę zjawisko rozprzestrzeniania się fali elektromagnetycznej wewnątrz obudowy GIS, generowanej przez przepięcia z bardzo wysoką częstotliwością oscylacji (dzisiątki MHz), towarzyszące gasnącym zapłonom wstępnym w przestrzeni międzystykowej podczas ząłączania odłącznika (tzw. przepięcia VFTO), należy stosować ograniczniki przepić NN, bocznikujące element izolacyjny, odzielający uziemioną odudowę GIS od uziemionej kadzi transformatora, co eliminuje niskoenergetyczne wyładowania swietlące na powierzchni w/w elementów izolacyjnych.

dr inż. Aleksander Gul ABB Sp. z o.o. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Mosty kablowe w urządzeniach elektroenergetycznych Wymiana mostu szynowego na kablowy w stacji WN/SN jako skuteczny środek poprawy niezawodności sieci Wstęp

Na terenach polskich początków elektryfikacji można szukać pod koniec XIX w. Powszechna elektryfikacja wsi i osiedli, polegała na „doprowadzeniu przewodów elektrycznych napięcia użytkowego do budynków mieszkalnych i gospodarczych oraz założenie w tych budynkach wewnętrznego urządzenia odbiorczego” [6]. Wówczas oczekiwania odbiorców koncentrowały się na dostępie do energii elektrycznej, a standardem, w zależności od szacunkowego przychodu gospodarstw, były: 2 lub 3 punkty świetlne i 1 gniazdo wtykowe w mieszkaniu oraz 1 punkt świetlny w zabudowaniach gospodarczych [3, 4, 10]. Dzisiaj dostęp do energii elektrycznej uważany jest za coś naturalnego, oczywistego, a wymagania odbiorców dotyczą przede wszystkim niezawodności zasilania. Nikt już nie wyobraża sobie życia bez pewnych dostaw energii elektrycznej. Praktycznie każda przerwa w zasilaniu powodować może występowanie znacznych szkód dla gospodarki, być przyczyną uszkodzeń maszyn i urządzeń, a także stanowić zagrożenie dla zdrowia i życia ludzi [2, 3, 4].

Niezawodność sieci elektroenergetycznej

Niezawodność sieci elektroenergetycznej to zdolność sieci przesyłowej lub rozdzielczej do dostawy lub odbioru mocy i energii elektrycznej w określonych warunkach, miejscu i czasie. Niezawodność zasilania odbiorców określa się wieloma wskaźnikami. Minister Gospodarki w Rozporządzeniu z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, [7] w § 41 ust. 2. nałożył na operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego obowiązek podawania do publicznej wiadomości na swojej stronie internetowej następujących wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej [7]:

yy wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej (ang. System Average Interruption Duration Index - SAIDI), stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców, yy wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich (ang. System Average Interruption Frequency Index - SAIFI), stanowiący liczbę wszystkich tych przerw w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców - wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych; yy wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (ang. Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI), stanowiący liczbę wszystkich przerw krótkich w ciągu roku, podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców. Niezawodność zasilania, determinująca satysfakcję odbiorcy energii elektrycznej, stała się podstawowym wyzwaniem wszystkich operatorów systemu dystrybucyjnego. Od niezawodności zasilania zależeć będzie od 2018 r. przychód taryfowy wszystkich spółek dystrybucyjnych (dane niezbędne do obiektywnej oceny czasu i liczby przerw w zasilaniu będą pozyskiwane w 2016 roku i oceniane w 2017 roku,

a zatem znajdą odzwierciedlenie w taryfach dopiero w 2018). Przedmiotową regulację jakościową Urząd Regulacji Energetyki wprowadził od początku 2016 r. [3, 4]. Na zwrot z kapitału przypisany do taryf operatorów systemu dystrybucyjnego na 2018 r. największy wpływ będzie miało wykonanie założonych na 2016 r. wskaźników SAIDI i SAIFI [5]. Operatorzy systemu dystrybucyjnego, mając na uwadze bezpośredni wpływ wskaźników jakościowych energii elektrycznej na ich taryfę oraz fakt, że na ww. wskaźniki w 80% mają wpływ przerwy występujące w sieci średniego napięcia (SN), zintensyfikowali swoje działanie w celu poprawy niezawodności elektroenergetycznych sieci SN, w szczególności skupili swoją uwagę na elementach mających największy wpływ na ww. wskaźniki. Spółki dystrybucyjne w ramach działań remontowo-inwestycyjnych rozpoczęły wymianę mostów średniego napięcia w stacjach WN/SN.

Mosty kablowe SN stacji WN/SN

Most SN stacji WN/SN jest to połączenie pomiędzy izolatorami przepustowymi uzwojenia dolnego napięcia transformatora WN/SN a rozdzielnicą SN. Schemat stacji WN/SN z mostami SN przedstawiono na rys. 1. W stacjach elektroenergetycznych rozdzielczych WN/SN, jakie eksploatują

Rys. 1. Schemat stacji WN/SN z mostami SN

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE spółki dystrybucyjne, występują zazwyczaj trzy rozwiązania techniczne mostów SN: yy napowietrzny most szynowy wykonany z przewodów typu AFL, zawieszony na pojedynczych lub podwójnych łańcuchach izolatorów odciągowych, widok napowietrznego mostu szynowego SN przedstawiono na rys. 2. yy most szynowo-kablowy, wykonany od strony transformatora WN/SN szynami, najczęściej aluminiowymi, na izolacji wsporczej, połączony z kablem SN, niekiedy za pośrednictwem odłącznika; widok mostu szynowo-kablowego SN przedstawiono na rys. 3, yy kablowy, wykonany w całości kablem(-ami) SN, izolowany w całości.

Rys. 2. Widok napowietrznego mostu szynowego SN (źródła: z lewej – Elektromontaż Poznań S.A., z prawej Gogół K.)

Największą awaryjnością charakteryzują się napowietrzne mosty szynowe, są bowiem narażone na ryzyko zerwania izolatora odciągowego, które jest niwelowane poprzez zastosowanie podwójnego łańcucha izolatorów odciągowych oraz ryzyko zwarcia wskutek obecności zwierząt. Dużo mniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty szynowo-kablowe, narażone w zasadzie tylko na zwarcia wskutek obecności zwierząt, a najmniejszą awaryjnością mosty kablowe izolowane w całości. Ryzyko wystąpienia zwarcia na skutek obecności zwierząt znacząco niwelowane jest poprzez izolowanie mostów prefabrykowanymi elementami izolacyjnymi. Widok mostu kablowego izolowanego elementami izolacyjnymi przedstawiono na rys. 5.

Rys. 3. Widok mostu szynowo-kablowego SN na izolacji wsporczej bez odłącznika (źródła: z lewej - Eltel Networks Toruń S.A., z prawej - Tauron Dystrybucja Sp. z o.o.)

Wymiana mostów szynowych na kablowe w stacji WN/SN

Rys. 5. Widok mostu szynowego (z lewej) i szynowo-kablowego przed zaizolowaniem (środek) i po zaizolowaniu (z prawej); źródło: Bezpol Sp. z o.o.

Najkorzystniejszym momentem pod względem organizacyjnym i ekonomicznym na wymianę napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe jest moment wymiany transformatora WN/SN. Dzięki temu koszty związane z wymianą mostów można ograniczyć do minimum (za sprawą wspólnych wyłączeń i bez konieczności remontu transformatora). Przed podjęciem decyzji o wymianie napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe należy sobie odpowiedzieć na pytanie jakie rozwiązanie techniczne wybrać. Wyróżnić można dwa, w zależności od rodzaju izolatorów przepustowych dolnego napięcia transformatorów WN/ SN, rozwiązania techniczne mostów kablowych: yy most kablowy wykonany kablem jednożyłowym (wiązką kabli) zakończo-

Rys. 4. Widok mostu kablowego SN z głowicami konektorowymi ze stożkiem zewnętrznym (z lewej, źródło: www.pfisterer.com) oraz z głowicami ze stożkiem wewnętrznym (źródło: środek - Euromold, z prawej – Gogół K.)

Rys. 6. Głowica kablowa konektorowa SN ze stożkiem zewnętrznym wraz z izolatorami przepustowymi (źródło: www.pfisterer.com)

Rys. 7. Głowica kablowa konektorowa kątowa SN ze stożkiem wewnętrznym wraz z ogranicznikiem przepięć i izolatorem przepustowym (źródło: Euromold)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 8. Most pomiarowy SN do wykonywania pomiarów eksploatacyjnych transformatora (źródło: Euromold)

Rys. 9. Przejście z izolatorów porcelanowych na izolatory ze stożkiem umożliwiające przyłączenie mostu kablowego SN zakończonego głowicami konektorowymi (źródło: Euromold)

nym od strony transformatora głowicą kablową konektorową SN ze stożkiem zewnętrznym (rozwiązanie droższe), yy most kablowy wykonany kablem jednożyłowym (wiązką kabli) zakończonym od strony transformatora głowicą kablową konektorową SN ze stożkiem wewnętrznym (rozwiązanie tańsze). Głowicę kablową konektorową SN ze stożkiem zewnętrznym wraz z izolatorami przepustowymi przedstawiono na rys. 6, natomiast głowicę kablową konektorową SN ze stożkiem wewnętrznym wraz z izolatorem przepustowym przedstawiono na rys. 7. Stosowanie izolatorów przepustowych przy wyprowadzeniu końców uzwojeń dolnego napięcia transformatora niesie za sobą konieczność stosowania mostów pomiarowych SN podczas wykonywania pomiarów eksploatacyjnych transformatora. Widok przykładowego mostu pomiarowego przedstawiono na rys. 8. Stosowanie rozwiązania połączenia izolatora ze stożkiem zewnętrznym w porównaniu do izolatorów ze stożkiem wewnętrznym ma wiele zalet, m.in.: do montażu stosowane są standardowe narzędzia do obróbki i montażu jak

powszechnie stosowane do obróbki kabli i montażu osprzętu kablowego, powszechna znajomość przez monterów konstrukcji izolatorów przepustowych ze stożkiem zewnętrznym i głowic konektorowych ze względu ich licznego występowania w sieciach rozdzielczych SN, dzięki czemu uniknąć można błędów montażowych, prostota rozbudowy połączenia i mostów kablowych na izolatorze przepustowym, nie są wymagane dodatkowe elementy połączenia. Niektórzy producenci głowic konektorowych ze stożkiem wewnętrznym posiadają dodatkowe zalety, np.: odporność na kwasy, zasady i promieniowanie UV, dzięki czemu nie jest konieczne stosowanie dodatkowych metalowych osłon, do demontażu i ponownego montażu głowicy nie jest wymagany żaden dodatkowy element wymienny. Niekiedy spotkać można jeszcze inne rozwiązania, np. przejście z izolatorów porcelanowych na izolatory ze stożkiem umożliwiające przyłączenie mostu kablowego SN zakończonego głowicami konektorowymi kątowymi (rys. 9). Odpowiedź na ww. pytanie pozwoli z dużym wyprzedzeniem zamówić

transformator WN/SN z odpowiednimi izolatorami przepustowymi uzwojeń dolnego napięcia. Każde z dwóch podstawowych rozwiązań technicznych umożliwia przyłączenie ogranicznika przepięć SN do izolatora przepustowego. W niektórych spółkach dystrybucyjnych, np. w ENERGA-OPERATOR S.A. od 2011 r. jako standard występuje transformator WN/SN z izolatorami przepustowymi dolnego napięcia umożliwiającymi przyłączenie mostu kablowego, który wówczas stał się również technicznym rozwiązaniem standardowym [11]. Wymiana mostu szynowego na kablowy bezsprzecznie przyczyni się do poprawy niezawodności sieci SN, ale niesie za sobą pewną niedogodność. W żyłach powrotnych kabli uziemionych obustronnie płynie prąd: wynikający z niesymetrii pojemności doziemnej poszczególnych faz mostu (znikomy udział), ale przede wszystkim z indukowania się siły elektromotorycznej na skutek przepływającego prądu w żyle roboczej (roboczego, ale również i zwarciowego). Wartość zmierzonego prądu przy obciążeniu znamionowym może wynosić nawet

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ponad 300 A (suma prądów w żyłach powrotnych mostu kablowego stacji 110/15 kV dla transformatora o mocy znamionowej 25 MVA wykonanego jako 2xXnRUHKXS o przekroju znamionowym 300/50 mm2). Pomiary zostały potwierdzone obliczeniami. Aby temu zapobiec najkorzystniej odłączyć żyłę powrotną z jednej ze stron, np. od strony rozdzielnicy SN, a jej odizolowany koniec zaizolować. Można go uziemić poprzez ogranicznik przepięć, ale nie jest to konieczne, ponieważ nie wystąpi ryzyko uszkodzenia powłoki kabla.

Podsumowanie

Największą awaryjnością charakteryzują się napowietrzne mosty szynowe. Dużo mniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty szynowo-kablowe, a najmniejszą awaryjnością charakteryzują się mosty kablowe izolowane w całości. Skuteczną metodą poprawy niezawodności sieci SN jest wymiana napowietrznych mostów szynowych na mosty kablowe w pełni izolowane. Najlepszym momentem pod względem organizacyjnym i ekonomicznym na wymianę napowietrznych mostów

szynowych na mosty kablowe jest moment wymiany transformatora WN/SN. Należy pamiętać aby żyły powrotne kabli mostu kablowego były tylko jednostronnie uziemione. Autor: Mirosław Schwann

Literatura

[1] Bargiel J., Goc W., Sowa P., Teichman B., Niezawodność zasilania odbiorców z sieci średniego napięcia, RYNEK ENERGII 2010, Nr 4. [2] Czarnobaj A., Mazierski M., Automatyzacja sieci i innowacyjne systemy dyspozytorskie a niezawodność dostaw energii elektrycznej, ENERGIA ELEKTRYCZNA 2014, Nr 11, Poznań. [3] Schwann M. Poprawa niezawodności sieci średniego napięcia poprzez instalację łączników z telesterowaniem. Materiały konferencyjne IX Konferencja Naukowo-Techniczna Innowacyjne Materiały i Technologie w Elektrotechnice „Innowacje szansą rozwoju gospodarki” i-MITEL 2016, Łagów, 20-22 kwietnia 2016 r. [4] Schwann M. Optymalne rozwiązania dla układów automatyzacji sieci SN.

Materiały konferencyjne Konferencji Naukowo-Technicznej „Łączniki w Eksploatacji”, Ustroń, 17-19 maja 2016 r. [5] Prezes URE: regulację jakościową czas zacząć. Maciej Bando, prezes Urzędu Regulacji Energetyki w rozmo wie z Ireneuszem Chojnackim. Portal wmp.pl, 07.10.2015 r. [6] Ustawa z dnia 28 czerwca 1950 r. o powszechnej elektryfikacji wsi i osiedli, Dz.U.1950.28.256. [7] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Dz.U.2007.93.623 z późn. zm. [8] https://pl.wikipedia.org/wiki/Joseph_Wilson_Swan [9] https://pl.wikipedia.org/wiki/Thomas_Alva_Edison [10] https://pl.wikipedia.org/wiki/Elektryfikacja [11] Specyfikacja techniczna „Transformatory WN/SN”. ENERGA-OPERATOR S.A. Wydania: 01, 02, 03, 04. (opracowania Schwann M.). [12] http://www.bezpol.com/ [13] http://www.pfisterer.com/ n [14] http://www.nexans.com/

Wszystkim naszym Klientom oraz Kontrahentom chcemy złożyć najserdeczniejsze życzenia: spokojnych i pełnych radości Świąt Bożego Narodzenia, a także wielu sukcesów w nadchodzącym roku.

www.bezpol.pl bezpol@bezpol.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rozdzielnica średnionapięciowa OPTIMA-24 w izolacji gazowej SF6 1. Wprowadzenie ELEKTROBUDOWA SA od kilkudziesięciu już lat specjalizuje się w produkcji rozdzielnic przeznaczonych dla pierwotnego rozdziału energii. Realizując tę strategię i uzupełniając swą ofertę w ostatnich latach firma wdrożyła do produkcji dwie rozdzielnice izolowane gazem SF6. OPTIMA 145 - rozdzielnica dla poziomu napięcia 110 kV była już kilkakrotnie omawiana na łamach URZĄDZEŃ DLA ENERGETYKI. Chciałbym teraz skoncentrować się na rozdzielnicy OPTIMA-24, która została skonstruowana w celu rozdziału energii do poziomu 24 kV. Reagując na zapotrzebowanie rynku wdrożyliśmy do produkcji tę rozdzielnicę jako przedziałową, z metalowymi przegrodami wewnętrznymi, w izolacji gazowej, z wyłącznikami próżniowymi o maksymalnych parametrach: 24 kV/50 kV/125 kV, 2500 A, 25 kA/3 s, AFLR 25 kA/1 s. Decyzję o opracowaniu tego rozwiązania przesuwano z roku na rok, ze względu na pojawiające się wątpliwości o stosowaniu jako medium izolacyjnego SF6 w rozdzielnicach średnionapięciowych. Po 2000 roku w konstruowaniu rozdzielnic tej klasy utrwaliła się tendencja do minimalizowania ilości stosowanego SF6. OPTIMĘ-24 zaprojektowano w tej konwencji. Jest rozdzielnicą z izolacją mieszaną: stałą i gazową. Tory prądowe średniego napięcia przedzia-

łu szynowego oraz przedziału przyłączowego posiadają izolację stałą. Konstruując rozdzielnicę wykorzystano również najnowsze doświadczenia firm eksploatujących i produkujących rozdzielnice tej klasy. Niemały wpływ miały też własne doświadczenia zdobyte podczas wielu badań wcześniej wdrażanej rozdzielnicy OPTIMA 145.

2. Budowa rozdzielnicy Zaletami rozdzielnic tej klasy są: relatywnie mała szerokość i mała głębokość – zwłaszcza dla poziomu 24kV. Zmniejszona szerokość skutkuje oczywiście m.in. koniecznością stosowania konektorowych przyłączy kablowych. Wymaga jednak mniejszej wielkości pomieszczenia rozdzielni w celu zainstalowania rozdzielnicy, w porównaniu z rozdzielnicą z izolacją powietrzną – szerokości pól tych rozdzielnic mają z reguły 750 mm lub 800 mm. Dla 17,5 kV wymiary najpopularniejszych pól rozdzielnic izolowanych SF6 są niemal identyczne jak występujące w dwuczłonowych rozdzielnicach z izolacją powietrzną. Rysunek 1 przedstawia widok 3D pola rozdzielnicy OPTIMA-24, a w tabeli 1 wyszczególniono najważniejsze parametry techniczne. Przygotowując założenia techniczno-ekonomiczne i opracowując konstrukcje rozdzielnicy przyjęto poniższe założenia:

Napięcie znamionowe

Napięcie wytrzymywane udarowe piorunowe Prąd znamionowy ciągły pola Prąd znamionowy ciągły systemu szyn zbiorczych Prąd znamionowy krótkotrwały wytrzymywany

Rys.1. Widok 3D pola rozdzielnicy OPTIMA-24 do 24 kV

Częstotliwość Napięcie wytrzymywane o częstotliwości sieciowej

yy Autentyczna bezobsługowość rozdzielnicy, m.in. 30 000 cykli przestawieniowych, wyłącznika, napędy silnikowe odłącznika i uziemnika yy Niezawodność w działaniu i minimum 30 letnia trwałość yy Łukoochronność wszystkich przedziałów yy System blokad wykluczających pomyłki łączeniowe yy Możliwość wymiany pola podczas eksploatacji

50 Hz - do ziemi i międzyfazowo

do 50 kV

- między otwartymi stykami

do 60 kV

- do ziemi i międzyfazowo

do 125 kV

- między otwartymi stykami

do 145 kV 630 A; 1250 A; 2000 A; 2500 A 2500 A 25 kA/3s

Prąd znamionowy szczytowy wytrzymywany

63 kA

Odporność na działanie łuku wewnętrznego

25 kA/1s

Klasyfikacja IAC Stopień ochrony obudowy zewnętrznej/zbiornika Kategoria utraty ciągłości pracy LSC

AFLR IP 4X/ IP 67 LSC2B

Tabela 1 Parametry techniczne rozdzielnicy OPTIMA-24

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy Możliwość łatwej rozbudowy o kolejne pola yy System kontroli parametrów pracy rozdzielnicy yy Produkcja i eksploatacja przyjazna dla środowiska Przedział szynowy jest wyposażony w miedziane szyny z izolacją stałą. Zależnie od wartości prądu znamionowego instalowane są dwa okrągłe, miedziane izolowane komplety szyn (dla 2500 A) lub tylko jeden komplet (dla 1250 A). W OPTIMIE-24 wykorzystujemy izolowane szyny firmy NKT, podobnie jak inni czołowi producenci. Izolacja zapewnia ochronę przed dotykiem, kondensacją pary wodnej, zanieczyszczeniami. Jej zewnętrzna powierzchnia jest uziemiona. Szyny zbiorcze są połączone z oszynowaniem przedziału aparaturowego przy pomocy izolatorów przepustowo-sworzniowych. Szyny są wykonane w postaci modułowej – dla każdego pola instaluje się niezależny od innych pól komplet szyn. Przedział szynowy jest od góry osłonięty blachą stalową, która pełni również role pewnego rodzaju tłumika skutków zwarcia łukowego w tym przedziale zachowując przy tym poziom szczelności na poziomie IP 4X. Do szyn przedziału szynowego mogą być przyłączane przekładniki prądowe, przekładniki napięciowe, ograniczniki przepięć. Przedział aparaturowy (gazowy) znajduje się w centralnym miejscu konstrukcji rozdzielnicy, zawiera aparaturę łączeniową obwodu pierwotnego. Obudowa tego przedziału wykonana jest z blach nierdzewnych o grubości 3 mm i jest odpowiednio wzmocniona od wewnętrznej i zewnętrznej strony dając stabilną i wytrzymałą konstrukcję. Blachy konstrukcji przedziału łączone są przy pomocy spawania, co daje szczelność konstrukcji na poziomie minimum IP 67. W tylnej części przedziału jest instalowana tzw. membrana bezpieczeństwa, która jest przyspawana przy zastosowaniu techniki laserowej. Standardowo w polach odpływowych przedział zawiera: bieguny epoksydowe z komorami próżniowymi, łącznik trójpozycyjny – odłączniko-uziemnik, odpowiednio wyprofilowane szyny miedziane, łącznik dwupozycyjny przekładników napięciowych, izolatory przepustowo-sworzniowe łączące ten przedział z przedziałem szynowym i przedziałem przyłączowym. Wyłącznik próżniowy – zainstalowany w konfiguracji wynikającej z budowy rozdzielnicy – przeszedł wiele prób: na-

Fot. 1 Widok wnętrza przedziału przyłączowego z głowicami kolektorowymi typu T

Fot. 2 Wyłącznik podczas badań zwarciowych w KEMIE w Holandii

Fot. 3 Wyłącznik podczas badań poziomu wyładowań niezupełnych w Instytucie Energetyki

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pięciowych, nagrzewania, mechanicznych, wyładowań niezupełnych, jednoczesności działania komór… Przede wszystkim na uwagę zasługują badania zdolności łączeniowej – razem kilkaset załączeń i wyłączeń prądów zwarciowych o różnej wartości i różnych sekwencjach łączeniowych. Wyłącznik został przebadany dla standardowego O-0,3s-180s-CO i „szybkiego” szeregu łączeniowego O-0,3s-CO-15s-CO. Przedział napędów jest umieszczony w przedniej części rozdzielnicy. W przedziale są zabudowane napędy: yy zasobnikowo sprężynowy wyłącznika próżniowego typu GMX-S lub VEP yy napędy ręczne odłącznika i uziemnika yy napędy silnikowe odłącznika i uziemnika yy blokady mechaniczne i elektromagnetyczne, manometr.

Fot. 4 Membrana bezpieczeństwa z dyszą kierującą

Przedział przyłączowy jest praktycznie przedziałem izolowanym za pomocą izolacji stałej. Przedział wyposażony jest w przyłącza kablowe zakończone głowicami konektorowymi w izolacji silikonowej, przekładniki prądowe, przekładniki napięciowe, napęd dwupozycyjny łącznika przekładników napięciowych, przekładnik Ferrantiego z rdzeniem dzielonym lub niedzielonym. Duże znaczenie dla bezpieczeństwa osoby stojącej przed rozdzielnicą mają solidne drzwi przedziału przyłączowego. Skutki ewentualnego zwarcia łukowego powstałego w tym przedziale kierowane są do tylnej przystawki (kanału wydmuchowego).

3. Badania rozdzielnicy Na szczególną uwagę zasługuje rozbudowany proces badań rozdzielnicy: badań konstrukcyjnych modeli i prototypów, kompletny zakres badań typu i certyfikacji. Laboratorium konińskiego zakładu produkcyjnego ELEKTROBUDOWY SA potrafi wykonywać próby napięciowe 50Hz do 510 kV, próby napięciowe udarowe do 800 kV, próby nagrzewania prądem znamionowym ciągłym do 8000 A, próby poziomu wyładowań niezupełnych. Ze względu na minimum 30-letni okres pracy rozdzielnicy i brak dostępu do przedziału aparaturowego należało szczególną wagę przyłożyć do dopracowania się niezawodnych aparatów i ich podzespołów. Dlatego przeprowadziliśmy wielokrotne próby konstrukcyjne mechaniczne i elektryczne ww. części rozdzielnicy.

Fot. 5 Rozdzielnica na stanowisku badania łukoochronności

Próby typu - zgodne z normą PN-EN 62271-200 - były wykonywane w Instytucie Elektrotechniki, w Instytucie Energetyki, w KEMIE. Wykonano w sumie kilkanaście prób typu: podstawowych i uzupełniających, ponieważ podczas wdrożenia kilkakrotnie podnoszono w górę parametry rozdzielnicy i wprowadzano nowe typy zainstalowanych wyłączników. Próby zwarciowe łączeniowe były wykonywane w laboratorium badawczym KEMY. W Instytucie Elektrotechniki wykonano większość prób, w tym kilkutygodniowe próby wytrzymałości mechanicznej wyłącznika. Osiągnięto wysoką – rzadko spotykaną w rozdzielnicach tej klasy – liczbę 30 000

przestawień. Próby wyłącznika konstrukcji ELEKTROBUDOWY wykonane zostały zgodnie z normą PN-EN 62271-100. Wszystkie próby typu wyłącznika i rozdzielnicy były wykonane w niezależnych laboratoriach badawczych. Niektórym wielkim firmom zdarza się je wykonywać w swoich laboratoriach i autoryzować przez naprawdę niezależne laboratoria.

4. Łukoochronność optimy-24 Konstruując rozdzielnicę OPTIMA-24 konstruktorz y ELEK TROBUDOW Y wielką wagę przywiązywali do stworzenia autentycznie łukoochronnej obudowy rozdzielnicy. Rozdzielnica

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Fot. 6 Rozdzielnica OPTIMA-24 na stacji Śmiłowo (ENEA)

posiada najwyższą klasę łukoochronności AFLR 25 kA w ciągu 1 sekundy, czyli wewnętrzne zwarcie łukowe trwające sekundę nie skutkuje niebezpiecznymi dla zdrowia efektami ze wszystkich stron rozdzielnicy: z przodu, z boków, z tyłu – w strefie dalszej od 30 cm. Próby łukoochronności wykonano dla wszystkich trzech średnionapięciowych przedziałów konstrukcyjnych rozdzielnicy. Niektóre rozdzielnice nie mają wykonanych badań łukoochronności dla izolowanego przedziału szynowego, pomimo stwierdzonych szereg razy przypadków zwarć łukowych na – nawet izolowanych – szynach zbiorczych. W OPTIMIE-24 przedział szynowy jest dodatkowo chroniony osłonami metalowymi, które zabezpieczają obsługę przed skutkami łuku elektrycznego. 1-sekundowy czas trwania zwarcia przy dużym prądzie zwarciowym skutkuje powstaniem bardzo wysokiego ciśnienia wewnątrz rozdzielnicy. Aby nie doprowadzić do rozerwania się przedziałów rozdzielnicy - zwłaszcza przedziału aparaturowego – należy doprowadzić do kontrolowanej dekompresji przedziału, w którym wystąpiło wewnętrzne zwarcie łukowe. Fot. 4 przedstawia membranę bezpieczeństwa z dyszą kierującą, która nadaje kierunek strumienia gorących gazów wydostających się z wnętrza prze-

działu aparaturowego przez rozerwaną membranę. Membrany są wykonywane przez bardzo nielicznych wyspecjalizowanych producentów, którzy metodą wielokrotnych badań są w stanie określić wartość ciśnienia przy którym nastąpi rozerwanie się mebrany. Ww. gorące gazy są kierowane do wnętrza kanału wydmuchowego umieszczonego na tylnej ścianie pola rozdzielnicy. Testowe zwarcia łukowe w przedziałach, w których tory prądowe posiadają izolację stałą, są wykonywane zgodnie z procedurą wyszczególnioną w punkcie AA.5 Annexu AA do normy PN-EN 62271-200.

5. Przyszłość Elektrobudowa SA - jako krajowy lider w zakresie produkcji rozdzielnic elektroenergetycznych SN – jest zdecydowana rozwijać również produkcję rozdzielnic w izolacji gazowej, Chcemy aby one nie tylko dorównywały, ale pod wieloma względami przewyższały rozwiązania firm konkurencyjnych. ELEKTROBUDOWA SA otrzymała dofinansowanie z Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój nr POIR.04.01.04-00-0073/15, które umożliwiło dalszy rozwój rozdzielnic serii OPTIMA-24 („Zwiększenie poziomu niezawodności i bezpieczeństwa rozdzielnicy izolowanej gazem SF6 (g3)

o podwyższonych parametrach znamionowych poprzez wprowadzenie systemu nadzoru pracy oraz nowatorskiego rozwiązania minimalizującego skutki zwarcia łukowego”). Projekt jest współfinansowany z Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego. W ramach obecnie realizowanych prac zamierzamy: yy Skonstruować i przebadać wersję rozdzielnicy o wytrzymałości zwarciowej 31,5 kA/3sekundy. yy Podnieść poziom łukoochronności do 31,5 kA yy Wdrożyć wyłącznik własnej konstrukcji o prądzie znamionowym ciągłym 2500 A i 31,5 kA/3 s yy Przebadać wariant rozdzielnicy izolowanej mieszaniną tzw. „zielonych” gazów yy Wprowadzić systemu kontroli parametrów pracy głównych komponentów i wyłączników oraz gazowych przedziałów aparaturowych. yy Łącznie z już stosowanymi nowoczesnymi układami zabezpieczeń, pomiarów, automatyki sieciowej oraz monitorowania, zastosowanie OPTIMY-24 pozwoli na sprawniejsze zarządzanie systemem dystrybucyjnym. Opracował: Stanisław Wapniarski n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Inteligentna rozdzielnica SM6 z funkcją monitoringu temperatury, wyłącznika oraz środowiska Schneider Electric od ponad 40 lat rozwija swoje rozwiązania dotyczące zabezpieczeń, monitoringu i sterowania szczególnie dedykowane sieciom SN.

rzy wykorzystaniu wieloletnich doświadczeń zaprojektowano inteligentną rozdzielnicę SM6, łączącą niezawodną konstrukcję rozdzielnicy SN z nowatorskimi rozwiązaniami poprawiającymi ciągłość pracy i bezpieczeństwo obsługi.

Ciągły monitoring temperatury

Kompleksowe rozwiązanie

SM6 to rozdzielnica średniego napięcia o budowie modułowej przeznaczona do wtórnego rozdziału energii elektrycznej. To znane i cenione od ponad 25 lat urządzenie zwyczajowo wyposażane jest w inteligentne komponenty produkcji Schneider Electric zapewniające ochronę rozdzielnicy i podłączonych do niej urządzeń tj: yy Wielofunkcyjne przekaźniki zabezpieczeniowe typu Sepam, Micom oraz autonomiczne przekaźniki nowej generacji VIP4X yy Analizatory parametrów sieci PowerMeter, yy Wskaźniki przepływu prądu zwarciowego typu Flair Dzisiaj, aby dodatkowo poprawić bezpieczeństwo, niezawodność oraz wygodę użytkowania, rozdzielnica SM6 zostaje wzbogacona o dodatkowe funkcjonalności.

Połączenia obwodów prądowych w urządzeniach SN są jednymi z najbardziej newralgicznych miejsc w stacji SN, szczególnie jeśli zostały wykonane na obiekcie, dotyczy to zwłaszcza: yy Przyłączy kabli SN, yy Połączeń śrubowych szyn. Luźne lub uszkodzone połączenia skutkują zwiększeniem rezystancji przejścia, która prowadzi do niekontrolowanej reakcji termicznej, aż do całkowitego uszkodzenia połączenia. Konserwacja prewencyjna tych połączeń może być skomplikowana, zwłaszcza w ciężkich warunkach pracy, także z powodu ograniczonej dostępności i widoczności styków. Ciągły monitoring temperatury jest najbardziej odpowiednim sposobem do wczesnego wykrycia wadliwego połączenia. Aby skutecznie zaradzić problemowi a zarazem wyeliminować koniczność regularnych przeglądów na obiekcie proponujemy wyposażenie rozdzielnicy w bezprzewodowe czujniki temperatury, które w sposób ciągły monitorują newralgiczne punkty obwodu oraz alarmują o zagrożeniu awarii na bar-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

dzo wczesnym etapie. Czujniki Easergy TH110 są w pełni autonomiczne (tj. zasilane prądem roboczym), zaś zainstalowane w bezpośrednim kontakcie z monitorowanym obiektem, zapewniają bardzo dokładny pomiar temperatury. Wynik pomiaru jest na bieżąco przesyłany do jednostki centralnej (SMD) drogą radiową przy wykorzystaniu protokołu komunikacyjnego Zigbee Green Power. W przypadku przekroczenia wartości zadanej, generowany jest alarm, który jest niezwłocznie wysyłany (24godziny/7dni) do wskazanych osób (zespołu utrzymania / serwisu) według ustalonej metody: lokalnie / zdalnie, HMI/ Scada / sms / e-mail / aplikacja mobilna. To rozwiązanie skutecznie zmniejsza prawdopodobieństwo awarii oraz częstotliwość i czas konserwacji urządzenia.

Monitoring środowiska

Trudne warunki otoczenia wywołane kondensacją pary wodnej czy wahaniami lub ekstremalnymi wartościami temperatury są powodem bardzo niebezpiecznych następstw tj: yy Rdza na częściach metalowych prowadząca do uszkodzeń i blokowania mechanizmów, yy Uszkodzenia elektroniki, yy Zabrudzenie izolacji, którego konsekwencją mogą być wyładowania niezupełne, pogorszenie własności dielektrycznych oraz przeskok łuku, yy Przyśpieszenie starzenia / zużycia rozdzielnicy. W celu ograniczenia niepożądanych konsekwencji ciężkich warunków środowiskowych, opracowano bezprzewodowe czujniki mierzące poziom wilgotności i temperatury w polu rozdzielnicy, kanale kablowym lub dowolnym miejscu pomieszczenia stacji. Czujniki Easergy CL110, podobnie

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE jak czujniki temperatury przesyłają zmierzone wartości w sposób ciągły do jednostki centralnej (SMD), również wykorzystując fale radiowe oraz protokół komunikacyjny Zigbee Green Power. Jednostka centralna odbiera dane wejściowe i oblicza 4 stopnie warunków serwisowych w oparciu o normę IEC 62271-304, zaś po przekroczeniu wartości progowych wysyła alarmy tj. wysoka lub niska temperatura, za duża wilgotność.

Zużycie wyłącznika

Jak powszechnie wiadomo, kluczowym aparatem w nowoczesnej i bezpiecznej rozdzielnicy SN jest wyłącznik. Obniżone parametry wyłącznika tj: nadmierne zużycie styków lub mechanizmu, zbyt wolne otwieranie/zamykanie styków, powolne zbrojenie napędu (lub jego brak) może doprowadzić do poważnych awarii w całej instalacji. Dlatego też, bardzo ważne staje się monitorowanie kluczowych parametrów wyłącznika (liczby łączeń, czasów otwarcia, zamknięcia i zbrojenia oraz skumulowanego prądu zwarciowego) w celu określenia jego aktualnego zużycia. Dotychczas, w celu zdiagnozowania wyłącznika niezbędna była wizyta na obiekcie i wykonanie przeglądu rozdzielnicy oraz przetestowanie aparatu oprogramowaniem serwisowym. Tymczasem firma Schneider Electric proponuje uproszczenie tej procedury poprzez zdalne monitorowanie stanu wyłącznika przy użyciu informacji zgromadzonych w przekaźnikach zabezpieczeniowych (Sepam, Micom). Dane te są odczytywane przez jednostkę centralną (SMD), która porównuje je z zadanymi charakterystykami właściwymi dla wyłącznika. Każde odstępstwo od normy jest wysyłane w postaci alarmu do osoby zainteresowanej (wiadomość sms, aplikacja na urządzeniu mobilnym) lub systemu nadzoru. Pozwala to na szybką reakcję i podjęcie właściwych kroków (przegląd, naprawa lub wymiana wyłącznika).

Łączność 24/7

Bezprzewodowe czujniki temperatury, wilgotności oraz przekaźnik zabezpieczeniowy są podłączone do Urządzenia Monitorującego Stację czyli jednostki centralnej SMD (ang. Substation Monitoring Device), które zbiera dane w celu lokalnej sygnalizacji, analizy oraz prezentacji na wyświetlaczu terminala operatorskiego. Specyficzne algorytmy monitorujące pozwalają na wykrywanie odstępstw od wartości dopuszczalnych opartych

o konkretne parametry instalacji, także w odniesieniu do zmiennych obciążeń lub nieprawidłowych stanów wynikających z porównania faz. Zdalne monitorowanie i alarmowanie zapewnia całkowity spokój operatora, dzięki połączeniu z systemem SCADA lub cyfrowym usługom tj. dostęp do aplikacji w chmurze oraz alarmowanie przez SMS lub aplikację mobilną Facility Expert. Wszystkie alarmy są wysyłane w czasie rzeczywistym 24/7. Dodatkową funkcjonalnością jest możliwość uruchomienia zdalnego terminala operatorskiego na urządzeniu mobilnym (działa w odległości do 10m od rozdzielnicy). Instalując aplikację - Schneider Electric Vijeo Design Air jesteśmy w stanie nie tylko monitorować parametry rozdzielnicy na swoim telefonie czy tablecie ale wykonywać operacje łączeniowe (zamknij/ otwórz).

Wykrywanie łuku

Zabezpieczenie VAMP od zwarć łukowych wykrywa błysk łuku w jednym z przedziałów rozdzielnicy i wyzwala wyłącznik w polu zasilającym. Dzięki

SCADA

Zdalny terminal operatorski HMI

Zabezpieczenie Sepam

bardzo krótkiemu czasowi reakcji (ok 9 ms), zabezpieczenie od zwarć łukowych zapewnia maksymalne bezpieczeństwo obsługi oraz minimalizuje zniszczenia urządzenia spowodowane zwarciem łukowym. W celu bardziej skutecznej detekcji zwarcia łukowego istnieje możliwość aktywacji kryterium prądowego, chroniącego przed przypadkowym wyzwoleniem (spowodowanym np. błyskiem lampy aparatu fotograficznego). Warto dodać, że obudowa rozdzielnicy standardowo jest odporna na skutki wewnętrznego łuku elektrycznego, w zależności od wybranej klasyfikacji łukoochronności: A-FL i A-FLR:

Bramka Com’X

PLC + Lokalny terminal operatorski HMI

CL110

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE yy Ochrona przed skutkami łuku elektrycznego z trzech stron IAC: A-FL, 12.5 kA 1 s, 16 kA 1 s oraz 20 kA 1s. yy Ochrona przed skutkami łuku elektrycznego z czterech stron IAC: A-FLR, 12.5 kA 1s, 16 kA 1 s oraz 20 kA 1 s.

Nowoczesne rozwiązania instalowane w inteligentnej rozdzielnicy SM6

Rozdzienica SM6 może być wyposażona w zestaw w pełni zintegrowanych czujników i przetworników pomiarowych do pomiaru prądu, napięcia, mocy, temperatury, wilgotności a także wykrywania błysku czy dymu oraz współpracujących z nimi inteligentnych urządzeń elektronicz-

nych: sterowników, przekaźników zabezpieczeniowych, wskaźników zwarć itp.

Zalety inteligentnej SM6

Podsumowując, warto jeszcze raz przypomnieć korzyści dla użytkownika płynące z zastosowanie rozdzielnicy SM6 w nowej odsłonie: yy Skuteczne zarządzanie urządzeniem. Zwiększona niezawodność dzięki zapobieganiu awariom pomaga zredukować wyłączenia oraz dostosować przeglądy do rzeczywistych warunków na obiekcie. yy Łączność 24/7. Odczyt danych w czasie rzeczywistym umożliwia podejmowanie lepszych decyzji yy Zwiększone bezpieczeństwo. Spraw-

Monitoring środowiska (CL110) Czujniki monitorujące 24/7 kondensację pary wodnej, dzięki czemu pozwalają unikać szybkiego starzenia się urządzeń.

Kody QR umożliwiające dostęp z poziomu aplikacji mobilnych Szybki i prosty dostęp do danych urządzenia i jego dokumentacji Urządzenie monitorujące stację (jednostka centralna- SMD) Zbiera dane z inteligentnych czujników oraz wyświetla istotne informacje na lokalnym terminalu operatorskim lub zdalnie przesyła dane do systemu nadzoru

Ciągły monitoring temperatury Czujniki monitorujące 24/7 temperaturę elementów aktywnych (np. przyłączy kablowych), umożlwiające podejmowanie działań prewencyjnych.

Zużycie wyłącznika Monitoring stopnia zużycia wyłącznika w celu konserwacji prewencyjnej

Wykrywanie łuku (przekaźnik VAMP) Pozwala na szybkie wykrycie i wyłączenie zwarć łukowych, czyniąc rozdzielnicę bardziej bezpieczną oraz ograniczając przestoje i zniszczenia urządzeń. Moduł sterowania elektrycznego Umożliwia lokalny i zdalny monitoring i sterowanie (po komunikacji Modbus) rozłącznikiem / rozłącznikiem z bezpiecznikiem w celu poprawy bezpieczeństwa i wydajności rozdzielnicy SM6. Panel sterowania lokalnego Panel operatorski wyposażony w przyciski zamknij, otwórz, przełącznik sterowanie zdalne/lokalne oraz synoptykę. Wskaźnik zwarć (Flair 23DM) Wskaźnik przepływu prądu zwarciowego i przekaźnik detekcji napięcia do lokalnego i zdalnego monitoringu w celu redukcji przerw w zasilaniu i poprawy niezawodności.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

dzona konstrukcja i doświadczenie w połączeniu z wczesnym wykrywaniem łuku, aby maksymalnie zwiększyć bezpieczeństwo ludzi i mienia. W związku z powyższym, rozdzielnice SM6 są świetnie dostosowane do zasilania małych i średnich budynków jak również instalacji w średniej wielkości obiektach przemysłowych (przemysł samochodowy, spożywczy, itp.). Dzięki wysokiej niezawodności i łatwości adaptacji do lokalnych wymagań, inteligenta rozdzielnica SM6 może również być stosowana w Energetyce Zawodowej. Niskie nakłady na utrzymanie, prostota oraz łatwość komunikacji sprawa, że rozdzielnica jest świetnie przystosowana do zarządzania inteligentną siecią energetyczną. n

8 3

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rozdzielnice MILE produkcji ELTAR ENERGY: bezpieczeństwo, innowacyjność, niezawodność Prefabrykowane rozdzielnice rozdziału pierwotnego średniego napięcia (SN) są najczęściej budowane jako typowe pola o różnym przeznaczeniu i wyposażeniu (liniowe, transformatorowe, zasilania, sprzęgłowe, pomiarowe). Umożliwia to zaoferowanie rozdzielnicy spełniającej zróżnicowane wymagania użytkownika w zakresie parametrów technicznych i eksploatacyjnych oraz funkcjonalności.

ola rozdzielnicy, w celu zapewnienia bezpieczeństwa obsługi i usprawnienia zabiegów konserwacyjno-naprawczych, a także ograniczenia skutków awarii, są podzielone obudową metalową na przedziały. Przedziały te są tak zaprojektowane, aby wytrzymywały nagłe przyrosty temperatury i ciśnienia, spowodowane ewentualnym wystąpieniem łuku wewnętrznego. Poprawę bezpieczeństwa oraz ograniczenie skutków awarii uzyskuje się poprzez dodatkowe zabezpieczenia - systemy wykrywania łuku elektrycznego. Obecnie produkowane rozdzielnice mają coraz mniejsze wymiary gabarytowe, przez co na szczególną uwagę zasługują rozdzielnice rozdziału pierwotnego SN zapewniające najwyższe standardy bezpieczeństwa, niezawodności, trwałości. Nie bez znaczenia są innowacyjne rozwiązania zastosowane przy projektowaniu i konstruowaniu rozdzielnicy. Jednym z producentów oferujących rozdzielnice, spełniające ostre wymagania użytkowników, jest ELTAR ENERGY Sp. z o.o. Flagowym wyrobem w ofercie firmy jest MILE rozdzielnica rozdziału pierwotnego SN.

Budowa rozdzielnicy i zastosowania Rozdzielnice rozdziału pierwotnego SN typu MILE przeznaczone są do zastosowania w sieciach dystrybucyjnych prądu przemiennego o napięciach maksymalnych: 12 kV, 17,5 kV i 24 kV i o częstotliwości 50/60 Hz. Są to wnętrzowe, modułowe rozdzielnice o izolacji powietrznej, o pojedynczym układzie szyn zbiorczych, wyposażone w wyłączniki próżniowe o innowacyj-

Rys. 1. Widok rozdzielnicy rozdziału pierwotnego SN typu MILE produkcji ELTAR ENERGY (źródło: ELTAR ENERGY)

nym napędzie elektromagnetycznym. MILE to dwuczłonowa, czteroprzedziałowa rozdzielnica rozdziału pierwotnego SN, która charakteryzuje się: yy konstrukcją spełniającą wymagania norm: PN-EN 62272-1:2009E+A1:2011E Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza - Część 1: Postanowienia wspólne i PN-EN 62271-200:2012E Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza – Część 200: Rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe powyżej 1 kV do 52 kV włącznie, co potwierdzają protokoły badania typu i certyfikaty zgodności wydane przez: CESI, KEMA i Instytut Elektrotechniki; yy zwartą zabudową, chroniąca przed skutkami elektrycznego łuku wewnętrznego, wyjątkowa konstruk-

cja od strony mechanicznej, powodująca dużą sztywność pola i w efekcie precyzyjną współpracę elementów rozdzielnicy, zapewniającą długoletnią eksploatację; yy budową dwuczłonową, czteroprzedziałową, o klasie przegród PM, o kategorii utraty ciągłości zasilania LSC2B, w której przedział kablowy jest również przeznaczony do zasilania wtedy, kiedy którykolwiek z pozostałych dostępnych przedziałów odpowiednich pól jest otwarty; yy metalowymi przegrodami (metal clads), osłaniającymi styki stałe; yy odpornością wszystkich przedziałów średniego napięcia rozdzielnicy na skutki działania łuku wewnętrznego dla prądu o wartości 31,5 kA, w czasie trwania zwarcia co najmniej 1 s, o dostępie AFLR;

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 2. Kombinezon ochronny. Źródło: Tavrida-Electric.

Rys. 3. Zwarcia łukowe w rozdzielnicy SN. Źródło: Tavrida-Electric.

yy możliwością dobudowy i rozbudowy standardowo oferowanych modeli np. nad polem zasilającym lub sprzęgłowym, pola pomiaru napięcia z przekładnikami napięciowymi lub uziemnika szyn, co przy niezmienionej funkcjonalności rozdzielnicy daje oszczędność miejsca; yy wyposażeniem we wskaźnik obecności napięcia lub przekaźnik blokady łączeniowej przy manewrowaniu uziemnikiem; yy wyposażeniem w zabezpieczenia od skutków otwartego łuku elektrycznego, działających w postaci szybkiej identyfikacji zjawiska i dekompresji ciśnienia z wyrzutem gazów poza strefę obsługi; yy systemem blokad mechanicznych i elektrycznych, wykluczających pomyłki łączeniowe. MILE to rozdzielnica spełniająca zróżnicowane wymagania użytkownika w zakresie parametrów technicznych i eksploatacyjnych oraz funkcjonalności.

Po pierwsze, bezpieczeństwo, po drugie, innowacyjność

Rys. 4. Wyłącznik o napędzie elektromagnetycznym. Źródło: ELTAR ENERGY.

Rys. 5. Pojedynczy cykl wyłączający dzięki zastosowaniu elektromagnetycznym wyłącznika z napędem elektromagnetycznym. Źródło: ELTAR ENERGY

ELTAR ENERGY projektując rozdzielnicę MILE przyjął bezpieczeństwo jako najważniejsze kryterium. Wynikało to z dużego doświadczenia projektantów, bardzo dużego doświadczenia eksploatacyjnego oraz z wiedzy pozyskanej od poddostawców aparatów i urządzeń. Badania pokazują, że nawet 80% wypadków elektryków nie jest spowodowanych bezpośrednim przepływem prądu przez ciało człowieka, lecz powstaje wskutek oparzeń wywołanych intensywnym wypromieniowaniem energii cieplnej w chwili eksplozji wywołanej zwarciem łukowym. Zapobieganie eksplozjom wywołanym zwarciami łukowymi i ochrona pracowników narażonych na oddziaływanie niekorzystnych czynników występujących w takich wypadkach pozostaje niezmiennie priorytetem producenta rozdzielnic. W celu zredukowania liczby

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

tego typu wypadków przy pracy można stosować kombinezony ochronne dla pracowników obsługi (rys. 2), które są ciężkie i uciążliwe w stosowaniu. Ponadto należy zwrócić uwagę, że jest to dość droga odzież ochronna, wymagająca okresowych badań i wymiany. Można też, tak jak to uczyniła firma ELTAR ENERGY zastosować innowacyjne rozwiązania poprawiające bezpieczeństwo pracy, która pozwala na stosowanie odzieży znacznie tańszej, lekkiej i wygodnej, nie wymagającej badań okresowych. Rozdzielnice zostały zaklasyfikowane pod kątem wytrzymałości na łuk wewnętrzny na podstawie badań przeprowadzonych zgodnie z załącznikiem AA normy PN-EN 62271-200:2012E Wysokonapięciowa aparatura rozdzielcza i sterownicza – Część 200: Rozdzielnice prądu przemiennego w osłonach metalowych na napięcie znamionowe powyżej 1 kV do 52 kV włącznie.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Dodatkowo rozdzielnice wyposażono w klapy wydmuchowe i kanały dekompresyjne do ewakuacji gazów połukowych. Niezależnie od odporności rozdzielnicy na łuk wewnętrzny, zastosowanych zabezpieczeń w postaci klap wydmuchowych i kanałów dekompresyjnych zastosowano dodatkowe zabezpieczenie przed skutkami działania łuku oparte o czujniki błysku współpracujące z automatyką zabezpieczeniową. Można również dodatkowo, tak jak to rozwiązała konstrukcyjnie firma ELTAR ENERGY, zastosować wyłączniki próżniowe SN firmy Tavroda Electric, skonstruowane z naciskiem na optymalizację komory próżniowej, izolacji, napędu magnetycznego i modułu sterującego, wyposażone w innowacyjny napęd elektromagnetyczny, i znacząco skrócić czas trwania zwarcia i tym samym bardzo mocno ograniczyć energię palenia się łuku. Są to najszybsze wyłączniki z komorami próżniowymi wyłączającymi w ciągu jednego cyklu. Czas zadziałania modułu sterującego, współpracującego z wyłącznikiem skrócono do 4 ms (wersja specjalna), czas zadziałania wyłącznika - 7 ms (wersja specjalna) i średni czas łukowy 8 ms daje w efekcie niespotykany dotąd czas wyłączenia 20 ms, który jest równy pojedynczemu okresowy cyklu o częstotliwości 50 Hz. Dodatkowo, aby ograniczyć do minimum pomyłki personelu obsługi, zasto-

sowano w rozdzielnicy 8 różnych blokad mechanicznych wspomaganych blokadami elektrycznymi.

Po trzecie, niezawodność, po czwarte trwałość Wyłączniki próżniowe SN firmy Tavrida Electric, to najszybsze wyłączniki z komorami próżniowymi wyłączającymi w ciągu jednego cyklu. Tak rewelacyjne czasy wyłączenia wyłączników próżniowych SN uzyskano dzięki zastosowaniu napędów elektromagnetycznych. Stosowany w rozdzielnicach MILE produkcji ELTAR ENERGY - wyłącznik VCB (rys. 7) opracowano w oparciu o najnowsze rozwiązania z zakresu techniki łączeniowej i elektronicznych urządzeń sterowania. Zapewniają one szybkość i pewność działania wyłącznika, co zwiększa bezpieczeństwo personelu w czasie eksploatacji rozdzielnicy. Rozdzielnice wyposażone w wyłączniki z napędem elektromagnetycznym ze względu na bardzo krótkie czasy wyłączania pozostają bezkonkurencyjne w porównaniu ze swoimi tradycyjnymi odpowiednikami z napędami zasobnikowymi. Między innymi z tego powodu cieszą się one taką popularnością w Ameryce Północnej, Australii, Azji i Europie Południowo-Wschodniej. Prawidłową pracę wyłącznika próżniowego z napędem elektromagnetycz-

Rys. 6. Budowa zespołu łączeniowego ISM/TEL bieguna z komorą próżniową wyłącznika typu VCB/TEL produkcji Tavrida Electric. Źródło: Tavrida Electric.

nym typu VCB, zapewniają dwa główne zespoły: łączeniowy i sterowniczy. Zespół łączeniowy o opatentowanej konstrukcji składa się z trzech jednofazowych modułów wyłączających, z których każdy jest wyposażony w napęd elektromagnetyczny. Bieguny wyłącznika (rys. 6), każdy jako oddzielna konstrukcja zawierająca komorę próżniową, są umieszczone w osłonach elektroizolacyjnych z tworzywa polimerowego, co zwiększa wytrzymałość dielektryczną aparatu. Bieguny wyłącznika są sprzęgnięte mechanicznie przy pomocy wału synchronizującego, którego zadaniem jest: yy synchronizacja momentu przełączenia styków głównych wyłącznika; yy przełączenie styków pomocniczych; yy umożliwienie mechanicznego zablokowania pracy napędu. Dzięki zminimalizowaniu ilość części ruchomych, uzyskano wysoką niezawodność zespołu. Komora próżniowa i napęd elektromagnetyczny są umieszczone na przeciwległych końcach obudowy elektroizolacyjnej. Styk nieruchomy komory próżniowej jest połączony z zaciskiem górnym bieguna. Zwora i trzpień napędu elektromagnetyczny są sztywno połączone z dolnym stykiem komory próżniowej przy pomocy ruchomego izolatora prowadzącego, znajdującego się wewnątrz obudowy elektroizolacyjnej w środkowej jej części. Elementy te są usytuowane w jednej osi ze sprężynami otwierającą i dociskową. Takie rozwiązanie przeniesienia napędu zapewnia prostoliniowy ruch w obu kierunkach i wyklucza konieczność stosowania skomplikowanych układów mechanicznych, występujących w napędach zasobnikowych, co zapewnia wysoką trwałość mechaniczną napędu potwierdzoną badaniami. Styki zespołu łączeniowego w komorach próżniowych są elektrycznie połączone z zaciskami. Zaciski są przeznaczone do podłączeń szyn lub ramion złącz styków tulipanowych. Zadaniem mikroprocesorowego zespołu sterowniczego jest kontrola blokad łączeniowych przy działaniu zespołu łączeniowego na załączanie oraz współpraca z zabezpieczeniami pola przy działaniu zespołu łączeniowego na wyłączanie pola. W zespołach sterowniczych są zabudowane kondensatory: załączający i wyłączający. Zamykanie i otwieranie styków głównych odbywa się przy użyciu energii zmagazynowanej w kondensatorach odpowiednio: załączającym i wyłączającym. Zespół sterowniczy umożliwia optymalne ste-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE diagnostyki w przypadku wykrycia wewnętrznej niesprawności wyłącznika lub własnych obwodów zakomunikuje to w systemie. Niezawodność, mierzona poziomem awaryjności wyłączników z napędami elektromagnetycznymi jest na oczekiwanym bardzo niskim poziomie, chociaż napędy elektromagnetyczne charakteryzują się mniejszą awaryjnością od wyłączników z napędami zasobnikowo-sprężynowymi za sprawą prostoty swojej budowy.

Po piąte, doświadczenie

Rys. 7. Widok wyłącznika typu VCB/TEL na wózku jezdnym i jego napędu w rozdzielnicy SN produkcji ELTAR ENERGY. Źródło: ELTAR ENERGY.

rowanie napędem elektromagnetycznym, niezależnie od zasilania zewnętrznego i czynników środowiskowych. Kontroluje w sposób ciągły obwody sterowania wyłącznika. Może być zasilany dowolnym napięciem pomocniczym. W przypadku zaniku napięcia pomocniczego do sterowania wyłącznikiem współpracującym z zespołem sterowniczym typu CM można wykorzystać baterię, podłączaną do wejścia „zasilanie awaryjne”. Ponadto jest możliwe autonomiczne zasilanie modułu sterowniczego z obwodów przekładników prądowych w celu uniezależnienia się od możliwego zaniku napięcia pomocniczego. Parametry i właściwości fizyczne napędów elektromagnetycznych są korzystniejsze od napędów zasobnikowo-sprężynowych. Mają mniejszą masę od wyłączników z napędami zasobnikowo-sprężynowymi. Ma to znaczenie w czasie transportu i w czasie montażu rozdzielnicy, a manewrowanie lżejszym wyłącznikiem na wózku jest dla obsługi łatwiejsze i bezpieczniejsze. Krótkie czasy: zamykania, własne: otwierania i wyłączania wyłącznika to parametry, dzięki którym wyłączniki z napędami elektromagnetycznymi znacznie przewyższają wyłączniki z napędami zasobnikowo-sprężynowymi. To dzięki właśnie tym napędom możliwe było uzyskanie tak krótkich czasów wyłączania co bezpośred-

nio przełożyło się na wzrost trwałości mechanicznej nawet do 100.000 cykli przedstawieniowych, w zasadzie nie do osiągnięcia dla wyłączników z napędami zasobnikowo-sprężynowymi. Te parametry sprawiły, że wyłączniki z napędami elektromagnetycznymi są standardem w Ameryce Północnej, Australii, czy też w Europie Wschodniej. Krótkie czasy tych napędów pozwoliły również zmniejszyć zużywanie się styków wyłączników próżniowych, a także poprawić znacząco kategorię ryzyka HRC i uzyskać jego najniższy poziom - HRC0. Pozwala to również zrealizować układy SZR dla bardzo wrażliwych na przerwy w zasilaniu układów. Duża trwałość mechaniczna wyłączników z napędami elektromagnetycznymi, sięgająca nawet 100.000 cykli przedstawieniowych oraz będąca w standardowym wyposażeniu autokontrola sprawności modułu sterującego i sprawności cewek napędowych pozwala wydłużyć okresy pomiędzy przeglądami wyłączników i tym samym znacząco obniżyć koszty eksploatacji. Producenci wyłączników tacy jak np. Tavrida Electric deklarują brak konieczności dokonywania jakichkolwiek przeglądów i czynności obsługowych w czasie całego cyklu życia produktu. Wyłączniki o napędzie magnetycznym maja istotną przewagę w przypadku komunikacji z systemem SCADA i systemami nadrzędnymi. Inteligentny moduł sterujący z funkcją permanentnej auto-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

ELTAR ENERGY oferuje rozdzielnice MILE jako rozwiązanie o najwyższym poziomie bezpieczeństwa, wyposażone w innowacyjne wyłączniki próżniowe SN z napędami elektromagnetycznymi, charakteryzujące się dużą niezawodnością i trwałością. Jest to możliwe dzięki zatrudnieniu projektantów o dużym doświadczeniu oraz zatrudnianiu pracowników inżynieryjno-technicznych posiadających bardzo duże doświadczenie eksploatacyjne, montażowe oraz z wiedzy pozyskanej od poddostawców aparatów i urządzeń. Nie bez znaczenia dla jakości, trwałości i niezawodności rozdzielnic MILE ma wsparcie techniczne udzielane przez partnerów biznesowych. Długoletnia współpraca ELTAR ENERGY z renomowanymi dostawcami takimi, jak Tavrida Electric, Siemens, ABB, Schneider, GE, ZPrAE, Relpol sprawia, że oferta firmy może być zindywidualizowana, a dzięki ulokowaniu produkcji w Polsce możliwe jest oferowanie krótkich terminów dostaw oraz krótki czas oczekiwania na serwis gwarancyjny i pogwarancyjny. W ciągu ostatnich kilkunastu lat firma ELTAR ENERGY zdobyła zaufanie polskiej branży elektroenergetycznej, jako sprawdzony dostawca aparatury rozdzielczej, a także fachowy doradca oferujący wsparcie na wszystkich etapach inwestycji od fazy koncepcyjnej poprzez projektową, prefabrykację, montaż i serwis. Pracownicy firmy pomagają w doborze aparatury rozdzielczej, pomiarowej i zabezpieczeniowej oraz systemów sterowania i kontroli w automatyce przemysłowej. Firma ELTAR ENERGY specjalizuje się głównie w prefabrykacji różnego typu rozdzielnic elektrycznych niskiego (nn) i średniego napięcia (SN). Wykonuje również nietypowe konfiguracje pól SN oraz nn na podstawie dostarczonej dokumentacji projektowej. n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Nowe rozwiązania w bezpiecznych systemach elektroenergetycznych „Postępująca w energetyce integracja źródeł odnawialnych i wprowadzanie technologii Smart Grid wymaga implementacji standardów obejmujących nie tylko bezpieczeństwo eksploatacji i dostaw energii, ale także ochronę informacji i obronę systemu przed ewentualnym atakiem. Podstawową rolę w tym zakresie pełnią odpowiednio zabezpieczone urządzenia i protokoły komunikacyjne”. Powyższym zdaniem rozpoczęliśmy ubiegłoroczny artykuł, zatytułowany „BEZPIECZEŃSTWO W ROZPROSZONYM SYSTEMIE ELEKTROENERGETYCZNYM”, zamieszczony w Urządzeniach dla Energetyki [1], w którym przedstawiliśmy zasady i normy dotyczące tworzenia bezpiecznych, rozproszonych systemów elektroenergetycznych. Postęp w tej dziedzinie jest tak duży, że zaledwie w ciągu roku pojawił się szereg istotnych, nowych rozwiązań. Nawiązując zatem do zagadnień omówionych we wspomnianym opracowaniu, chcielibyśmy pokazać nowości dotyczące bezpieczeństwa, które cechują aplikacje obecnie wdrażane w systemach elektroenergetycznych.

Bezpieczeństwo w energetyce Omawiając bezpieczeństwo w energetyce, należy odnieść je do dwóch obszarów, umownie określanych angielskimi pojęciami „safety” i „security”. Pierwszy z nich odnosi się do bezpieczeństwa rozumianego w kontekście bezpiecznego użytkowania, pewności, niezawodności, przewidywalności, które możemy określić mianem bezpieczeństwa funkcjonalnego. W tym zakresie skoncentrujemy się na nowym rozwiązaniu w systemach monitorowania sprzętu pierwotnego, dotyczącym transmisji w tak zwanym protokole PRP (ang. Parallel Redundancy Protocol) [2], zaprojektowanym we wdrażanych obecnie w naszym kraju rozproszonych systemach monitorowania stanu transformatorów blokowych. Inne elementy składają się na bezpieczeństwo „security”, rozumiane w kontekście tajności, praw dostępu do danych i procedur, szyfrowania informacji, ochrony systemów przed nieuprawnionym dostępem czy nawet obrony przed ingerencją przestępczą, które możemy łącznie określić jako ochrona przed róż-

nego rodzaju zagrożeniami. Dla osiągnięcia tak rozumianego bezpieczeństwa stosuje się rozwiązania wbudowane w architekturę systemu, takie jak serwery centralnego zarządzania (DM), serwery centralnego uwierzytelniania i autoryzacji RADIUS, TACACS+ oraz serwer walidacji i odnawiania certyfikatów bezpieczeństwa. Ostatnio rozszerzone zostały wymagania odnośnie zarządzania systemem, dotyczące zabezpieczenia integralności konfiguracji urządzeń, wymiany oprogramowania i instalacji nowych urządzeń IED – są one szerzej omówione w dalszej części artykułu. Nowe rozwiązania, dotychczas stosowane na przykład w laptopach, pojawiły się w układach IED, będących elementami rozproszonych systemów sterowania i akwizycji danych. Opierają się one o tak zwane sprzętowe układy TPM (ang. Trusted Platform Module). Wymagania bezpieczeństwa w energetyce dotyczą nie tylko architektury systemów centralnych; przenoszą się także na architekturę i zasady działania urządzeń IED, realizujących funkcje sterująco-pomiarowe i zabezpieczeniowe w elektroenergetyce. Jest to jak najbardziej zrozumiałe, gdyż te urządzenia są sieciowo połączone w systemy bardzo rozległe obszarowo. Można sobie wyobrazić czarny scenariusz, w którym celowe zaburzenie pracy ważnego urządzenia IED doprowadza do blackoutu na wielkim obszarze. Nowości w tym zakresie obejmują stosowanie wspomnianych układów TPM w nowych konstrukcjach bezpiecznych sterowników polowych.

Systemy monitoringu z transmisją PRP Środkiem poprawy bezpieczeństwa funkcjonalnego są systemy monitoringu sprzętu pierwotnego. Takie systemy są wdrażane w Elektrowniach Opole, Ja-

worzno i Turów do monitorowania pracy transformatorów blokowych. Składają się one z wielu inteligentnych urządzeń, monitorujących kilka lub nawet kilkanaście jednostek transformatorowych i przekazujących dane do kilku serwerów danych. W tych systemach wprowadzono szereg nowych rozwiązań, zwiększających pewność ich działania i użyteczność - dotyczących połączenia systemu monitoringu z systemem DCS (ang. Distributed Control System) czyli systemem sterowania elektrownią. Obecnie nie neguje się już celowości takich połączeń, np. z powodu nadmiaru informacji kierowanych do systemów dyspozytorskich, a wręcz dodatkowo wprowadza się wymóg organizacji tej łączności w standardzie PRP. W przykładowej strukturze, przedstawionej na rysunku 1, dane z urządzeń monitorujących są przekazywane do koncentratora danych poprzez przełącznik sieciowy. Z koncentratora danych są one dalej wysyłane jednym kanałem sieciowym w sieci A i drugim kanałem w sieci B do serwera systemu DCS. Serwer sprawdza poprawność obu ramek danych. Jeśli obie ramki są poprawne, to jedna z nich jest odrzucana. Jeśli jedna z ramek jest niepoprawna lub jej brak, to przyjmowana jest druga ramka. Załóżmy, że wskaźnik MTBF dla urządzeń toru transmisji A oraz toru transmisji B wynosi 10 lat. Zgodnie z definicją wskaźnika MTBF (ang. Mean Time Between Failure), którego omówienie można znaleźć w literaturze [3], jego wartość wskazuje, że najprawdopodobniej dany tor transmisji ulegnie awarii w przeciągu 6,7 lat . Gdzie więc to zwiększenie pewności transmisji? Otóż zwróćmy uwagę, że równocześnie pracują dwa kanały i niezbyt wysoki wskaźnik MTBF dla pojedynczego kanału przekłada się na bardzo wysoki wskaźnik MTTF (ang. Mean Time To Failure) [3,] wynoszący w tym przypad-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ku 30 lat dla obu kanałów, w których dane są transmitowane. Wartość MTTF wynosząca 30 lat oznacza, że prawdopodobieństwo wystąpienia pierwszej awarii transmisji wynosi około 20 lat. Powyższe parametry nie oznaczają, że błąd transmisji lub awaria w ogóle nie wystąpi; dzięki PRP uzyskujemy jednak trzykrotne zwiększenie pewności działania, stosując standardowe urządzenia, czyli nie zwiększając znacząco kosztów instalacji. Standard ten bardzo poprawia pewność transmisji danych. Należy zatem przypuszczać, że wymaganie tej struktury transmisji zostanie przeniesione do systemów stacyjnych, a także typowych systemów rozproszonych, funkcjonujących w „głębi sieci”. Takie systemy obsługują małe rozdzielnie, farmy wiatrakowe, biogazownie i inne komponenty inteligentnej sieci.

Rys.1. Struktura PRP w jednym z aktualnie wdrażanych systemów monitoringu transformatorów

Środowisko centralnego zarządzania systemem W nowo projektowanych bezpiecznych strukturach zarządzania systemami rozproszonymi, pokazanymi na rysunku 2, przyjmuje się, że środowisko centralnego zarządzania systemem powinno składać się z szeregu powiązanych ze sobą serwerów lub usług. Podstawowe elementy tej struktury to serwer centralnego zarządzania DM, serwer autentykacji centralnej RADIUS oraz serwer SysLog. Zakłada się, że to środowisko powinno posiadać strukturę podstawową i strukturę rezerwową, pracującą w rezerwie gorącej, obudowaną szeregiem dodatkowych, poniżej omówionych usług. Dzięki zastosowaniu serwera DM, można w bezpieczny sposób aktualizować oprogramowanie i konfigurację jednocześnie wielu urządzeń. Ważnym elementem bezpieczeństwa w zakresie zdalnej wymiany oprogramowania jest zapewnienie integralności i autentyczności wymienianego firmware’u, czyli wewnętrznego, fabrycznego oprogramowania urządzeń. Środkiem do tego jest stosowanie podpisu cyfrowego, gwarantującego autentyczność źródła pochodzenia oraz brak nieuprawnionej modyfikacji wymienianego oprogramowania. Dobrą praktyką bezpieczeństwa, w przypadku stosowania kryptografii asymetrycznej oraz Infrastruktury Klucza Publicznego (ang. PKI – Public Key Infrastructure) jest stosowanie rozwiązań służących do walidacji certyfikatów w czasie rzeczywistym OCSP (ang. Online Certificate Status Protocol) oraz

Rys.2. Struktura bezpiecznego systemu rozproszonego

automatycznego odnawiania certyfikatów bezpieczeństwa SCEP (ang. Simple Certificate Enrollment Protocol ). Przykładem wykorzystania serwera SCEP może być niniejszy scenariusz pracy urządzenia obiektowego IED w rozproszonym systemie akwizycji danych i sterowania: Przy pierwszym uruchomieniu IED tunel VPN bazuje na certyfikatach wystawionych przez producenta. Wtedy, dzięki odpowiedniej polityce bezpieczeństwa, IED ma ograniczony dostęp i może połączyć się jedynie z serwerem wymiany certyfikatów SCEP. Po pobraniu certyfikatów wystawionych przez klienta tunel VPN jest zestawiany ponownie przy użyciu nowych certyfikatów. Od tej pory IED uzyskuje dostęp do innych zasobów systemu. Może połą-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

czyć się między innymi do serwera centralnego zarządzania w celu pobrania nowego firmware’u lub przeznaczonej dla niego docelowej konfiguracji.

Architektura bezpiecznego sterownika W ubiegłym roku w MIKRONICE wdrożono szereg nowych rozwiązań, które zaowocowały opracowaniem architektury bezpiecznego sterownika, prezentowanej na rysunku 3. W „bezpiecznym sterowniku” wszystkie protokoły komunikacyjne są zabezpieczone zgodnie ze standardami określonymi w grupie norm IEC 62351 [4,5]. Współpraca z siecią LAN i WAN jest obwarowana wbudowanym firewallem z bezpieczną komunikacją w tunelu VPN IPsec i war-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE stwą szyfrowania TLS. Bezpieczny sterownik musi także posiadać wbudowane usługi, umożliwiające wymianę certyfikatów za pomocą serwera SCEP. Bezpieczeństwo zdecydowanie poprawia wbudowanie układów TPM (ang. Trusted Platform Module) w strukturę urządzeń realizujących odpowiedzialne funkcje w energetyce, takich jak sterowniki polowe, zabezpieczenia, sterowniki chłodzenia, sterowniki reklozerów i inne IED. Podstawą tego rozwiązania jest bezpieczny, sprzętowy układ przechowywania danych poufnych. W module TPM możemy przechowywać klucze prywatne oraz innego rodzaju poświadczenia – jest to idealny „sejf”, w którym możemy trzymać klucze zaszyfrowanych danych lub klucze, które wykorzystujemy między innymi do podpisywania danych oraz szyfrowania komunikacji. Klucze prywatne, przechowywane w układzie, nigdzie nie są wysyłane. Dzięki temu ich przechwycenie jest praktycznie niemożliwe. Tegoroczną nowością w rozwiązaniach MIKRONIKI jest wersja sterownika SO-52v21, sukcesywnie wdrażana dla jednego z operatorów systemu elektroenergetycznego, funkcjonującego na rynku holenderskim, w której są zaimplementowane omówione powyżej mechanizmy bezpieczeństwa.

Co w przyszłym roku? Obserwując szybki rozwój technologii związanych z bezpieczeństwem, można być pewnym, że doprowadzi to do kolejnego przełomu w konstrukcji urządzeń IED i systemów informatycznych stosowanych w energetyce, podobnie jak nastąpiło to w przypadku upowszechnienia komunikacji światłowodowej i Internetu. Rok temu pisaliśmy o tej ewentualności w trybie przypuszczającym, a już dziś wprowadzanie odnośnych procedur bezpieczeństwa stało się obligatoryjne. Specyfikacje techniczne dla IED instalowanych w różnego rodzaju stacjach energetycznych w Europie Zachodniej, a także i w naszym kraju, obecnie już dokładnie precyzują wymagane środki i procedury bezpieczeństwa. Wdrażanie bezpiecznych technologii wymaga jednak większych kosztów. Wystarczy przeanalizować stosunek zasobów bezpiecznego sterownika, pokazanego na rysunku 3, wykorzystywanych dla typowych funkcji akwizycji danych

Rys.3. Wewnętrzna architektura bezpiecznego sterownika SO52v21

i sterowania, do zasobów, z których korzystają funkcje bezpieczeństwa, w tym choćby nowe układy TPM. Zatem przed konstruktorami i twórcami oprogramowania stoi sporo nowych, poważnych wyzwań, wynikających z potrzeby stosowania dużo większych zasobów pamięci, procesorów o większej wydajności oraz implementacji nieporównanie bardziej złożonych algorytmów. Większe koszty będą wynikać z konieczności zapewnienia dotychczasowej – a może i nowej funkcjonalności urządzeń i właściwego zarządzania infrastrukturą bezpieczeństwa, tworzoną przez klucze kodowania, hasła, prawa dostępu czy bezpieczne protokoły transmisji. Nowe wyzwania, które należy podjąć i rozwiązać, dotyczą zdalnego

i lokalnego serwisowania urządzeń z uwzględnieniem bezpiecznego zarządzania zasobami. W procesie wdrażania bezpieczeństwa funkcjonalnego i bezpieczeństwa „security” bardzo ważne staje się stosowanie środków i metod zgodnych z normami. Dopuszczenie dedykowanych rozwiązań fabrycznych wyeliminuje kompatybilność i wymienność urządzeń, co szybko doprowadzi do praktyk monopolistycznych producentów sprzętu i oprogramowania – i w efekcie bezpieczeństwo przestanie być bezpieczne, co najmniej w ujęciu ekonomicznym. Wiesław Gil, Marek Sztraube MIKRONIKA n

Literatura

[1] W. Gil, M. Sztraube „Bezpieczeństwo w rozproszonym systemie elektroenergetycznym”, Urządzenia dla Energetyki, nr 5/2016 [2] IEC 62439-3:2016, “Industrial communication networks. High availability networks – part 3: Parallel Redundancy Protocol (PRP) and High Availability Seamless Redundancy (HSR)” [3] epsma.org, “Guidelines to Understanding Reliability Prediction” EPSMA report, 13 Oct. 2004 [4] IEC 62351 parts 1-8, “Power systems management and associated information exchange – Data and communications security” [5] IEC 60870-5-7 “Telecontrol equipment and systems: Transmission protocols - Security extensions to IEC 60870-5-101 and IEC 60870-5-104 protocols (applying IEC 62351)”

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Eltar Energy stworzyliśmy z myślą o zapewnieniu profesjonalnych i sprawdzonych rozwiązań dla potrzeb zawodowej energetyki dystrybucyjnej Jesteśmy producentem najnowocześniejszych na polskim rynku rozdzielnic średniego napięcia - typu MILE. Dzięki ulokowaniu produkcji w Polsce oferujemy krótkie terminy dostaw aparatury.

ciągu ostatnich kilkunastu lat zdobyliśmy zaufanie polskiej branży elektroenergetycznej, jako sprawdzony dostawca aparatury rozdzielczej, a także fachowy doradca oferujący wsparcie na wszystkich etapach inwestycji od fazy koncepcyjnej poprzez projektową, prefabrykację, montaż i serwis. Pomagamy w doborze aparatury rozdzielczej, pomiarowej i zabezpieczeniowej oraz systemów sterowania i kontroli w automatyce przemysłowej. Długoletnia współpraca Eltar Energy z renomowanymi dostawcami takimi, jak Tavrida, Siemens, ABB, Schneider, GE, ZPrAE, Relpol sprawia, że możemy zindywidualizować ofertę pod kątem potrzeb naszych Klientów, wykorzystując różne komponenty i systemy. Specjalizujemy się głównie w prefabrykacji różnego typu rozdzielnic elektrycznych niskiego (nN) i średniego napięcia (SN). Wykonujemy również nietypaowe konfiguracje pól SN oraz nN na podstawie dostar-

czonej dokumentacji projektowej.

Unikalna na polskim rynku rozdzielnica z wyłącznikiem o napędzie magnetycznym Produkowane przez Eltar Energy rozdzielnice typu MILE posiadają certyfi-

katy KEMA i CESI, oraz certyfikat IEL. Dwuczłonowe, 4 - przedziałowe rozdzielnice MILE produkcji Eltar Energy charakteryzują się : yy zwartą zabudową, chroniąca przed skutkami wewnętrznego łuku elektrycznego, wyjątkowa konstrukcja od strony mechanicznej, powodująca dużą sztywność pola i w efekcie precyzyjną współprace elementów w eksploatacji rozdzielnicy yy budową dwuczłonową, czteroprze-

Rozdzielnica jest wyposażona w blokady zapewniające najwyższy poziom bezpieczeństwa obsługi. Zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 62271-200 blokady uniemożliwiają: wsunięcie wyłącznika VCB kiedy uziemnik jest w pozycji ZAMKNIĘTY zamknięcie uziemnika kiedy wyłącznik VCB znajduje się w pozycji podłączony (Service) lub w pozycji pośredniej w trakcie czynności wsuwania / wysuwania otwarcie drzwi przedziału kablowego kiedy uziemnik pozostaje w pozycji OTWARTY otwarcie uziemnika podczas gdy drzwi przedziału wyłącznika pozostają otwarte Dodatkowo gdy pole jest wyposażone w uziemnik, urządzenia blokujące uniemożliwiają: zamknięcie wyłącznika VCB w pozycji pośredniej wysunięcie wyłącznika VCB w pozycji ZAMKNIĘTY wsunięcie wyłącznika VCB w pozycji ZAMKNIĘTY otwarcie drzwi przedziału wyłącznika do momentu kiedy wyłącznik znajdzie się w pozycji TEST wsunięcie wyłącznika VCB podczas gdy drzwi przedziału są otwarte

Rozdzielnica spełnia również wymagania dyrektywy EMC. Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC)* Odporność na zapady napięcia, krótkie przerwy i zmiany napięcia, zgodnie z IEC 1000-4-11 Odporność na serie szybkich elektrycznych stanów przejściowych, zgodnie z IEC 1000-4-4 Odporność na przebiegi oscylacyjne, zgodnie z IEC 1000-4-12 Odporoność na udary, zgodnie z IEC 1000-4-5

Rozdzielnica SN MILE produkcji Eltar Energy

Zmiany napięcia 15%, czas trwania 2...3 s, okres 5...10 s Poziom 4; napięcie szczytowe 4 kV Klasa 4 - napięcie wzdłużne; Klasa 3 - napięcie różnicowe 4 kV - napięcie wzdłużne; 2 kV - napięcie różnicowe, 1,2/50 µs Poziom 5 (A), 100 A/m 60 s; 1000 A/m 2 s

Odporność na pole magnetyczne o częstotliwości sieci elektromagnetycznej, zgodnie z IEC 1000-4-8 Odporność na impulsowe pole elektromagnetyczne, Poziom 5 (A), 1000 A/m zgodnie z IEC 1000-4-9 Odporność na oscylacje tłumione pola elektromaPoziom 5 (A), 0,1 MHz i 1 MHz - 100 A/m gnetycznego, zgodnie z IEC 1000-4-10

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

yy yy

działową wg PN-EN 62271-200 - klasa PM, klasa dostępności do przedziałów LSC2B, wyposażeniem w metalowe przegrody (metal clads), osłaniające styki stałe, odpornością zastosowanej rozdzielnicy na skutki działania łuku dla wszystkich przedziałów średniego napięcia w czasie co najmniej 1 sekundy do 31,5kA - klasa AFLR, możliwością dobudowy i rozbudowy standardowo oferowanych modeli np. nad polem zasilającym lub sprzęgłowym, pola pomiaru napięcia z przekładnikami napięciowymi lub uziemnika szyn, co przy niezmienionej funkcjonalności rozdzielnicy daje oszczędność miejsca, zabudową wskaźnika obecności napięcia lub przekaźnika blokady łączeniowej przy manewrowaniu uziemnikiem, wyposażeniem w zabezpieczenia od skutków otwartego łuku elektrycznego, działających w postaci szybkiej identyfikacji zjawiska i dekompresji ciśnienia z wyrzutem gazów poza strefę obsługi, systemem blokad mechanicznych, wykluczających pomyłki łączeniowe.

Wykonanie rozdzielnicy Eltar Energy i zastosowanych aparatów odpowiada normom: PN-EN 62271-200:2012 PN-EN 62271-1:2009/A1:2012 PN-EN 61869-2:2013-06 PN-EN 61869-3:2011 PN-EN 60529:2003/A2:2014-07

Pojedynczy cykl wyłączający dzięki zastosowaniu wyłącznika z napędem magnetycznym to ograniczenie skutków działania łuku elektrycznego

ną funkcję został przetestowany i spełnia wymagania odporności na wewnętrzny łuk elektryczny AFLR 31,5kA 1s zgodnie z PN-EN 62271-200, dodatek AA, klasa dostępu A, kryteria 1 do 5. Dla zapewnienia jak najwyższej ochrony rozdzielnica typu MILE jest wyposażona: yy 8 blokad mechanicznych, yy klapy wydmuchowe pozwalają na uwolnienie gorących gazów z każdego przedziału w przypadku zwarcia łukowego w jego wnętrzu, yy czujniki błysku do współpracy z automatyką zabezpieczeniową, yy system wyłączników krańcowych zamocowany na klapach wydmuchowych

Łukochronność w klasie LSC2B-PM i AFLR do 31,5kA/1s

Pola rozdzielnicy MILE są zbudowane ze wstępnie formowanych, standardowych, cynkowanych ogniowo elementów metalowych (metal clad). Tworzą one po zmontowaniu sztywną, swobodnie stojącą konstrukcję. Każde Pole zawiera cztery przedziały,

Rozdzielnice typu MILE przeznaczone są do zastosowania w sieciach dystrybucyjnych prądu przemiennego o napięciach znamionowych 12kV, 17,5kV i 24kV, 50/60HZ. Posiadają izolację powietrzną, klasę dostępu LSC2B-PM i pojedynczy układ szyn zbiorczych. Koncepcja i konstrukcja rozdzielnicy spełnia obecne wymagania w każdym obszarze. Rozdzielnica posiada modułową konstrukcję. Standardowe pola zestawione w uporządkowany, zgodny ze schematem elektrycznym sposób, tworzą kompletną instalację. Każdy typ pola rozdzielczego spełniający określo-

Schemat przedziałów typowej rozdzielnicy MILE A - Przedział szynowy, B - Przedział wyłącznikowy, C - Przedział obwodów sterowniczych, D - Przedział kablowy

PN- HD- 60364-4-42:2011 PN- HD- 60364-4-42:2011 PN-EN 60137:2010

które pomiędzy sobą są oddzielone przez uziemione metalowe przegrody. A. Przedział szynowy każdego pola jest oddzielony od sąsiedniego przedziału szynowego izolatorami przepustowymi. Są w nim zabudowane szyny główne, połączone z górnymi izolatorami stykowo-przepustowymi przy pomocy odgałęźnych połączeń. Szyny główne wykonane są z miedzi elektrolitycznej. B. Przedział wyłącznikowy z wyłącznikiem wraz z górnymi i dolnymi izolatorami stykowo-przepustowymi służącymi do połączenia wyłącznika z szynami głównymi i przedziałem kablowym. C. Przedział kablowy służy do zabudowy przekładników prądowych, napięciowych, Ferrantiego, uziemnik, ogranicznika przepięć. Służy do podłączenia kabli zasilających. Konstrukcja przedziału kablowego pozwala na podłączenie do 4 sztuk kabli na fazę (w przypadku obecności wysuwnego członu z przekładnikami napięciowymi) lub do 6 sztuk kabli na fazę przy braku członu wysuwnego z przekładnikami napięciowymi. D. Przedział obwodów sterowniczych jest przeznaczony do zabudowy aparatury obwodów wtórnych danego pola. Dla prowadzenia obwodów okrężnych między polami przewidziano specjalne przepusty i otwory. Przestronny przedział niskiego napięcia pozwala na zabudowę aparatury pomiarowo-sterowniczej: mierników, analizatorów parametrów sieci, przycisków sterowniczych, wskaźników położenia łączników, przetworników pomiarowych, liczników, przekaźników pomocniczych energii oraz dowolnych cyfrowych zespołów automatyki zabezpieczeniowej

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE z funkcją programowalnego sterownika polowego. W przypadku wyposażenia pola w uboższą wersję przekaźnika zabezpieczeniowego, funkcję zapewnienia bezpieczeństwa sterowania pełni moduł sterowniczo-zabezpieczający, unikalnego wyłącznika próżniowego z napędem magnetycznym typu VCB, preferowanego w naszych rozdzielnicach. Stosowane w rozdzielnicach MILE standardowo wyłączniki firmy Tavrida Electric zostały skonstruowane z naciskiem na optymalizację komory próżniowej, izolacji, napędu magnetycznego i modułu sterującego. W wyniku tego powstał najszybszy wyłącznik z komorą wyłączającą w ciągu jednego cyklu - przełom w szybkim wyłączaniu i zabezpieczeniu przed powtórnymi zapłonami. Czas zadziałania modułu sterującego, współpracującego z wyłącznikiem typu CM16 został skrócony do 4 ms (wersja specjalna). Czas zadziałania wyłącznika - 7 ms (wersja specjalna) i średni czas łukowy 8 ms daje w efekcie bardzo krótki czas wyłączenia 20 ms, który jest równy pojedynczemu okresowi cyklu o częstotliwości 50 Hz. W rozdzielnicach MILE możemy zastosować jako urządzenia automatyki zabezpieczeniowej: Zabezpieczenia z funkcją programowalnego sterownika polowego: yy REF (ABB),

yy yy yy yy yy yy yy

MiCOM (Schneider Energy), iZAZ (ZAZ-En), Ex-BEL( Apator-Elkomtech) MUPASZ (ITR), CZAZ (KES), CZIP-PRO (Relpol-Polon), VAMP (Vamp Ltd.).

Inne zabezpieczenia, dedykowane funkcji pola, dodatkowe układy: yy zabezpieczenia łukochronne ZŁ (Energotest), yy układy przełączania zasilania (SZR/PPZ) Zastosowane w rozdzielnicach SN wyłączniki o napędzie magnetycznym posiadają istotną przewagę w porównaniu z wyłącznikami z napędem zasobnikowo-sprężynowym. Szczególnie nadają się do obiektów bezobsługowych o wymaganej wysokiej pewności działania. Mikroprocesorowa autokontrola modułu sterującego i cewek napędowych wyłącznika zapewnia stałą komunikację z systemem i w sposób ciągły dokonuje sprawdzenia gotowości wyzwalania. W Ameryce Północnej i Australii, Europie Południowo-Wschodniej w rozdzielnicach SN przeważają napędy magnetyczne. Napędy te są również powszechnie stosowane w Polsce w recloserach. Należy oczekiwać że również w rozwiązaniach wnętrzowych rozdzielnic SN konstrukcji typu MILE stanie się alternatywnym standardem.

Typowy wyłącznik stosowany w MILE produkcji Eltar Energy

Niezawodna konstrukcja mechaniczna rozdzielnic typu MILE produkcji Eltar Energy umożliwia precyzyjną współprace elementów pola w trakcie jej eksploatacji. Mamy nadzieję, że takie atuty naszych rozdzielnic, jak: zastosowanie ekstremalnie trwałego napędu magnetycznego wyłącznika, nieosiągalna dla klasycznych wyłączników szybkość operacji, pełne bezpieczeństwo użytkowania i odporność na łuk elektryczny dla wszystkich przedziałów średniego napięcia w czasie co najmniej 1 sekundy do 31,5kA cicha praca w temperaturze od -40oC do +55oC, brak drgań zdecydują o wyborze aparatury Eltar Energy n w Państwa inwestycjach!

Fragment hali produkcyjnej Eltar Energy w Koninie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Urządzenia pomiarowe firmy SONEL S.A. Sprawne i bezawaryjne działanie elektrycznych instalacji zasilających oraz urządzeń z nich zasilanych jest kluczowym elementem związanym z optymalizacją procesów produkcyjnych.

awet drobne awarie mogą prowadzić do ogromnych strat, wynikających z zatrzymania procesu technologicznego. Służby utrzymania ruchu w zakładach przemysłowych oraz zewnętrzne firmy świadczące usługi w tym zakresie, zmagają się codzienne z zapewnieniem pełnej sprawności kluczowych elementów systemu zasilania. Oczywiste jest, że w przypadku awarii należy natychmiast dokonać diagnozy przyczyny jej powstania i szybko ją usunąć, jednak jest to działanie, które tylko minimalizuje straty. Dobrą i pożądaną praktyką inżynierską jest prowadzenie działań profilaktycznych, które uniemożliwią lub przynajmniej zminimalizują powstawanie przerw w zasilaniu. Skuteczność profilaktyki może zapewnić różnorodność metod kontroli zjawisk występujących w newralgicznych punktach systemu zasilania. Przykład, transformator zasilający zakład przemysłowy, pomoże zaprezentować możliwości takiego postępowania. Pierwszą czynnością, którą musimy wykonać jest analiza niepożądanych zjawisk mogących sprawiać nam kłopoty. Transformator, jak wszyscy wiemy, optymalnie pracuje kiedy jest obciążony symetrycznie, nie jest przeciążony, prąd i napięcie nie są odkształcone i energia jest pobierana liniowo. Oczywiście to duże uproszczenie, jednak zupełnie wystarczające do pokazania skuteczności metody. Zatem ta wyidealizowana sytuacja w rzeczywistości nie występuje i naszym zadaniem jest monitorowanie wymienionych parametrów, aby nie przekroczyły zakładanych poziomów. Niezbędny do tego celu będzie analizator jakości zasilania, najlepiej autonomiczny, pozwalający na elastyczność i szybkość prowadzonych pomiarów. Takim miernikiem jest nowy analizator SONEL PQM707 . Możliwości pomiarowe tego urządzenia są ogromne. W czasie rzeczywistym możemy obserwować wiele istotnych parametrów łącznie z tymi, które wymieniliśmy wcześniej. Miernik wylicza również, automatycznie, współczynniki mogące wskazywać na zbliżające się potencjalne problemy. Jednym z takich

współczynników jest współczynnik K. Pokazuje on skutki cieplne (mocniejsze nagrzewnie się transformatora) na skutek pobieranej przez układ energii w stosunku do naszej sytuacji idealizowanej, kiedy żadne odkształcenia prądu i napięcia nie występują. Jest to oczywiście tylko jeden z wielu elementów, które pomagają monitorować stan układu zasilania. Przeprowadzenie analizy miernikiem SONEL PQM-707 identyfikuje wartości parametrów, które zdecydowaliśmy się sprawdzać. Pozostaje jednak

pytanie, poza oczywistymi przekroczeniami np. obciążenia, jaki wpływ wywierają one na nasz przykładowy transformator. Musimy sprawdzić czy przyłączone obciążenie, istniejące odkształcenia, itp., nie powodują zbytniego nagrzewania się naszego transformatora. Ponieważ jest on w stanie pracy nie jest możliwe, aby się do niego zbliżyć. Nie możemy zatem zmierzyć jego temperatury w sposób bezpośredni, a pomiar musimy wykonać w celu sprawdzenia faktycznej jego temperatury. Konieczne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

zatem staje się zastosowanie mierników badających promieniowanie termiczne z bezpiecznej odległości. SONEL S.A. proponuje tu wiele różnych urządzeń, takich jak pirometry (seria DIT) i kamery termowizyjne (seria kamer KT) wykonujące bezdotykowy pomiar temperatur. Na szczególną uwagę zasługuje kamera KT-670 nowość w ofercie firmy. Kamera ta, ma bardzo wysoką rozdzielczość temperaturową i wysoką rozdzielczość przestrzenną, co umożliwia wykonanie precyzyjnego pomiaru temperatury nawet z dużej odległości, a ponadto jest urządzeniem profesjonalnym i bezpiecznym przy tego rodzaju badaniach. Pozwoli ona nam na jednoznaczną, krytyczną ocenę stanu termicznego. Będzie wtedy możliwe podjęcie szybkiej decyzji czy transformator należy natychmiast wyłączyć, czy można jeszcze dokonać prac, pozwalających na usunięcie przyczyny przegrzewania. Oczywiście opisywana sytuacja jest tylko jednym z możli-

wych postępowań profilaktycznych. Łatwo możemy wyobrazić sobie przykład, w którym odwrócimy kolejność działań. Najpierw, przy pomocy kamery, zbadamy czy transformator (lub jego elementy) nie ma zbyt wysokiej temperatury. Jeśli ma, to przy użyciu analizatora sprawdzamy anomalie w układzie zasilania, które mogą powodować takie skutki termiczne i następnie pozostaje je tylko usunąć. Jeśli SONEL PQM-707 nie wskazał żadnych niepokojących zjawisk należy też zbadać układ wentylacji komory transformatora. Na podstawie przedstawionego opisu jasno wynika, że skuteczność działań profilaktycznych może być realizowana przez komplementarne metody pomiarowe z wykorzystaniem różnych urządzeń do pomiarów wielkości i zjawisk, nie tylko elektrycznych. Pełna oferta mierników dostępna jest na stronie producenta sonel.pl.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

Roman Domański n

EKSPLOATACJA I REMONTY

Komfortowo i bezpiecznie – narzędzia dla elektryka Wygodne, trwałe i bezpieczne – to główne wymaganie względem narzędzi do pracy z prądem. Jak tworzyć sprzęt dla branży energetycznej, pokazują Felo, NWS i Jokari.

soby profesjonalnie zajmujące się instalacją i naprawą urządzeń elektrycznych mają ściśle sprecyzowane oczekiwania co do narzędzi. Te przede wszystkim muszą zapewniać komfort i bezpieczeństwo – za co odpowiada wykorzystana technologia. Co oferują czołowi producenci?

Wkrętaki wyróżniają się ergonomicznym ukształtowaniem rękojeści – umożliwiają pewny chwyt i minimalizują wysiłek wkładany w pracę. Prawdziwym fenomenem są te z linii Ergonic. – Serię 400 wyposażono w pierwszą na

świecie rękojeść samodopasowującą się do dłoni użytkownika, co czyni wkrętak przedłużeniem ramienia i zapewnia niezwykle łatwą i komfortową pracę. To rewolucja w zakresie ergonomii i przeniesienia momentu obrotowego – mówi Michał Ostrowski.

Mocne i wygodne wkrętaki

Felo, niemiecki producent o 130-letnim doświadczeniu, słynie z innowacyjnych projektów i wysokiej jakości wykonania oraz bezpieczeństwa produktów, zgodnych z międzynarodowymi certyfikatami. – Wkrętaki Felo cechuje niezwykle wysoka precyzja wykonania i trwałość końcówek, co pozwala przenosić najwyższe momenty obrotowe – mówi Michał Ostrowski, menadżer produktu w Lange Łukaszuk, wyłącznym przedstawicielu marki Felo w Polsce.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

EKSPLOATACJA I REMONTY

EKSPLOATACJA I REMONTY Flagowa trwałość NWS

Drugą popularną grupą narzędzi w pracy z elektrycznością są różnego rodzaju szczypce. W tym segmencie wyróżnia się inwestująca w technologię marka NWS. Szczypce NWS cechuje precyzja wykonania, wysoką funkcjonalność i trwałość, a także estetyką. Grupa narzędzi izolowanych NWS posiada znak zgodności z normą EN 60900. - Ich siła drzemie w ergonomicznych, doskonale ukształtowanych rękojeściach, dzięki czemu uzyskujemy optymalne przeniesienie siły oraz pewność chwytu – mówi Michał Ostrowski z Lange Łukaszuk. Sercem szczypiec NWS jest część robocza wykonana ze stali chromowo-wanadowej – specjalnie wyselekcjonowanej i hartowanej w oleju. Partie szczypiec, które bezpośrednio stykają się z obrabianym przedmiotem, są indukcyjnie wzmacniane do poziomu 64 HRC, a przeguby charakteryzuje zupełny brak luzów.

Bezpieczna praca z Felo

Wysoką jakość wkrętaków Felo z serii 400 i 600 oraz modeli E-Smart (izolowane klinki z wymienną rączką) potwierdzają międzynarodowe certyfikaty – narzędzia są indywidualnie poddawane surowym procedurom testowym, zgodnym z europejską normą EN60900. Do tego opatrzono je symbolem VDE, przyznawanym produktom pozwalającym na pracę z napięciem do 1000 V. Sukces marki tkwi w zastosowaniu najnowszych technologii, ale też europejskiej, w 100% skupionej w Niemczech, produkcji.

Jokari – czyste i bezpieczne cięcia

Oprócz wkrętaków i szczypiec, na wyposażeniu elektryka nie może zabraknąć nożyków do usuwania izolacji. W tym aspekcie warto zwrócić uwagę na produkty marki Jokari. - Niemiecki producent to jedyna na świecie firma pokrywająca ostrza azotkiem tytanu, co zapewnia niezwykłą trwałość i czystość cięcia. Oferta obejmująca ponad 20 różnych typów nożyków pozwala na bezpieczne usuwanie izolacji z wielu rodzajów kabli o dowolnym kształcie – mówi Michał Ostrowski.

Lange Łukaszuk jest wyłącznym przedstawicielem w Polsce 20 wiodących światowych marek w branżach: elektronarzędziowej, narzędziowej, elektrotechnicznej i oświetleniowej. Jako pierwszy wprowadził do Polski szereg renomowanych producentów, jak Steinel, Panasonic, Starmix, Collomix, Proxxon czy Wolfcraft. Od 30 lat strategia rozwoju polega na rozbudowie oferty o produkty tylko wysokiej klasy. Lange Łukaszuk wprowadza na polski rynek również rozwiązania innowacyjne i przyszłościowe technologie w różnych kategoriach produktowych. Jest pionierem w dziedzinach m.in. opalarek oraz pistoletów klejowych. Firma działa na terenie całego kraju, zaopatrując blisko 30 punktów partnerskich oraz ponad 1000 sklepów specjalistycznych i marketów budowlanych. Dla wielu grup asortymentowych jest wiodącym dystrybutorem na polskim rynku narzędziowym. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

Wybierz technologię akumulatorową Hitachi

i ciesz się 3 letnią bezwzględną gwarancją na akumulatory Li-Ion

LATA GWARANCJI

Nowy design, wysoka pojemność, wydłużona gwarancja. Z dniem 1 września 2017, każdy sprzedany akumulator litowo-jonowy Hitachi podlega 3-letniej, bezwzględnej gwarancji! Wystarczy, aby Sprzedawca nakleił we wskazanym miejscu specjalną plombę gwarancyjną z naniesionym miesiącem i rokiem sprzedaży. Kliencie, zachowaj dowód sprzedaży i nie martw się o sprawność akumulatora! Zrobimy to za Ciebie! Aby uzyskać także gwarancję na maszyny, należy je zarejestrować w internetowym systemie gwarancyjnym w ciągu 30 dni od daty zakupu pod adresem: www.hitachi-narzedzia.pl/gwarancja Zapytaj Sprzedawcę o szczegóły, nie strać gwarancji! HITACHI POWER TOOLS POLSKA SP. Z O.O., UL. GIERDZIEJEWSKIEGO 1, 02-495 WARSZAWA, TEL.: 22 863 33 78, FAX: 22 863 33 82, E-MAIL: info@htp.com.pl, www.hitachi-narzedzia.pl

zczęśliwych i radosnych Świąt Bożego Narodzenia oraz wszelkiej pomyślności i sukcesów w nadchodzącym Nowym Roku

życzą Zarząd i Pracownicy firmy SIBA Polska Sp. z o.o.

W ŚWIĄTECZNY CZAS WARTO SIĘ NA CHWILĘ ZATRZYMAĆ…

Jeśli ściskać – to jedynie najbliższych. Jeżeli pakować – to wyłącznie prezenty. Jeżeli liczyć – to tylko potrawy na wigilijnym stole. Niech jedno pozostanie niezmienne – cieszmy się tym, co robimy. Życzymy dobrych Świąt Bożego Narodzenia i wspaniałego Nowego Roku.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Układy kompensacji mocy biernej oraz filtry Niski współczynnik mocy biernej oraz wzrost harmonicznych bardzo negatywnie wpływają na sieć elektroenergetyczną. Generując takie zakłócenia odbiorca energii narażony jest na kary finansowe, dlatego producenci i dostawcy urządzeń energetycznych poszukują rozwiązań, by zminimalizować oba niekorzystne zjawiska i ograniczyć do minimum ryzyko płacenia kar przez użytkowników urządzeń elektrycznych.

iększość urządzeń prądu przemiennego podczas swojej normalnej pracy pobiera z sieci elektroenergetycznej energię czynną i energię bierną. Odbiór energii biernej indukcyjnej w połączeniu z dużą ilością takich urządzeń może powodować istotne obniżenie wartości współczynnika mocy cosφ. Zwiększa to straty wytwarzania i przesyłu energii, zmniejsza przepustowość układu przesyłowego oraz powoduje spadki napięć w sieci. System elektroenergetyczny nie może pracować ekonomicznie przy niskim współczynniku mocy, dlatego niezbędne jest stosowanie specjalnych rozwiązań – np. baterii kondensatorów – do kompensacji mocy biernej. Zwiększają one współczynnik mocy cosφ do wymaganych wartości. Znaczącym problemem dla sieci energetycznej jest również wzrost harmonicznych. Jeśli ich poziom w instalacji jest zbyt wysoki, to powoduje znaczne zwiększenie strat systemowych, a także przeciążenia – włącznie z zadziałaniem zainstalowanych zabezpieczeń. Prowadzi to do zakłóceń działania, a może nawet powodować wyłączenie całej sieci energetycznej. Przyczyną tego zjawiska są odbiorniki o nieliniowej charakterystyce, takie jak falowniki, konwertery, prostowniki czy coraz powszechniej stosowane źródła światła oparte o technologię LED. W ostatnich latach urządzeń tego typu jest instalowanych coraz więcej. Jednym ze stosowanych środków zapobiegania niekorzystnym zjawiskom wyższych harmonicznych są filtry składające się z dławika oraz baterii kondensatorów. Najkrócej mówiąc niski poziom współczynnika mocy oraz wysoki poziom harmonicznych oznacza niższą wydajność systemu zasilania oraz potencjalne straty w produkcji, spowodowane brakiem zasilania. Jednak oprócz czy-

sto technicznej strony niepożądanych zjawisk związanych z mocą bierną i wyższymi harmonicznymi uwzględnić jeszcze należy aspekt ekonomiczny. Firmy energetyczne na całym świecie stosują kary finansowe dla odbiorców nie stosujących się do zasad opisanych w „kodach sieci”, odnośnie generowania poziomu wyższych harmonicznych lub przekraczania dopuszczalnego poziomu współczynnika mocy. Dodatkowo należy podkreślić, że bardzo często potrzeba kompensacji mocy biernej jest ściśle powiązana z koniecznością tłumienia wyższych harmonicznych. Przykładem mogą być farmy wiatrowe, gdzie mamy do czynienia z dużą liczbą odbiorników o nieliniowej charakterystyce oraz pobierających moc bierną indukcyjną. Widać więc wyraźnie, że baterie kondensatorów, jako część układu do kompensacji mocy biernej bądź składnik filtrów wyższych harmonicznych, są istotnym elementem systemu elek-

troenergetycznego. Dlatego firma ABB stworzyła wiele produktów pomagających zapobiegać tym niekorzystnym zjawiskom związanym z rozwojem sieci elektroenergetycznej. Takimi rozwiązaniami są między innymi baterie kondensatorów typu EMPAC oraz ABBACUS.

Baterie kondensatorów w metalowej obudowie typu EMPAC EMPAC to zmontowana i przetestowana fabrycznie, jednostopniowa bateria kondensatorów w metalowej obudowie, stosowana do kompensacji mocy biernej na napięcia od 1 kV do 36 kV. Bateria EMPAC przystosowana jest do pracy zarówno w pomieszczeniach, jak i na zewnątrz budynków. Standardowo składa się z kondensatorów jednofazowych w konfiguracji podwójnej gwiazdy, przekładnika prądowego do zabezpieczania przed asymetrią,

ES CB

UCT

Schemat baterii EMPAC bez wyłącznika

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

UCT

Schemat baterii EMPAC z wyłącznikiem

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Parametry techniczne: Napięcie znamionowe

Od 1 kV do 36 kV

Moc maksymalna

10,6 Mvar przy 24 kV, 16 Mvar przy 36 kV

Konfiguracja kondensatorów

Podwójna gwiazda/pojedyncza gwiazda (na życzenie)

Stopień ochrony IP

IP 23/44

Częstotliwość

50 Hz/60 Hz

Lokalizacja

Wykonanie wnętrzowe lub napowietrzne

Prąd zwarcia

40 kA przez 1 s

Bateria kondensatorów EMPAC

uziemnika oraz dławików rozruchowych. Dodatkowo bateria EMPAC może być wyposażona w wyłącznik w izolacji gazu SF6 oraz przekładniki do ochrony przetężeniowej.

Baterie kondensatorów w metalowej obudowie typu ABBACUS ABBACUS to zmontowany i przetestowany fabrycznie układ kompensacji o budowie modułowej, złożony z wielostopniowych, przełączalnych stopni kondensatorowych, który realizuje automatyczną kompensację do zadanego poziomu współczynnika mocy. Bateria kondensatorów ABBACUS występuje w wielu wersjach i jest dostosowana do pracy na napięcia od 1 kV do 36 kV. Może być instalowana zarówno w pomieszczeniach, jak i na zewnątrz budynków.

Bateria kondensatorów ABBACUS

Moduł wejściowy baterii ABBACUS składa się z szafy sterowniczej oraz części wysokonapięciowej, która w zależności od wybranej opcji może zawierać: yy odłącznik, yy wyłącznik, yy uziemnik, yy przekładniki napięciowe, yy przekładniki prądowe, yy ograniczniki przepięć. Do modułu wejściowego podłączone są moduły stanowiące kolejne stopnie kompensacji, które w zależności od wybranej opcji mogą zawierać: yy kondensatory, yy dławiki rozruchowe lub dławiki rozstrajające, yy bezpieczniki, yy styczniki, yy przekładniki prądowe, yy przekładniki napięciowe, yy wyłączniki.

Szafa sterownicza baterii ABBACUS

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Moduł wejściowy baterii ABBACUS

Moduły kompensacyjne baterii ABBACUS

Odłącznik/uziemnik/wyłącznik

Parametry techniczne:

Bezpieczniki Styczniki Dławiki Kondensatory Stopień 2

Stopień 1 Moduł wejściowy

Napięcie znamionowe

Od 1 kV do 36 kV

Moc maksymalna

20 Mvar

Konfiguracja baterii

Przełączalna, jedno lub wielostopniowa

Stopień ochrony IP

Do IP55

Częstotliwość

50 Hz / 60 Hz

Lokalizacja

Wykonanie wnętrzowe lub napowietrzne

Prąd zwarcia

50 kA przez 1 s

Moduł mocy

Schemat baterii ABBACUS

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Aplikacje mobilne Danfoss Drives Nasza codzienność zdominowana jest przez „mobilność”. Trudno wyobrazić sobie świat bez smartfonów, tabletów, internetu czy chmur. Świat pędzi a informacje mają być dostępne wszędzie i w każdym momencie.

praktyce przenosimy swoje przyzwyczajenia z życia powszedniego na inne kategorie. Przez to również od nowoczesnych urządzeń stosowanych w systemach automatyki wymaga się aby były coraz bardziej mobilne i „smart”. Jest to wyraźny trend, który od kilku lat staje się także motorem rozwoju i wzrostu w wielu branżach przemysłowych. Obecnie coraz częściej oczekujemy, aby producent danego urządzenia czy rozwiązania udostępniał wraz z nim również odpowiednie aplikacje na smartfon czy tablet. Tak aby dostęp do danych był jak najszybszy i intuicyjny. W odpowiedzi na to zapotrzebowanie firma Danfoss dla swoich rozwiązań VLT® i VACON® oferuje kilka aplikacji a kolejne są w przygotowaniu.

MyDrive Portfolio – wszystkie dane „pod kciukiem”

do historii aplikacyjnych, filmów czy broszur i dokumentacji. Wystarczy przejrzeć informacje i pobrać pliki PDF na swoim urządzeniu mobilnym. Wszystko, co można znaleźć można także przesłać i udostępnić dalej(np.: poprzez e-mail). Aplikacja pozwala na skrócenie i uproszczenie procesów uruchomienia, rozruchu jak i projektowania oraz doboru. Dzięki temu cieszy się coraz większym zainteresowaniem.

ecoSmart – optymalizacja i spełnienie wymogów norm

Kolejną dostępną aplikacją jest ecoSmart obejmująca wszystkie rodziny napędów Danfoss.

Wraz z nowym standardem efektywności energetycznej napędów AC opublikowanym w marcu 2017 r. nacisk i skupienie na efektywności energetycznej stało się jeszcze bardziej istotne i zauważalne. Już nie tylko same silniki ale także przetwornice(przemienniki) częstotliwości oraz układy przetwornica(napęd) + silnik będą podlegać klasyfikacji pod względem energooszczędności. W Europie norma EN 50598 dotycząca efektywności energetycznej napędów AC działa już od roku 2014. Teraz norma międzynarodowa IEC 61800-9 postępuje w ślad za nią, zapewniając w ten sposób infor-

Jedną z pierwszych i oferowanych już od dłuższego czasu aplikacji jest MyDrive Portfolio. Aplikacja MyDrive® Portfolio stanowi przegląd całej oferty napędowej Danfoss Drives. Jest skarbnicą wiedzy, pozwalającą na wyszukiwanie informacji zarówno na temat konkretnego produktu jak i aplikacji. Ułatwia i przyśpiesza dostęp także do kompleksowych materiałów i informacji związanych z konkretną branżą i zastosowaniem. Dodatkowo lista produktów jest ułożona w zależności od umiejscowienia i przeznaczenia produktu. Dzięki MyDrive portfolio łatwo można znaleźć i pobrać potrzebną dokumentację, co jest przede wszystkim bardzo wygodne i zapewnia zawsze najnowsze i najbardziej aktualne wersje wtedy kiedy są potrzebne. Dostępne są również linki

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE macje odnośnie sprawności napędów i układów silnik + napęd. Aplikacja ecoSmart zawiera obecnie dane dla wszystkich obecnych linii produktów napędowych i obejmuje zarówno marki VLT®, jak i VACON®. Z ecoSmart można znaleźć klasę efektywności IE każdego napędu Danfoss a także określić klasę efektywności systemu IES kombinacji napędu Danfoss z dowolnym silnikiem indukcyjnym. Ta aplikacja daje swobodę wyboru oraz możliwość oceny i wyboru optymalnych urządzeń. W swojej funkcjonalności posiada również możliwość wygenerowania certyfikatu zawierającego szczegóły techniczne dotyczące wybranych elementów i konfiguracji. Poza klasami efektywności energetycznej, ecoSmart przybliża także wydajność częściowego obciążenia napędu AC w standardowych punktach obsługi i pozwala obliczyć skuteczność i sprawność napędu w dowolnym punkcie roboczym. Aplikacja Danfoss EcoSmart ™ ma taką samą funkcjonalność jak w wersji internetowej, ale jest zoptymalizowana pod kątem urządzeń mobilnych i posiada ulepszone funkcje filtrowania. Danfoss EcoSmart ™ daje w szybki i prosty sposób możliwość wyszukiwania danych na temat strat również przy niepełnym obciążeniu dla napędów Danfoss. Wprowadzając specyficzne dla aplikacji punkty częściowego obciążenia, można użyć Danfoss EcoSmart ™ aby obliczyć klasę IE oraz straty w tych punktach. Gdy komponenty są pozyskiwane niezależnie, można użyć narzędzia do obliczania sprawności układu przetwornica + silnik wybierając odpowiednią przetwornicę Danfoss i dodając silnik indukcyjny. Danfoss EcoSmart ™ tworzy raport w postaci pliku pdf dokumentującego straty dla częściowego obciążenia oraz klasy efektywności IE lub IES razem z wykresami ilustrującymi wyniki. Raport może być wysłany przez e-mail, a dane z punktami częściowego obciążenia mogą być eksportowane w celu stosowania w systemie użytkownika.

rozwiązanie będzie także dostępne dla marki VACON®. Intuicyjne widgety i przyjazne dla użytkownika funkcje zwiększają użyteczność systemu. Wystarczy jedynie wszystko podłączyć. Tak prosto działa MyDrive® Connect. Bezprzewodowy panel zastępuje klasyczny panel LCP a aplikacja nie tylko zachowuje ale rozszerza funkcjonalność standardowego panelu LCP. Całość nie wymaga podłączenia przez kabel lub adapter RS485. Już nie trzeba się przełączać pomiędzy urządzeniem a aplikacją. Teraz wszystkie funkcję są zawsze pod ręką, dostępne z poziomu aplikacji. Nie musisz być też bezpośrednio przy przetwornicy by zmienić czy odczytać parametry. Możesz wygodnie i sprawnie korygować nastawy obserwując pracę instalacji. Konfiguracja napędu nigdy nie była tak wygodna. MyDrive® Connect to: yy Szybka i łatwa konfiguracja yy Bezpieczne połączenie yy Wysoka wydajność i bogaty interfejs użytkownika yy Kompatybilność do tradycyjnego LCP yy Bogatsze wsparcie dla użytkownika yy Łatwe połączenie za pomocą

yy yy yy yy yy

yy yy

wstępnie zdefiniowanego uwierzytelniania Intuicyjne dodatki graficzne i wykresy aktualizowane w czasie rzeczywistym do stałego monitorowania Szybkie wyszukiwanie parametrów po ich indeksie Kopiowanie parametrów do telefonu lub wewnętrznej pamięci LCP 103 Bezpieczne połączenie bezprzewodowe (AES, Advanced Encryption Standard) Bezpieczeństwo – specjalny parametr pozwalający na ustawienie zachowania urządzenia w przypadku utraty połączenia lub awarii aplikacji. Także do odzyskiwania ustawień po przywróceniu sygnału. Obsługa wielu języków Tryb symulacji

Wszystkie aplikacje są do pobrania z Apple Store i Google Play. W przygotowaniu są kolejne o których będziemy informować na bieżąco. Szczegółowe informacje dotyczące przetwornic częstotliwości Danfoss Drives można znaleźć na stronach internetowych: www.danfoss.pl/napedy n

MyDrive® Connect – szybka i łatwa diagnostyka oraz uruchomienie

W przygotowaniu/Dostępna jest również aplikacja mobilna MyDrive® Connect służąca do uruchamiania i serwisowania napędów VLT® HVAC, VLT® AQUA oraz VLT® AutomationDrive przy użyciu połączenia indywidualnego opartego na Wi-Fi (IEE802.11). Podobne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

KONFERENCJE I SEMINARIA

XVI Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE ’17 W dniach 21-24 listopada 2017 r. w Wiśle odbyła się, organizowana przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, już XVI edycja konferencji Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’17. Głównymi tematami konferencji były:

yy cyberbezpieczeństwo, szczególnie w kontekście ogromnego nasycenia sieci elektroenergetycznej systemami teleinformatycznymi narażonymi na zupełnie innego rodzaju zagrożenia niż sieć energetyczna, yy RODO – nowa dyrektywa o ochronie danych osobowych, yy regulacja jakościowa, bardzo ważna dla przedsiębiorstw energetycznych poprzez jej wpływ na przychód regulowany operatorów sieci dystrybucyjnej. Już tradycyjnie, Konferencja SIwE’17 rozpoczęła się we wtorek tzw. sesją „0”. Historia dnia/sesji „0” sięga momentu, gdy Towarzystwo, poprzez działania Komisji ds. IT działającej w strukturach PTPiREE, wypracowywało wspólne dla wszystkich przedsiębiorstw energetycznych założenia do zakupów oprogramowania IT czy tworzyło wspólny dla wszystkich standard zmiany sprzedawcy. Dzień „0” był miejscem spotkania specjalistów ds. IT z przedsiębiorstw energetycznych, gdzie mogli we własnym gronie przedyskutować sprawy ważne dla całej branży oraz poznać nowości od strony technologicznej. Mimo, że Komisja IT zaprzestała już działalność, dzień „0” zachował swój technologiczny charakter: przedstawiono w ten dzień głównie referaty bardzo techniczne w wąskim gronie specjalistów. Omówiono m.in.: zagadnienia integracji systemów radiowych, telekomunikacyjnych i dyspozytorskich; wady synchronizacji czasu; platformę sprzętową szyfrowanej i synchronicznej komunikacji czy zarządzanie siecią telko. Nie zabrakło także tematów związanych z bezpieczeństwem oraz RODO. Pierwszy, oficjalny dzień Konferencji, podzielony został na 3 sesje. W sesji generalnej przedstawiono bieżące działania zespołu CERT PSE i wskazano aktualne zagrożenia dla branży,

przedstawiono wymagania związane z wdrażaniem w Polsce dyrektywy RODO – dotyczącej ochrony danych osobowych oraz omówiono regulację jakościową i jej wpływ na Operatorów Systemów Dystrybucyjnych. W sesji drugiej zaprezentowali się Sponsorzy Konferencji, tj. firmy COMP i HUAWEI. W ostatniej tego dnia sesji trzeciej zaprezentowane zostały przez dostawców rozwiązań IT systemy wspierające pracę energetyki zawodowej. W kolejnym dniu konferencji odbyły się dwie sesje: w czwartej przedstawiono zrealizowany w ENERGA Operator SA projekt UPGRID, a w piątej inne wdrożenia z zakresu informatyki zrealizowane w przedsiębiorstwach energetycznych. W piątek, będący ostatnim dniem konferencji, odbyły się indywidualne spotkania dostawców systemów/rozwiązań IT dla energetyki z ich potencjalnymi użytkownikami. W ciągu szesnastu lat konferencja SIwE stała się największym i najpoważniejszym spotkaniem branży energetycznej w zakresie informatyki. W jej XVI edycji udział wzięło 576 uczestników (w tym 240 reprezentujących energetykę zawodową: OSD i OSP) z blisko 170 firm i instytucji. Wygłoszono 41 referatów, przygotowano 28 stoisk promocyjnych. Patronat honorowy nad SIwE ‘17 objęli: Ministerstwo Energii oraz Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, Pan Maciej Bando. Sponsorami Konferencji w tym roku były firmy COMP i HUAWEI. Już teraz zapraszamy Państwa do udziału w XVII edycji konferencji SIwE, która odbędzie się w dniach 20-23 listopada 2018 r. w Wiśle. Szczegółowe informacje znaleźć można na stronie internetowej: siwe.ptpiree.pl. Sebastian Brzozowski PTPiREE n

Dyrektor PTPiREE, Pan Wojciech Tabiś, powitał zgromadzonych

W Konferencji SIwE’17 udział wzięło 576 Uczestników

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TARGI

Lubelskie Targi Energetyczne ENERGETICS – jubileuszowy sukces Rozmowy biznesowe, współpraca międzynarodowa, szkolenia, konferencje, seminaria, nowości i premiery – tak w skrócie można opisać trzy intensywne dni X, jubileuszowej edycji Lubelskich Targów Energetycznych ENERGETICS oraz II edycji Wschodnich Dni Kooperacji. Szeroka oferta targowa

Niemal 200 wystawców zaprezentowało rozwiązania, produkty i usługi dla energetyki, m.in.: systemy zarządzania infrastrukturą sieci elektroenergetycznych, automatykę przemysłową, analizatory parametrów sieci, produkty i systemy do rozdziału energii elektrycznej oraz zapewnienia ciągłości zasilania, stacje transformatorowe, rozdzielnice, systemy odgromowe, łączniki napowietrzne i słupowe, aparaturę łączeniowa, systemy sterowania i nadzoru, komponenty elektroniczne, rozwiązania dla energetyki wytwórczej, aparaturę zabezpieczeniową, urządzenia pomiarowe, podzespoły mocy, przekaźniki, styczniki, produkty i rozwiązania dla utrzymania ruchu. Nie zabrakło premier i nowości. PGE Dystrybucja S.A. Oddział Łódź zaprezentowała autorskie rozwiązanie technologiczne Serwisową Linię Kablową (SLK) średniego napięcia.

O energetyce w gronie specjalistów

Ekspozycji targowej nieodłącznie już towarzyszą wykłady, seminaria i szkolenia. W tym roku eksperci skoncentrowali się na najbardziej aktualnych zagadnieniach branżowych: niezawodności dostaw energii elektrycznej, elektromobilności, efektywności energetycznej czy niezależności energetycznej na poziomie lokalnym. Już po raz trzeci podczas Targów odbyło się Forum Dystrybutorów Energii, podczas którego dyskutowano o ewaluacji modelu regulacji jakościowej i aktualnych wyzwaniach taryfowych, przyczynach przerw w dostarczaniu energii elektrycznej czy niezawodności, pewności i bezpieczeństwie linii elektroenergetycznych w świetle nowych wymogów prawnych. Z kolei w ramach Polsko-Białoruskiego Forum Gospodarczego „Dobrosąsiedztwo 2017” polscy i białoruscy specjaliści debatowa-

li o kierunkach rozwoju współpracy w sektorze budownictwa, transportu i logistyki oraz warunkach dla rozwoju dalszej współpracy, tj. skutecznych strukturach i instrumentach wsparcia współpracy międzynarodowej.

Konkursy targowe

Podczas Lubelskiej Gali Energetyki zostały wręczone nagrody w konkursach targowych "Produkt Roku Lubelskich Targów Energetycznych ENERGETICS" oraz "Forma promocji targowej". Komisja Konkursowa wyłoniła również firmę, która otrzymała Puchar Prezesa Polsko-Białoruskiej Izby Handlowo-Przemysłowej. Nagrodę targową w kategorii Produkt Roku za innowacyjną technologię lokalizacji uszkodzeń i przywracania zasilania w sieciach skompensowanych otrzymała firma SCHNEIDER ELECTRIC i PGE Dystrybucja S.A. Oddział Białystok. Wyróżnienia w tej kategorii otrzymali: yy MIKRONIKA za sterowniki z rodziny SO-54SR-3xx/4xx/5xx z funkcją sygnalizatora zwarć i sekcjonalizera, yy LAMEL Rozdzielnice Sp. z o.o. za rozdzielnicę SN, yy VIMAP Sp. z o.o. za inspekcję linii elektroenergetycznych w środowisku vMATIC 3D. W kategorii Forma Promocji Targowej Targów Energetycznych ENERGETICS Komisja Konkursowa przyznała Nagrodę Targową firmie ELEKTROMONTAŻ LUBLIN Sp. z o.o. Puchar Prezesa Polsko-Białoruskiej Izby Handlowo-Przemysłowej za najefektywniejsze ekonomiczne rozwiązanie technologiczno-organizacyjne w zakresie energetyki otrzymała firma ALPAR za gamę rozłączników napowietrznych RN (M) III SA 24/4/100A. Komisja Konkursowa przyznała również dyplom uznania dla Politechniki Lubelskiej za promocję nauki wśród młodzieży podczas Targów Energetycznych ENERGETICS 2017.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TARGI Jubileusz 10-lecia

Jubileuszowa edycja targów to okazja do podsumowań, wspomnień oraz planów na przyszłość. Podczas uroczystego otwarcia targów pan Artur Szymczyk - Zastępca Prezydenta Miasta Lublin ds. Inwestycji i Rozwoju - wręczył Medal 700-lecia Miasta Lublin wystawcom Targów ENERGETICS: firmie ELMAX Sp. z o.o. Sp. k., ELEKTROMONTAŻ-LUBLIN Sp. z o.o. oraz firmie Instytut Energetyki – Zakład Doświadczalny w Białymstoku. W dowód uznania za wkład i zaangażowanie w rozwój miasta i zasługi na rzecz jego Mieszkańców oraz z podziękowaniem za podejmowanie działań inspirujących przyszłość i kształtujących tożsamość lokalną Lublina Medalem 700-lecia Miasta Lublin zostały odznaczone również Targi Lublin S.A. Medal odebrali: Robert Głowacki - Prezes Zarządu oraz Piotr Oraczewski - Wiceprezes Zarządu. Sukcesywny rozwój oraz 10-letnia tradycja, sprawiły że Targi Energetyczne ENERGETICS znajdują się w gronie najważniejszych wydarzeń dedykowanych branży energetycznej. Z tej okazji firmy, które od 10 lat angażują się w rozwój targów otrzymały specjalne podziękowania, natomiast na ręce firm obchodzących w tym roku jubileusze działalności przekazano listy gratulacyjne od Targów Lublin S.A.

Wschodnie Dni Kooperacji

Podwykonawcy, kooperanci i producenci działający w branży przemysłowej spotkali się podczas II edycji Wschodnich Dni Kooperacji, które odbyły się wspólnie z Targami ENERGETICS. Swoją ofertę zaprezentowali m.in.: A.P.J. Sikora Sp. J., Agencja Rozwoju Przemysłu, AMB Metal Forming Sp. z o.o., Centrum Ochrony Pracy i Biznesu CONSULTRIX, Centrum Precyzyjnego Wytwarzania Dorota Kania, EDBAK Sp. z o.o., HSW-FEZ Fastec Sp. z o.o., MASZ-ZAP Sp. z o.o. Przedsiębiorstwo Remontowe Maszyn i Armatury, METAL-HANDEL Sp. J. Jacek Galas i Piotr Galas, NOTA Zakład Mechaniki Precyzyjnej Stanisław Szymczyk, ORTYL Sp. z o.o. Sp. komandytowo-akcyjna, Głuchowski ZJG Gliwice. W gronie Wystawców znalazł się również Wschodni Klaster Obróbki Metali. Wystawcy zaprezentowali ofertę usług w zakresie wysokiej jakości obróbki metali, przetwórstwa tworzyw sztucznych, produkcji komponentów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2017

TARGI oraz usług na zlecenie średnich, dużych oraz korporacyjnych przedsiębiorstw produkcyjnych. Szczegółowa oferta obejmowała m.in.: usługi obróbki skrawaniem, ściernej, powierzchniowej, plastycznej oraz kształtowania blach, brył czy łączenia; odlewnictwo żeliwa, produkcję narzędzi kutych, produkcję metalowych elementów konstrukcyjnych zbiorników, cystern i pojemników metalowych; środki ochrony indywidualnej, elementy złączne, produkcję seryjną elementów na indywidualne zamówienie. Podczas targów odbywały się spotkania brokerskie w ramach projektu „Sieć Otwartych Innowacji”. Przedsiębiorcy zainteresowani wdrożeniem innowacji w swoim przedsiębiorstwie oraz pozyskaniem dofinansowania rozmawiali z brokerami technologii na stoisku Agencji Rozwoju Przemysłu, która jest koordynatorem tego projektu. Organizatorzy serdecznie dziękują wszystkim Zwiedzającym, Wystawcom, Współwystawcom, Patronom Honorowym, Branżowym, Medialnym oraz Partnerom za współorganizowanie Lubelskich Targów Energetycznych ENERGETICS 2017. Jednocześnie zapraszamy do odwiedzenia XI edycji Targów, które odbędą się 13-15 listopada 2018 r. n

WORTAL

eminaria techniczne

QR CODE

Wygenerowano na www.qr-online.pl

DRUKOWANY BIULETYN BRANŻOWY

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

Diagnostyka i monitoring maszyn w zakładach przemysłowych

Darmo wy wpis p o d s t aw ow y

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

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

PRAKTYCZNE SZKOLENIA Programowanie sterowników PLC Siemens S7-1200

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

NEWSLETTER (11.000 ODBIORCÓW)

Badania EMC w Instytucie Elektrotechniki

Instytut Elektrotechniki ul. Mieczysława Pożaryskiego 28, 04-703 Warszawa mobile: +48 601 960 244 email: badania@iel.waw.pl

Laboratorium Badawcze i Wzorcujące Instytutu Elektrotechniki w Warszawie od lat 90. przeprowadza badania w zakresie kompatybilności elektromagnetycznej (EMC). Posiada certyfikat akredytacji nr AB 022, wydany przez Polskie Centrum Akredytacji, potwierdzający spełnienie wymagań normy PN-EN ISO/IEC 17025:2005. Po gruntownej modernizacji w 2017 roku laboratorium wyposażone jest w nowoczesne, samodzielne stanowiska badawcze światowych producentów aparatury badawczej i pomiarowej oraz posiada kompetentny zespół, zapewniający wysoką jakość usług dla firm zainteresowanych wykonaniem badań typu lub badań inżynierskich urządzeń elektrycznych, elektroenergetycznych lub elektronicznych. Oferta badań laboratorium EMC obejmuje m.in.:  badania odporności na zaburzenia elektromagnetyczne, w tym: na promieniowane pole elektromagnetyczne o częstotliwościach radiowych w zakresie 30 MHz - 3 GHz i natężeniu do 10 V/m, na zaburzenia przewodzone, indukowane przez pola o częstotliwości radiowej, na wyładowania elektrostatyczne (ESD), na serie szybkich elektrycznych stanów przejściowych (BURST), na udary (SURGE), na zapady napięcia i krótkie przerwy, na pole magnetyczne impulsowe oraz o częstotliwości sieci elektroenergetycznej, na obecność składowej zmiennej w stałym napięciu zasilającym, na wahania napięcia, na tłumiony przebieg oscylacyjny, na asymetryczne zaburzenia przewodzone w zakresie 0 Hz - 150 kHz,  badania emisji wahań napięcia i migotania światła oraz emisji harmonicznych prądu,  pomiary emisji przewodzonej i promieniowanej, w tym: napięcia zaburzeń przewodzonych w zakresie częstotliwości 9 kHz - 30 MHz, natężenia pola zaburzeń promieniowanych w zakresie częstotliwości 30 MHz - 3 GHz. Przed rozpoczęciem badań każdorazowo ustalamy ze zleceniodawcą ich zakres, wielkości narażeń, określamy przybliżony czas ich wykonania oraz koszt. Proponujemy różne wersje przeprowadzania badań:  wykonanie pełnych badań zakończonych certyfikatem Instytutu Elektrotechniki,  ekspertyzy techniczne zakończone sprawozdaniem z badań,  godziny inżynierskie zakończone wynikami pomiarów. Oferowana przez nas możliwość prowadzenia badań inżynierskich stanowi istotny element procesu projektowania, weryfikacji konstrukcji oraz uruchamiania nowych wyrobów umożliwiając tym samym spełnienie wymagań w zakresie unijnej Dyrektywy 2014/30/UE (poprzednio 2004/108/WE). Pozytywny wynik badan jest podstawą procesu certyfikacji i oceny zgodności w myśl Ustawy z dnia 13 kwietnia 2007r. o kompatybilności elektromagnetycznej (Dz.U. 2007 nr 82 poz. 556). Akredytowane przez PCA badania z zakresu EMC Emisja zaburzeń przewodzonych:  emisja zaburzeń przewodzonych ciągłych 9kHz– 30MHz  moc zaburzeń 30MHz – 300MHz  migotanie światła  harmoniczne prądu do 39 harmonicznej  emisja zaburzeń promieniowanych 30MHz – 2,75GHz (w komorze GTEM 1750)  promieniowane zaburzenia elektromagnetyczne sprzętu oświetleniowego w zakresie 9kHz – 30MHz

PN-CISPR 16-2:1999 PN-EN 61000-6-3:2008 PN-EN 61000-6-3:2008/A1:2012 PN-EN 61000-6-4:2008 PN-EN 61000-6-4:2008/A1:2012 PN-EN 55014-1:2012 PN-EN 55015:2013-10 PN-EN 55015:2013-10/A1:2015-08 PN-EN 55011:2016-05 PN-EN 50561-1:2013-12 PN-EN 50121-1:2015-10 PN-EN 50121-2:2015-10 PN-EN 50121-3-2:2015-10 PN-EN 50121-4:2015-10 PN-EN 50121-5:2015-10 PN-EN 61000-3-3:2013-10 PN-EN 61000-3-2:2014-10

Członek rzeczywisty Klubu POLLAB nr 027

AB 022

Odporność na zaburzenia elektromagnetyczne:  wyładowania elektrostatyczne(ESD) kontaktowe i powietrzu ± 30kV  serie szybkich elektrycznych stanów przejściowych (BURST)  udary (SURGE)  odporność na zaburzenia indukowane o częstotliwości radiowej  zapady, krótkie przerwy i zmiany napięcia  odporność na pole elektromagnetyczne o częstotliwościach radiowych z modulacją AM i PM, badanie w komorze GTEM  odporność zapady i zmiany napięcia na przyłączu zasilania  odporność na pole magnetyczne o częstotliwości sieci elektroenergetycznej  odporność na impulsowe pole magnetyczne  odporność na tłumiony przebieg oscylacyjny  badanie odporności na asymetryczne zaburzenia przewodzone o częstotliwości od 0 Hz do 150 kHz

PN-EN 61000-4-2:2011 PN-EN 55014-2:2015-06 PN-EN 55024:2011 PN-EN 55024:2011/A1:2015-08 PN-EN 61000-6-1:2008 PN-EN 61000-6-2:2008 PN-EN 61547:2009 PN-EN 50121-1:2015-10 PN-EN 50121-3-2:2017-04 PN-EN 50121-4:2015-10 PN-EN 50121-5:2015-10 PN-EN 61000-4-2:2011 PN-EN 61000-4-4:2013-05 PN-EN 61000-4-5:2014-10 PN-EN 61000-4-6:2014-04 PN-EN 61000-4-11:2007 PN-EN 61000-4-3:2007 PN-EN 61000-4-3:2007/A1:2008 PN-EN 61000-4-3:2007/IS1:2009 PN-EN 61000-4-3:2007/A2:2011 PN-EN 61000-4-29:2004 PN-EN 61000-4-8:2010 PN-EN 61000-4-9:2016-11 PN-EN 61000-4-18:2009 PN-EN 61000-4-18:2009/A1:2011 PN-EN 61000-4-16:2016-05

SYSTEMY TRAS KABLOWYCH Z POŁĄCZENIEM ZATRZASKOWYM TYPU „KLIK” stabilne I mocne I szybkie E-90

DF... KF... KDSZ... SZYBKI MONTAŻ POŁĄCZENIE ZATRZASKOWE TYPU „KLIK” KILKAKROTNIE ZWIĘKSZA WYDAJNOŚĆ UKŁADANIA TRAS KABLOWYCH PROSTE I SZYBKIE POŁĄCZENIE, JEDNOCZEŚNIE DOKŁADNE I STABILNE, WYSTARCZY ZATRZASNĄĆ „KLIK” CIĄGŁOŚĆ ELEKTRYCZNA POTWIERDZONA PRZEZ VDE PRÜF - UND ZERTIFIZIERUNGSINSTITUT GMBH CERTYFIKATEM WG RAPORTU nr 5018795-5430-0001/219753 nr 5018795-5430-0001/228892

NOWOŚCI

SYSTEMY SZYBKIEGO MONTAŻU TYPU KLIK: KORYTEK; DRABINEK; KORYTEK SIATKOWYCH; CEOWNIKÓW SYSTEM DRABINEK MORSKICH

[W TRAKCIE BADAŃ DOPUSZCZAJĄCYCH DO UŻYCIA NA STATKACH I PLATFORMACH]

SYSTEM OŚWIETLENIOWY SYSTEM ZASILANIA MASZYN PUSZKI PODŁOGOWE KANAŁY NAŚCIENNE KONSTRUKCJE DO MONTAŻU PANELI FOTOWOLTAICZNYCH

TRASY KABLOWE BAKS SĄ W TRAKCIE BADAŃ DOPUSZCZAJĄCYCH DO UŻYCIA W ŚRODOWISKACH NARAŻONYCH NA TRZĘSIENIA ZIEMI WG NORM EUROCODE 8 I SIA261

27000 Produktów I Nieograniczone Konfiguracje Najwyższa Jakość BAKS, 05-480 Karczew, ul. Jagodne 5 tel.: +48 22 710 81 00, fax: +48 22 710 81 01, e-mail: baks@baks.com.pl WWW.BAKS.COM.PL