Urządzenia dla Energetyki nr 8/2019 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 8/2019 (123)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Podstawy oceny opłacalności modernizacji Transformatorów • Energia dla przyszłych pokoleń - kamery termowizyjne firmy FLIR • • Obszarowy system detekcji zwarć w sieci SN wykorzystujący scentralizowany pomiar synchrofazorów napięcia • • Rozbudowa rozdzielni wnętrzowej 110kV GIS w SE Biskupice • PATrz na bezpieczeństwo •

123

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019 (123)

• UKŁADY TRADYCYJNE OD 0,4 KV DO 110 KV • PASYWNE FILTRY WYŻSZYCH HARMONICZNYCH • NADĄŻNE KOMPENSATORY TYRYSTOROWE • SYSTEMY SVG STATCOM OD 20KVAR /0,4 KV DO 180MVAR/31,5 KV • SYSTEMY ASVG I FILTRY AKTYWNE

www.elma-energia.pl +48 89 523 84 90 elma@elma-energia.pl

OD REDAKCJI

Spis treści n WYDARZENIA I INNOWACJE ABB sprawdza pierwszy na świecie podwodny system zasilania.......6 Nowe role długoletnich pracowników COPA-DATA Polska....................8 Fabryka Przyszłości. Dziś. Jutro. Niebawem................................................... 10 Eneria wspiera energetycznych gigantów..................................................... 12 TAURON przyłączył ponad 30 tys. odnawialnych źródeł energii...... 14 n NOWOŚCI Bezpieczeństwo przy pracy z prądem - Fluke wprowadza do sprzedaży w Polsce i na świecie paletę narzędzi z izolacją do 1000/1500 V............................................................................................................... 16 n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Najnowsze rozwiązania inteligentnej automatyki SPRECON-E-T3

Wydawca Dom Wydawniczy LIDAAN Sp. z o.o. Adres redakcji 00-241 Warszawa, ul. Długa 44/50 lok. 109 tel./fax: 22 760 31 65 e-mail: redakcja@lidaan.com www.lidaan.com Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com Dr inż. Andrzej Maciej Maciejewski, tel. kom.: 601 991 000, e-mail: andrzej.maciejewski3@neostrada.pl Sekretarz redakcji: Agata Marcinkiewicz tel. kom.: 505 135 181, e-mail: agata.marcinkiewicz@gmail.com Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska

dla zapewnienia najwyższego poziomu stabilności

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

i bezpieczeństwa IT sieci energetycznych...................................................... 18

Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl

Kompensacja mocy biernej średnich napięć............................................... 22

Fotoreporter: Zbigniew Biel

FLIR wprowadził na rynek swoją pierwszą kamerę do wykrywania metanu, niewymagającą chłodzenia detektora.......................................... 26 Energia dla przyszłych pokoleń - kamery termowizyjne FLIR. .......... 28 Zastąpienie klasycznego sterownika PLC za pomocą przekaźnika programowalnego............................................................................ 32 Przedłużacze kablowe 110 kV do zastosowań tymczasowych......... 34

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl Redakcja nie odpowiada za treść ogłoszeń. Redakcja zastrzega sobie prawo przeprowadzania zmian w tekstach, np. adiustowania lub skracania, a także nieodsyłania materiałów nie zakwalifikowanych do druku. Przedruk, a także publikacja w innej formie, np. elektronicznej w internecie, tylko za zgodą wydawcy i właściciela praw autorskich. Prenumerata realizowana przez RUCH S.A: Zamówienia na prenumeratę w wersji papierowej i na e-wydania można składać bezpośrednio na stronie www.prenumerata.ruch.com.pl Ewentualne pytania prosimy kierować na adres e-mail: prenumerata@ruch.com.pl lub kontaktując się z Telefonicznym Biurem Obsługi Klienta pod numerem: 801 800 803 lub 22 717 59 59 – czynne w godzinach 7.00 – 18.00. Koszt połączenia wg taryfy operatora.

Rozbudowa rozdzielni wnętrzowej 110kV GIS w SE Biskupice.......... 38 PATrz na bezpieczeństwo.......................................................................................... 42 Sterownik komunikacyjny PFC200 dla farm fotowoltaicznych......... 46 Podstawy oceny opłacalności modernizacji Transformatorów ........ 48 Obszarowy system detekcji zwarć w sieci SN wykorzystujący scentralizowany pomiar synchrofazorów napięcia................................... 56 Nowa seria 40 wysokociśnieniowej osiowej pompy tłokowej A11VO do szczególnie wymagających zastosowań................................................. 61 n EKSPLOATACJA I REMONTY Hikoki Multi Volt nowa technologia zasilania narzędzi akumulatorowych.......................................................................................................... 62 Gwarancja działania nawet w ekstremalnych warunkach.................... 64 n TARGI XVIII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE ‚19... 66 Zakończyła się XII edycja Targów Energetycznych ENERGETICS...... 68

Współpraca reklamowa: ENERGO-COMPLEX.........................................................................I OKŁADKA ELMA ENERGIA................................................................................II OKŁADKA ENERGOTEST.................................................................................. III OKŁADKA FLIR..................................................................................................... IV OKŁADKA APATOR ELKOMTECH ........................................................................................ 5 CANTONI................................................................................................................. 3 ELEKTROBUDOWA SA......................................................................................41 ELEKTROMETAL ENERGETYKA SA................................................................ 9 ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................67 ENERIA...................................................................................................................13 ENERVISION.........................................................................................................27 HIKOKI....................................................................................................................63 INSTYTUT ELEKTROTECHNIKI......................................................................37 INSTYTUT ENERGETYKI...................................................................................45 MERSEN.................................................................................................................25 NEXANS.................................................................................................................35 PTP I REE................................................................................................................65 SONEL....................................................................................................................43 SPRECHER AUTOMATION...............................................................................17 TAURUS-TECHNIC..............................................................................................11 WAGO.....................................................................................................................45 WILK.......................................................................................................................... 7 ZPAS.......................................................................................................................... 9 ZWARPOL..............................................................................................................15

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE

ABB sprawdza pierwszy na świecie podwodny system zasilania Za pomocą pojedynczego kabla będzie można przesyłać do 100 MW energii na głębokość do 3000 metrów, gdzie ciśnienie może rozkruszyć cegłę, i na odległość do 600 km. Po co? Aby połączyć się z podwodnym systemem dystrybucji i przetwarzania energii. Dzięki temu wydobywanie ropy i gazu w głębinach oceanu będzie prostsze, bezpieczniejsze i bardziej przyjazne dla środowiska.

irma ABB, która pracuje nad nową technologią, zakończyła w porcie w Vaasa trwające 3000 godzin testy w zakresie przesyłu i przetwarzania energii pod wodą. Testy potwierdziły, że większość morskich zasobów węglowodorów na świecie jest już w zasięgu elektryfikacji, a podwodne instalacje mogą być zasilane ze źródeł odnawialnych znajdujących się kilkaset kilometrów dalej i obsługiwane zdalnie. W przeszłości potwierdzono, że głęboko pod wodą sprawnie działają kable przesyłowe i transformatory obniżające napięcie. Jednak nowy podwodny system dystrybucji i przetwarzania energii obejmuje m.in. transformator, rozdzielnice i napędy bezstopniowe SN, dystrybucję energii nN oraz systemy sterowania i układy energoelektroniczne. Opracowana technologia to efekt pro-

jektu badawczo-rozwojowego, na który przeznaczono około 100 mln USD. W projekt zaangażowanych jest ponad 200 naukowców i inżynierów ABB, Equinor, Total i Chevron. Morskie instalacje wydobywcze zazwyczaj wykorzystują energię generowaną za pomocą turbin gazowych, które znajdują się na platformach morskich lub statkach. Montaż instalacji elektrycznych bliżej dna i w sąsiedztwie odbiorników energii skraca czas reakcji głowic wydobywczych i ogranicza zapotrzebowanie na energię, a dzięki możliwości wykorzystania dowolnego źródła zasilania z lądu rozwiązanie może przyczynić się do redukcji CO2. W odważnej wersji podwodnego zakładu przyszłości wydajność i niezawodność zostaną poprawione dzięki zdalnej eksploatacji z nastaw-

ni umieszczonych na lądzie. Ponadto nowa technologia wymaga obecności mniejszej liczby osób na morzu, co znacznie ogranicza ryzyka. – Przeniesienie instalacji do wydobywania ropy i gazu na dno morskie przestało być tylko koncepcją. Takie podwodne instalacje, zdalnie sterowane i coraz bardziej autonomiczne, zasilane czystą energią z lądu, stają się rzeczywistością – powiedział Peter Terwiesch, dyrektor Biznesu Automatyki Przemysłowej ABB. Na przykładzie zagospodarowania konkretnego złoża (połączenie kablem ośmiu odbiorników, np. pomp lub sprężarek, na dystansie 200 km od pozostałej infrastruktury) oszacowano, że nowa technologia przyniesie ok. 500 mln USD oszczędności w zakresie nakładów inwestycyjnych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE

Nowe role długoletnich pracowników COPA-DATA Polska

Kolejny kamień milowy w rozwoju polskiego biura Urszula Bizoń-Żaba powołana na stanowisko dyrektora zarządzającego i Tomasz Papaj na stanowisko dyrektora działu techniczno-sprzedażowego przez prezesa COPA-DATA Polska Sp. z o.o.. Tym samym spółka COPA-DATA Polska z dniem 1-go października 2019 zrobiła kolejny krok w swoim rozwoju i rozpoczyna przełomowy etap swojej działalności.

erdecznie gratulujemy dwóm osobom Urszuli Bizoń-Żaba i Tomaszowi Papaj, które pomogły budować i rozwijać polskie biuro firmy COPA-DATA a od października przejmą nowe role mające na celu dalszy rozwój COPA-DATA Polska. Dotychczasowy dyrektor zarządzający Alexander Punzenberger pozostaje w zarządzie na stanowisku prezesa spółki COPA-DATA Polska.

Od marketing managera austriackiej spółki po dyrektora zarządzającego w Polsce

W grudniu 2010 roku rejestracja spółki COPA-DATA Polska stała się faktem i oficjalnie rozpoczęła się działalność biura w Krakowie. Kilka miesięcy wcześniej jako marketing manager na Polskę do COPA-DATA GmbH, której rejon działania obejmuje kraje Europy Wschodniej oraz Bliskiego Wschodu dołączyła Urszula Bizoń-Żaba. Doskonała lokalizacja pozwalająca na wzmocnienie sprzedaży w Polsce i krajach ościennych przekonała Alexandra Punzenberger, prezesa COPA-DATA GmbH o zainwestowaniu w Polsce, a osobą odpowiedzialną za budowę struktur uczynił właśnie Urszulę Bizoń-Żaba. Po sukcesach związanych z budowaniem marki zenon i COPA-DATA w Polsce, podjęła się ona wyzwań związanych z zarządzaniem polską jednostką, najpierw jako dyrektor operacyjny, a od kwietnia bieżącego roku również jako prokurent w zarządzie spółki. Jej 10-letnie doświadczenie w COPA-DATA, determinację w realizacji celów oraz szeroko rozwinięte kompetencje menadżerskie docenił Alexander Punzenberger powierzając jej od października b.r. kierowanie polskim oddziałem COPA-DATA. ,,Jestem dumna, że od dekady pracuje

Zdj.1. W środku Alexander Punzenberger, obecny prezes, po prawej Urszula Bizoń-Żaba, dyrektor zarządzająca COPA-DATA Polska oraz Tomasz Papaj dyrektor działu techniczno-sprzedażowego w COPA-DATA Polska.

w firmie, która w centrum stawia potrzeby klientów. Z każdym kolejnym zrealizowany projektem zenon mam świadomość, że udało się zoptymalizować pracę drugiego człowieka, poprawić jakość produktu czy oszczędzić energię lub wyprodukować ją z odnawialnych źródeł. I właśnie to będzie napędzać mnie przez kolejne dziesięć lat.’’ mówi nowa dyrektor zarządzająca COPA-DATA Polska.

Sprzedaż oparta na rzetelnej wiedzy technicznej

Tomasz Papaj, który do COPA-DATA Polska dołączył na początku 2011 roku jako ambitny inżynier ds. sprzedaży, szybko zaczął osiągać sukcesy dzięki, którym firma umocniła swoją pozycję na rynku oprogramowania do automatyki procesów w branży produkcyjnej i energetycznej. Na przestrzeni lat dzięki jego pracy zostało zrealizowanych kil-

ka tysięcy projektów w różnych branżach, o zróżnicowanej skali, począwszy od prostych HMI aż do rozbudowanych projektów SCADA z wykorzystaniem zenon Analyzer. Jego zdolności sprzedażowe wraz ze stale rozwijaną wiedzą techniczną zaowocowały nawiązaniem współpracy z firmami partnerskimi z Polski, które prężnie implementują projekty z wykorzystaniem Platformy Programowej zenon, a także uczelniami, wśród których nie mogło zabraknąć krakowskiej Akademii-Górniczo-Hutniczej. Innowacyjne pomysły wdrożone w dziale technicznych wprowadziły znaczenie słowa ,,support’’ na wyższy poziom i sprawiły, że na rynku rozwiązań softwarowych COPA-DATA jest postrzegana jako firma, udzielająca najbardziej skutecznej pomocy technicznej i o najwyższym odsetku uczestników zadowolonych ze szkoleń technicznych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Szczęśliwego Nowego Roku Kompleksowe rozwiązania dla Energetyki

PRZYGÓRZE 209

57-431 WOLIBÓRZ

POLSKA

www.zpasgroup.pl

info@zpas.pl

+48 74 872 01 00

WYDARZENIA I INNOWACJE

Fabryka Przyszłości. Dziś. Jutro. Niebawem. Firma Bosch Rexroth, będąca zarówno doświadczonym użytkownikiem, jak i dostawcą rozwiązań dla Przemysłu 4.0, opracowała konkretny pomysł urzeczywistnienia wizji Fabryki Przyszłości. W wizji tej nie chodzi wyłącznie o to, co będzie wykonalne pod względem technicznym, ale również w jaki sposób będzie można najlepiej spełnić wyzwania nowoczesnych fabryk. Część rewolucyjnych rozwiązań automatyki zawartych w wizji firma Bosch Rexroth oferuje już obecnie, a niektóre z nich zostaną wprowadzone na rynek już wkrótce. Ponadto, dodatkowe wizjonerskie technologie będą sukcesywnie wdrażane w dalszej perspektywie. Wszystko połączone

W wizji Fabryki Przyszłości wszystkie sekcje i zakłady produkcyjne są ze sobą połączone, co zwiększa ich elastyczność. Użycie otwartych standardów umożliwia szybkie i łatwe skonfigurowanie systemów. Firma Bosch Rexroth oferuje lub wkrótce zacznie produkować wszystkie niezbędne elementy do urzeczywistnienia tej wizji, od technologii i komponentów po czujniki i rozwiązania systemowe. Cyfrowy strumień tworzenia wartości W Fabryce Przyszłości wszystkie maszyny i urządzenia zostaną konfigurowane w taki sposób, aby ich status mógł być definiowany online, w czasie rzeczywistym. Komendy dotyczące aktualizacji i konserwacji można będzie wykonywać zdalnie – niemalże jednym kliknięciem. Każdy etap pracy oraz procesów będzie rejestrowany, przesyłany i przetwarzany przez nowoczesne oprogramowanie. Będzie ono analizować, symulować i doskonalać wszystkie procesy w całym strumieniu tworzenia wartości – od zakupu, poprzez proces produkcji aż po dostawę do klienta.

Maksymalizacja elastyczności

Dzięki Fabryce Przyszłości opłacalna będzie produkcja małych nakładów lub nawet pojedynczych sztuk. Maszyny będą się składać z łatwych w dostosowywaniu do potrzeb modułów, ponieważ sprzęt i oprogramowanie będą działać na każdym z nich niezależnie wykorzystując chmurę obliczeniową. Jednostki sterujące obiektem oraz jednostki zasilania będą miały łączność bezprzewodową. Linie produkcyjne wyposażone w technologie I4.0 już teraz są bardzo elastyczne i można je niezwykle szybko przeorganizować.

Tworzenie wartości dodanej dzięki cyfrowym modelom biznesowym

W przyszłości użytkownicy końcowi nie będą musieli kupować maszyn na własność, aby z nich korzystać. Zamiast tego będą woleli płacić za operacje wykonywane przez maszyny, które optymalnie wykorzystane, będą mogły pracować na zlecenie różnych klientów.

Fabryka Przyszłości – synergia produktów, usług i wiedzy

„Podczas gdy inni jedynie rozmawiają o Przemyśle 4.0, my już pracujemy nad urzeczywistnieniem tej wizji” — wyjaśnia Rolf Najork, dyrektor generalny Bosch Rexroth. Fabryka Przyszłości jest zmieniającym się obiektem podłączonym do sieci bezprzewodowej, który umożliwia efektywną pracę i adaptuje się do potrzeb klientów. Hala produkcyjna przygotowuje się do wyznaczonych zadań i może w elastyczny sposób dostosowywać się do różnych wymagań: od pojedynczych zamówień do produkcji masowej. „Musimy zaadaptować się do całkiem nowych warunków. Ale wdrożenie tych rozwiązań jest dla nas wielką szansą” — zauważa Najork. Firma Bosch Rexroth potrafi łączyć wiedzę o systemach produkcyjnych, doświadczenie w pracy ze złożonymi systemami, know-how w zakresie technologii czujników oraz doświadczenia w cyfryzacji i podłączaniu obiektów do sieci. Po raz pierwszy produkty, usługi i wiedza tworzą koncepcję Fabryki Przyszłości. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Aktywne Filtry Harmonicznych Merus Power

Aktywne filtry harmonicznych Merus Power stanowią rozwiązanie do eliminacji w czasie rzeczywistym zniekształceń harmonicznych powstających w wyniku obciążeń nieliniowych, aby zapewnić zgodność normami i zaleceniami dotyczącymi jakości energii. Merus Power to ekspert w dziedzinie jakości energii, obecny ze swoimi produktami na wszystkich kontynentach a mający swoją siedzibę w fińskim mieście Nokia. Aktywne filtry harmonicznych Merus Power są wszechstronnym rozwiązaniem, które można łatwo dostosować w celu poprawy współczynnika mocy, kontroli zmian napięcia, ograniczania migotania i równoważenia obciążenia . JAK TO DZIAŁA ? Aktywne filtry harmoniczne Merus Power są połączone równolegle z obciążeniami, które mają być kompensowane. Mierzą odkształconą wartość prądu obciążenia nieliniowego i wprowadzają w czasie rzeczywistym prąd skuteczny z przeciwnym kątem fazowym. Prąd aktywnego filtra harmonicznych eliminuje w ten sposób prądy harmoniczne obciążenia i z systemu elektroenergetycznego pobierany jest tylko prąd nieodkształcony . Oprócz wygładzania profilu prądu i napięcia przez łagodzenie harmonicznych prądu, filtry aktywne zapewniają również szybką kompensację mocy biernej częstotliwości podstawowej i symetryzację obciążenia w układach trójfazowych. Kompensacja mocy biernej stabilizuje napięcie, łagodzi migotanie, uwalnia dodatkową moc przyłączeniową w istniejącej sieci elektrycznej i poprawia współczynnik mocy.

Przykładowe spektrum harmonicznych przed i po zastosowaniu aktywnego filtra harmonicznyc

PODSTAWOWE FUNKCJE:  Aktywne filtrowanie harmonicznych,  Kompensacja mocy biernej,  Kontrola zmian napięcia i łagodzenie migotania,  Równoważenie obciążenia w układach trójfazowych. Więcej informacji: + 48 790 760 100 Marek Sikora m.sikora@epqs.pl Electrical Power Quality Systems Sp. z o.o. ul. Chełmińska 103, 86-300 Grudziądz +

48 539 304 480 Tomasz Modry t.modry@taurus-technic.com.pl Taurus-Technic Sp. z o.o. ul. Szosa Gdańska 9, 86-031 Osielsko k/Bydgoszczy

KORZYŚCI DLA KLIENTA:   

  

Oszczędność energii, Wyższa produktywność, Niezawodna praca instalacji przy obniżonych kosztach utrzymania, Dłuższa żywotność urządzeń elektrycznych i procesowych, Dodatkowa przepustowość w istniejącej sieci elektrycznej, Zgodność z IEEE 519, G5 / 4, IEC 61000 3-2, 3-4 lub innymi normami i zaleceniami dotyczącymi jakości energii.

Na nadchodzący świąteczno - noworoczny czas życzymy Państwu samych miłych wrażeń i doświadczeń w gronie Rodziny i Przyjaciół.

WYDARZENIA I INNOWACJE

Eneria wspiera energetycznych gigantów Czy największa polska spółka obracająca gazem oraz elektroenergetyczny lider na Śląsku mogą znaleźć pole do korzystnej współpracy? Okazuje się, że tak – wszystko za sprawą kogeneracyjnego układu prądotwórczego na metan, który od kilku miesięcy produkuje prąd dla gospodarstw domowych w Gilowicach.

zy największa polska spółka obracająca gazem oraz elektroenergetyczny lider na Śląsku mogą znaleźć pole do korzystnej współpracy? Okazuje się, że tak – wszystko za sprawą kogeneracyjnego układu prądotwórczego na metan, który od kilku miesięcy produkuje prąd dla gospodarstw domowych w Gilowicach. Jak się okazuje, między potężnymi podmiotami, zapewniającymi Polakom różne rodzaje energii, znaleźć można miejsce na współpracę. Dwaj czempioni z sektora gazu i elektroenergetyki udowodnili to na przełomie 2018 i 2019 roku, kiedy to uruchomiony został gazowy agregat prądotwórczy

- wytwarza energię elektryczną dla spółki energetycznej z metanu dostarczanego przez potentata gazowego. Urządzenie zostało zamontowane w Gilowicach na Śląsku. Wybór tej lokalizacji jest nieprzypadkowy – to właśnie na tym obszarze spółka gazowa prowadzi testy pozyskiwania metanu z kopalń węgla. Technologia ta może zwiększyć polskie wydobycie błękitnego paliwa o miliard metrów sześciennych rocznie. Stwarza to zatem niebagatelne perspektywy – taki wzrost oznaczałby bowiem powiększenie krajowej produkcji gazu o 25%. Polski potentat gazowy dostrzegł w odmetanowaniu kopalń perspektywę

także dla polskiego rynku energii elektrycznej – spółka postanowiła zainwestować w gazowy zespół kogeneracyjny, który wytwarzałby prąd z przechwytywanego w Gilowicach gazu. Pozyskana w ten sposób energia mogłaby być potem sprzedawana do sieci elektroenergetycznej, by zasilać odbiorców indywidualnych. We współpracę przy tym projekcie włączyła się spółka będąca elektroenergetycznym liderem na Śląsku. Tak doszło do uruchomienia agregatu, który działa już od lutego 2019 roku. Dostawcą jednostki kogeneracyjnej była firma Eneria, będąca ekspertem z zakresu rozwiązań energetycznych. Spółka gazowa zdecydowała się na model Caterpillar CG170-12. Ten agregat w zabudowie kontenerowej dysponujący mocą ok. 1 MW, został przewieziony do Gilowic w listopadzie 2018 roku. Przez następne miesiące technicy Enerii opracowywali szereg instalacji, które zespoliły agregat z odwiertami spółki gazowej dostarczającymi na powierzchnię metan pochodzący z pokładu węgla. Zastosowanie tego rozwiązania wymagało ogromnej wiedzy, zaawansowania i fachowości. Eneria potrafiła dopasować się do wymogów i potrzeb dwóch gigantów energetycznych, dzięki czemu dostawa, montaż oraz uruchomienie przebiegły sprawnie. Efektem prac Enerii było oddanie układu kogeneracyjnego do użytku już w lutym 2019 roku, co uświetniła uroczysta ceremonia. Produkowana w nim od tego czasu energia elektryczna jest przesyłana do Spółki energetycznej, która z kolei sprzedaje ją swoim klientom. Rozwiązanie zaoferowane i zainstalowane przez Enerię, współpraca dwóch potężnych polskie spółki energetyczne wyszła w życiu. W konse-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE kwencji wytwarzana energia wykorzystywana jest przez użytkowania końcowego z korzyścią dla środowiska. Zastosowanie tego proekologicznego rozwiązania pozwoli znacznie ograniczyć emisję metanu do środowiska – silnego gazu cieplarnianego. „Praca przy projekcie w Gilowicach była dla Enerii szansą na zdobycie unikalnego doświadczenia w wielu płaszczyznach. Nasi technicy zdobyli wyjątkowe umiejętności, mogli uczyć się od kolegów po fachu z wiodących spółek energetycznych i jednocześnie poszerzać swoją wiedzę o zagadnienia związane z zagospodarowywaniem metanu z kopalń. Co więcej, nasza firma z sukcesem pomogła wdrożyć model współpracy, działający między dwoma krajowymi gigantami. Jest to dla nas niezwykle cenne doświadczenie. Jestem pewien, że wykorzystamy je z pożytkiem dla nas i naszych klientów” – mówi Leszek Nicgorski, Dyrektor Generalny Eneria Sp. z o.o. Potencjał drzemiący w metanie z polskich kopalń węgla sprawia, że projekty podobne do tego w Gilowicach mogą stać się chlebem powszednim dla rozmaitych spółek energetycznych. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

WYDARZENIA I INNOWACJE

Pierwsze słoneczne megawaty TAURONA TAURON Ekoenergia podpisał umowę na zakup projektu farmy fotowoltaicznej, znajdującej się w gminie Choszczno w województwie zachodniopomorskim, od spółki Aval-1. Elektrownia słoneczna Choszczno to pierwszy obiekt w grupie TAURON, który będzie produkował energię elektryczną ze słońca. Planowany termin oddania elektrowni do użytku to 2021 rok.

a realizację inwestycji odpowiadać będzie spółka TAURON Ekoenergia. Całkowity koszt budowy szacowany jest na 15 mln złotych za 6 MW (megawatów). Farma fotowoltaiczna będzie produkowała 6GWh (gigawatogodzin) rocznie i będzie działać od 2021 do 2045 roku. - Zielony Zwrot TAURONA nabiera tempa, we wrześniu nasz portfel wytwórczy wzbogacił się o pięć farm wiatrowych o łącznej mocy 180MW – mówi Filip Grzegorczyk, prezes zarządu TAURON

Polska Energia. – Po realizacji zainicjowanego dziś projektu wzbogacimy naszą flotę wytwórczą o 6 MW energii ze słońca - dodaje prezes TAURONA.

#ZielonyZwrotTAURONA

Zwiększenie do ponad 65 procent udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w miksie wytwórczym TAURONA – to najważniejsze założenie aktualizacji kierunków strategicznych Grupy. Nowe kierunki strategiczne opierają się na rozwoju czystej energii, która będzie pod-

stawą budowy wartości Grupy TAURON. Do 2025 roku planowane są inwestycje w farmy wiatrowe na lądzie (dodatkowe 900 MW), farmy fotowoltaiczne (dodatkowe 300 MW) oraz zaangażowanie w budowę morskich farm wiatrowych. Dzięki realizacji planowanych działań możliwe będzie zwiększenie udziału źródeł nisko- i zeroemisyjnych w strukturze wytwórczej Grupy TAURON do blisko 30 procent w 2025 roku i ponad 65 procent w 2030. n

TAURON przyłączył ponad 30 tys. odnawialnych źródeł energii TAURON Dystrybucja w pierwszych trzech kwartałach 2019 roku przyłączył do sieci energetycznej 14,5 tys. odnawialnych źródeł energii o mocy ponad 158 MW. To trzy razy więcej niż w analogicznym okresie ubiegłego roku. Spośród wszystkich mikroinstalacji przyłączonych w trzech kwartałach 2019 roku, zdecydowana większość została wykonana w technologii fotowoltaicznej. Oprócz tego przyłączone zostały trzy elektrownie wiatrowe i trzy wodne. Spółka przyłączyła także 59 odnawialnych źródeł energii innych niż mikroinstalacje, z których trzy nie zostały wykonane w technologii foto-

woltaicznej. Były to elektrownia wodna, elektrownia wiatrowa i elektrownia wykorzystująca biogaz rolniczy. Pozostałą część stanowią elektrownie PV. Łączna moc instalacji wyniosła ponad 158 MW. Dla porównania, w całym 2018 r. do sieci spółki zostało przyłączonych ponad 8 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 75 MW. Natomiast w trzech kwarta-

łach ubiegłego roku TAURON przyłączył 4,9 tys. odnawialnych źródeł energii o mocy 46 MW. W całym 2017 r. do sieci spółki zostało przyłączonych nieco ponad 4 tys. mikroinstalacji o łącznej mocy 24 MW. W sumie TAURON przyłączył już do sieci energetycznej ponad 30 tys. odnawialnych źródeł energii o łącznej mocy 265 MW. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Wesołych Świąt !!!

Z okazji zbliżających się Świąt Bożego Narodzenia oraz Nowego 2020 Roku Życzymy wszystkim naszym Klientom, szczęścia,, spokoju i pomyślności, Aby Nowy Rok obfitował w sukcesy tak osobiste jak i zawodowe.

NOWOŚCI

Bezpieczeństwo przy pracy z prądem - Fluke wprowadza do sprzedaży w Polsce i na świecie paletę narzędzi z izolacją do 1000/1500 V Firma Fluke wprowadza do sprzedaży w Polsce (i na świecie) zupełnie nową linię produktów w swojej ofercie – izolowane narzędzia ręczne klasy premium, takie jak szczypce czy wkrętaki. Wszystkie te narzędzia cechować się będą izolacją 1000 V dla prądu przemiennego i 1500 V dla prądu stałego, spełniającą najwyższe europejskie normy, jak również dożywotnią gwarancją. Narzędzia te mają zapewnić technikom i elektrykom zajmującym się konserwacją przemysłową najwyższe bezpieczeństwo i wytrzymałość podczas pracy przy obwodach pod napięciem, maksymalizując komfort i minimalizując ryzyko obrażeń. Bezpieczeństwo jest najważniejsze podczas pracy związanej z elektrycznością. „Bezpieczeństwo” to również słowo-klucz w filozofii naszej firmy. Podczas pracy w pobliżu odsłoniętych przewodów pod napięciem każdy pracownik powinien używać izolowanych narzędzi ręcznych w celu ochrony i minimalizacji ryzyka obrażeń spowodowanych incydentami elektrycznymi, takimi jak porażenie prądem, wyładowania łukowe itp. Większość narzędzi ręcznych ma gumowe lub plastikowe uchwyty, ale to nie to samo, co ochrona przed porażeniem prądem elektrycznym i ograniczenie możliwości wystąpienia zwarć łukowych spowodo-

wanych zwarciami. To właśnie wyróżnia narzędzia izolowane – mówi Krzysztof Stoma, Field Marketing Manager, Fluke Europe B.V. - Fluke do tej pory nie produkował tego typu narzędzi, jednak wpisują się właśnie w tę filozofię bezpieczeństwa. Wszystkie wprowadzane obecnie do sprzedaży narzędzia są zgodne z uznawanymi i stosowanymi standardami bezpieczeństwa ustanowionymi przez europejskie organy regulacyjne. Izolowane narzędzia skierowane sa przede wszystkim do grup takich jak konserwatorzy instalacji przemysłowych, elektrycy czy technicy HVAC, ob-

sługujący wszelkiego rodzaju wyłączniki, obwody, rozdzielnice, tablice rozdzielcze, rozruszniki, silniki, przetworniki częstotliwości, panele, elementy sterujące silnikami. Typowe zadania, w których stosowane są izolowane narzędzia ręczne to np.: diagnostyka i naprawa, wyłączniki, podłączanie głównego zasilania do systemu budynku, instalowanie wyłączników w panelach elektrycznych pod napięciem itp. Izolowane narzędzia ręczne wprowadzane właśnie do sprzedaży przez Fluke: yy Zostały zaprojektowane tak, aby blokować potencjalnie niebezpieczne napięcia przed dotarciem do użytkownika yy Zostały poddane próbie wytrzymałości dielektrycznej 10 000 V yy Są certyfikowane na 1000 V prądu przemiennego i 1500 V prądu stałego przez VDE, niezależne laboratorium zewnętrzne yy Są zgodne z międzynarodowymi standardami, takimi jak IEC 60900 i ASTM F1505. yy Są kluczową częścią NFPA 70E, która wymaga środków ochrony osobistej i izolowanych narzędzi przeznaczonych do instalacji elektrycznej. Portfolio izolowanych narzędzi Fluke obejmuje: szczypce uniwersalne, szczypce tnące boczne, szczypce spiczaste, wkrętaki krzyżakowe, szczypce nastawne, wkrętaki płaskie oraz wkrętaki kwadratowe. www.fluke.pln

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Najnowsze rozwiązania inteligentnej automatyki SPRECON-E-T3 dla zapewnienia najwyższego poziomu stabilności i bezpieczeństwa IT sieci energetycznych W przeszłości w energetyce dominowały sieci energetyczne zasilane centralnie. Obecne trendy zmierzają w kierunku integracji rozproszonych producentów, konsumentów i prosumentów energii, wykorzystujących odnawialne źródła energii, takie jak farmy fotowoltaiczne, farmy wiatrowe i biogazownie.

zrost znaczenia odnawialnych źródeł energii prowadzi do zwiększenia liczby zakładów energetycznych, które integrują rozproszonych dostawców energii z różnych źródeł. Występowanie wzmożonego obciążenia w różnych punktach sieci i o różnych porach wymaga ciągłego kontrolowania informacji o stanie i obciążeniu wszystkich elementów sieci, tj. dostawców, konsumentów, sieci przesyłowej i stacji transformatorowych. Wszystkie istotne dane muszą być zapisywane i przetwarzane w czasie rzeczywistym. Aby osiągnąć optymalny poziom obciążenia, sieci teleinformatyczne muszą współpracować z inteligentnymi systemami automatyk stacyjnych.

SPRECON – jednolita platforma do sterowania, zabezpieczeń i nadzoru

Sprecher Automation oferuje sprawdzoną, innowacyjną, doskonałą technologicznie, zaawansowaną platformę SPRECON o modułowej budowie, do automatyki i zabezpieczania urządzeń stacyjnych na wszystkich poziomach

napięć. Oprócz tradycyjnych zastosowań w obszarze automatyki stacyjnej, zabezpieczeń, telemechaniki i systemów SCADA, Sprecher Automation dostarcza nowoczesne i zaawansowane rozwiązania automatyki dla stale rosnącego obszaru dystrybucji, ze szczególnym uwzględnieniem bezpieczeństwa i stabilności obsługi sieci. Dotyczy to szczególnie rozwiązań automatyki dla rozdzielni i stacji transformatorowych (inteligentnych stacji energetycznych), a także zarządzania zasilaniem od dostawców energii odnawialnej. Obok systemu do wizualizacji procesów, SPRECON to również następujące serie urządzeń: SPRECON-E-C: wielofunkcyjne urządzenia automatyki SPRECON-E-P: zabezpieczenia i wielofunkcyjne urządzenia zabezpieczające i sterownicze SPRECON-EDIR: kierunkowy sygnalizator zwarć SPRECON-E-T3: kompaktowe moduły sterownicze SPRECON-E-T3 Cyber Security Kompaktowe urządzenia SPRECON-E-T3 zostały przygotowane tak aby mogły sprostać szczególnym wymaganiom

Rys. 1. Sterowniki SPRECON-E-T3

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE stawianym przez rynek odbiorców i dostawców energii elektrycznej w kwestii bezpieczeństwa IT. Dotyczy to zwłaszcza nowych funkcji urządzeń typu Smart Grid, Smart Metering związanych z bezpieczeństwem przesyłania i przechowywania danych. Każde urządzenie SPRECON-E-T3 posiada moduł funkcyjny związany z tzw. Cyber Security. Systemy SPRECON spełniają wymagania regulacji dotyczących bezpieczeństwa IT, a także międzynarodowych norm z serii ISO/IEC 27000 (np. System Zarządzania Bezpieczeństwem Informacji), IEC 62351 i IEC 62443. W urządzeniach SPRECON-E-T3 zastosowano następujące funkcje systemów zarządzania bezpieczeństwem przesyłania i przechowywania informacji: yy szyfrowanie wszystkich interface’ów transmisyjnych w tym sieciowych bezpośrednio przez urządzenie - dotyczy to zarówno retransmisji danych do systemów nadrzędnych jak i połączeń serwisowych, yy dostęp serwisowy do urządzeń poprzez Internet (wbudowany WEB SERWER) - dostęp zabezpieczony i szyfrowany zgodnie z Projektem Bezpieczeństwa Otwartych

Aplikacji Sieciowych (OWASP), yy domyślnie nieaktywny web serwer (może być aktywowany zdalnie np. poprzez sterowanie z poziomu SCADA), yy hasła użytkowników/administratorów zgodne z odpowiednimi standardami (zgodne ze standardami określonymi przez urzędy i normy związane z bezpieczeństwem informatycznym) - same hasła i nazwy użytkowników przechowywane są w oprogramowaniu również w postaci zaszyfrowanej, yy zintegrowany firewall, wbudowany IPsec/Open-VPN, różne systemy szyfrowania danych np. AES128, AES192, AES256, Blowfish, DES, 3DES, Camellia, IDE, yy odporność sterowników na skanery portów, ping flood, TCP-Syn flood, weryfikacja poprzez OpenVAS. Oprócz funkcji związanych z bezpieczeństwem IT oraz wspomnianych wcześniej funkcji podstawowych, SPRECON-E-T3 może pełnić również rolę urządzenia do komunikacji GPRS/ UMTS. Dodatkowo, system ten umożliwia bezpośrednią łączność z przekładnikami pomiarowymi i inteligentnymi licznikami energii.

Rys. 2. Bezpieczna komunikacja w systemie SPRECON

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 3. Inteligentny system sterowania i nadzoru stacji transformatorowych

SPRECON-EDIR – moduł sygnalizatora zwarć

Kolejnym elementem platformy SPRECON jest SPRECON-EDIR, precyzyjny kierunkowy sygnalizator zwarć i doziemień, znajdujący zastosowanie w ciągłym monitorowaniu kompensowanych, izolowanych lub uziemionych sieci średniego napięcia, wykorzystujący takie metody, jak metoda stanów ustalonych, harmonicznych, stanów przejściowych, powracających doziemień, impulsów i szybkich impulsów, metoda admitancyjna różnicowa, sygnalizowanie kierunku zwarcia, zabezpieczenie kierunkowe 2-stopniowe, ustalanie priorytetów działania czy operacje logiczne.

SPREBOX przeznaczone są zarówno do użytku wewnętrznego, jak i zewnętrznego, i spełniają wszelkie wymogi co do trwałości i odporności na udary czy standardy zgodności elektromagnetycznej.

Inteligentne stacje energetyczne

Inteligentne stacje energetyczne umożliwiają rozwój zdecentralizowanych systemów zasilania i są warunkiem sprostania przyszłym standardom jakości dostaw energii. Urządzenia SPRECON-E-T3 gromadzą wszystkie dane dotyczące sieci energetycznych niezbędne do sterowania i zarządzania siecią. Aby SPREBOX – sprostać wymaganiom kompaktowe szafy funkcjonalnym, urząsterownicze dzenia SPRECON-E-T3 Szafki sterownicze SPREmogą być rozszerzane BOX to ekonomiczne, goo kolejne moduły wraz towe rozwiązania, o komz rozbudową automatypaktowej budowie, do ki. Wszystkie moduły poróż nych z as tos ow ań miarowe pozwalają na w dziedzinie automatyki. podłączenie przekładniOprócz systemu automa- Rys. 4. SPRECON-EDIR – moduł sygnalizatora zwarć ków o niskiej mocy w różtyki SPRECON-E-T3, szafnych technologiach. Poki SPREBOX wyposażone są w nowoczesne zasilacze UPS maga to rozbudowywać układy pomiarowe uwzględniaz bateriami o różnej pojemności, a także łącza komunika- jąc czynnik ekonomiczny jakim jest koszt wdrożenia aucyjne i protokoły wykorzystywane w energetyce. Szafki tomatyki.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Korzyści dla operatorów sieci: yy gromadzenie wszystkich istotnych danych, sterowanie i zarządzanie siecią za pomocą sterowników SMART GRID SPRECON-E-T3 z wbudowanymi protokołami zabezpieczeń sieciowych IPsec/Open-VPN, yy nadzór nad konkretnymi dostawcami, odbiorcami, punktami sieci, obiektami energetycznymi, yy decentralizacja zadań zarządzania w celu odciążenia centralnego systemu SCADA, yy bardzo szybka implementacja rozwiązań, sprawne dopasowanie do każdej aplikacji, yy kompatybilność rozwiązania, brak ograniczeń technologicznych co do wymiany danych z innymi systemami pracującymi w różnych protokołach i technologiach. SPRECON-E-T3 obsługuje najważniejsze protokoły stosowane w energetyce takie jak DNP 3.0, IEC61850, IEC60870-5101/102/103/104, Modbus RTU, SNMP, NPT, protokoły do liczników energii oraz różne systemy bezprzewodowej transmisji danych, takie jak LTE/HSPA+/UMTS/EDGE/GPRS/GSM, TETRA. Ponadto, SPRECON-E-T3 może również pełnić rolę gateway’a (konwertera protokołów, koncentratora) dla podległych lub zewnętrznych układów stacyjnych czy sieciowych. Jego głównymi zaletami są: yy funkcje telemechaniki do gromadzenia danych sieciowych, zarządzania i sterowania sieciami niskiego i średnich napięcia oraz sterowania transformatorami np. instalacja z rozłącznikami/odłącznikami napowietrznymi, wnętrzowymi, recloser’ami, yy zbieranie sygnalizacji, alarmów i pomiarów, obsługa sterowań (cyfrowo i analogowo, do 15 modułów zainstalowanych na jednej karcie procesora urządzenia SPRECON-E-T3), yy bezpieczeństwo IT - szyfrowanie danych bezpośrednio przez kartę CPU urządzenia, yy wbudowany web serwer jako portal informacyjny dla operatora sieci, yy możliwość podłączenia do panelu sterowniczego SPRECON CP do obsługi lokalnej, yy wbudowany w sterownik stos PLC do tworzenia automatyk – możliwość tworzenia dowolnych automatyk, statystyk, raportów, obliczeń matematycznych, yy obsługa karty SD do szybkiej wymiany modułów i lokalnej archiwizacji, możliwość programowania urządzenia bez użycia komputera,

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Rys. 5. Kompaktowe szafki sterownicze z elementami platformy SPRECON-E-C i SPRECON-E-T3

yy monitoring sieci trójfazowej (prąd, napięcie, kierunek przepływu obciążenia, P, Q, S, cos Φ, częstotliwość, funkcja wskaźnika średnich, detekcja kierunków zwarć i doziemień, sygnalizator zwarć itd.), yy obsługa inteligentnych liczników energii różnych producentów, yy możliwość komunikacji, wymiany danych sterowników SMART GRID SPRECON-E-T3 pomiędzy sobą z pominięciem centrum nadzoru/systemu nadrzędnego, yy zdalny dostęp do wszystkich funkcji sterownika po bezpiecznym logowaniu. Dzięki różnorodnej kombinacji modułów, sterowniki SPRECON-E-T3 mogą być zestawiane indywidualnie, tak by spełnić nawet najbardziej wyrafinowane wymagania użytkowników. Szczególną ich zaletą jest to, że zachowując możliwości i funkcjonalność dużych sterowników montowanych w standardowych kasetach, są rozwiązaniem bardziej ergonomicznym i dużo tańszym. www.sprecher-automation.pl n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Kompensacja mocy biernej średnich napięć Zmienność obciążeń oraz ich charakter, wymusza stosowanie inteligentnych rozwiązań z zakresu gospodarki mocą bierną w sieciach średniego napięcia. Dobór urządzenia kompensującego wymaga wykonania szczegółowych, pomiarów i analiz.

uwagi na szerokie zastosowanie odbiorów nieliniowych urządzenie pomiarowe musi analizować, oprócz podstawowych parametrów wielkości elektrycznych takich jak moc, napięcie, natężenie prądu, częstotliwość, również zawartość poszczególnych harmonicznych zarówno prądu jak i napięcia. Coraz powszechniejsze zastosowanie sieci kablowych SN (duża pojemność bez obciążenia np. farmy wiatrowe podczas braku generacji), wymusza potrzebę gospodarki mocą bierną zarówno indukcyjną jak i pojemnościową. Właściwy dobór urządzenia kompensującego wymaga specjalistycznej wiedzy oraz wieloletniego doświadczenia. Taurus-Technic Sp. z o.o. od prawie 30 lat specjalizuje się m.in. w produkcji szerokiej gamy urządzeń służących do kompensacji mocy biernej na wszystkich poziomach napięć. W skład firmy wchodzi zespół projektantów, który właściwie dokonuje analiz potrzeb klienta w zakresie doboru właściwego kompensatora. Baterie kondensatorów średniego napięcia służą do kompensacji mocy biernej indywidualnej, grupowej lub centralnej. Zasadniczo można podzielić je na kilka typów w zależności od kryteriów: yy regulowane i nieregulowane, yy wnętrzowe i napowietrzne, yy w szafach rozdzielczych lub wykonaniu kontenerowym, yy w wykonaniu poziomym lub pionowym, yy z dławikami ochronnymi lub bez nich, yy hybrydowe (charakter zarówno pojemnościowy jak i indukcyjny), yy z elementami energoelektronicznymi SVC lub STATCOM.

Bateria kondensatorów BKWTx Przeznaczone są do kompensacji mocy biernej w sieciach rozdzielczych po stronie 6kV, 15kV, 20kV lub 30kV. Wykonane są w oparciu o jednofazowe kondensatory połączone w układzie podwójnej gwiazdy. Najczęściej bateria składa się z kondensatorów z dwoma izolatorami, a rzadziej z kondensatorów z jednym punktem izolowanym. W połączeniu międzygwiazdowym zainstalowany jest przekładnik prądowy, który w połączeniu przekaźnikiem zabezpieczającym oraz wyłącznikiem w polu zasilającym baterię, tworzy zabezpieczenie od zwarć wewnętrznych i uszkodzeń baterii. Obwody wtórne przekładnika prądowego wyprowadzone są do skrzynki przyłączeniowej IP 65 zamontowanej na konstrukcji baterii. Bateria standardowo wyposażona jest w dwa przekładniki napięciowe

Fot. 1. Bateria kondensatorów SN typu BKWTx w wykonaniu poziomym oraz pionowym

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 1. Układy połączeń baterii typu BKWTx

Moc znamionowa

150 ... 10 000kvar (lub inna)

Napięcie znamionowe

6, 15, 20, 30kV (lub inne)

Częstotliwość znamionowa

50 lub 60Hz

Klasa temperaturowa

- 40°C/D

Dopuszczalne napięcie robocze

1,10UN 12h/doba; 1,15UN 0,5h/doba; 1,20UN 5min; 1,3UN 1min;

Dopuszczalny ciągły prąd roboczy

1,30 IN

Dopuszczalne krótkotrwałe przeciążenia prądowe (0,5 okresu)

100 IN

Straty mocy czynnej kondensatorów

<0,2 W/kvar (zależy od rodzaju zastosowanych kondensatorów)

Rozładowanie baterii

max 300sek. do napięcia 50V

Moc znamionowa

150 ... 10 000kvar (lub inna)

Napięcie znamionowe

6, 15, 20, 30kV (lub inne)

Częstotliwość znamionowa

50 lub 60Hz

Klasa temperaturowa

- 40°C/D

Dopuszczalne napięcie robocze

1,10UN 12h/doba; 1,15UN 0,5h/doba; 1,20UN 5min; 1,3UN 1min;

Dopuszczalny ciągły prąd roboczy

1,30 IN

Dopuszczalne krótkotrwałe przeciążenia prądowe (0,5 okresu)

100 IN

Straty mocy czynnej kondensatorów

<0,2 W/kvar (zależy od rodzaju zastosowanych kondensatorów)

Rozładowanie baterii

max 300sek. do napięcia 50V

w układzie V pracujące jako układ szybkiego rozładowania baterii. Ze względu na instalowanie kondensatorów z rezystorami wewnętrznymi, które pozwalają na samoistne rozładowanie baterii można zrezygnować z tych przekładników, jednak jest to rozwiązanie rzadko stosowane. W tabeli powyżej przedstawiono przykładowe parametry techniczne baterii typu BKWTx. Szczególnym typem baterii jest typ BKWTx-Wind dedykowany farmom wiatrowym i stacjom rozdzielczym. W tym przypadku urządzenie posiada specjalną konstrukcję chroniącą przed dotykiem bezpośrednim wszystkich elementów stanowiących wyposażenie wewnętrzne baterii. Osłony dodatkowo zabezpieczają poszczególne aparaty przed działaniem warunków atmosferycznych co powoduje dłuższą żywotność urządzenia. Bez wątpienia dodatkową zaletą jest też mała powierzchnia wymagana do montażu urządzenia.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Baterie regulowane typu BKWTR Zmienność obciążeń sieci SN uzależniona od pory dnia, roku, procesów technologicznych itp. wymusza zastosowanie regulowanych baterii kondensatorów SN. Urządzenie takie wyposażone jest w regulator mocy biernej, który monitoruje charakter obciążenia i w zależności od potrzeby załącza wymagane przez sieć obciążenie o charakterze pojemnościowym. Baterie tego typu stosuje się coraz częściej w energetyce zawodowej, ale również w przemyśle. Służą do kompensacji grupowej lub centralnej. Tego typu bateria zbudowana jest z kilku członów w zależności od potrzeb sieci. Bateria dobierana jest indywidualne pod potrzeby klienta. Wyposażona jest m. in. w dławiki blokujące wyższe harmoniczne lub pikowe ograniczające prądy łączeniowe, bogaty system zabezpieczeń (przekładnik w pkt. zerowym + przekaźnik MiCOM, podstawy bezpiecznikowe wraz

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Fot. 2. Zainstalowane baterie kondensatorów SN typu BKWTx-Wind dedykowane jednej z farm wiatrowych

Fot. 4. Filtr 3-ciej harmonicznej

że zakłócenia w pracy urządzeń energoelektronicznych zasilanych tym napięciem. Aby temu zapobiec buduje się układy eliminujące występujące i szkodzące wyższe harmoniczne. Są to filtry wyższych harmonicznych. Filtr zbudowany jest z szeregowo połączonego dławika z kondensatorami. Parametry dławika i kondensatora dobiera się tak aby przy mającej być usuniętej harmonicznej impedancja zbudowanego dwójnika dławik-kondensator była bardzo mała. Dwójnik ten przyłączony jest równolegle do pracującej sieci. Prąd mającej być usuniętej wyższej harmonicznej płynie przez zwierającą gałąź poprzeczną filtra a nie przez sieć. Jest to tzw. filtr pasywny, budowany jako jednogałęziowy (eliminacja jednej harmonicznej) lub wielogałęziowy (eliminacja kilku harmonicznych). Szczególnymi urządzeniami do kompensacji mocy biernej SN są urządzenia zbudowane w oparciu o energoelektronikę tzw. STACOM lub SVC. Dedykowane są sieciom o szybkozmiennym obciążeniom np. dźwigi, zgrzewarki, piece lukowe. Firma Taurus-Technic posiada doświadczenie w dostawie również tego typu urządzeń. W celu uzyskania szerszej wiedzy z zakresu kompensacji mocy biernej na poziomie SN zapraszamy do kontaktu. Fot. 3. Regulowana bateria kondensatorów typu BKWTR zainstalowana w cementowni

w wkładkami, przekładniki prądowe wykrywające prądy przeciążaniowe, odłącznik w polu zasilającym, uziemnik w polu zasilającym - opcjonalnie, dodatkowe przekładniki napięciowe jako szybkie rozładowanie kondensatorów. Posiada rozbudowany system blokad mechanicznych i elektrycznych. Najczęściej budowane są w układzie podwójnej gwiazdy.

Filtry wyższych harmonicznych Zwiększający się udział odbiorników nieliniowych, wpływ prądów tych odbiorników na zniekształcenie sinusoidy napięcia powoduje zwiększenie strat mocy, powoduje tak-

mgr inż. Marek Sikora Taurus-Technic Sp. z o.o. ul. Szosa Gdańska 9 86-031 Osielsko k/Bydgoszczy Tel.: +48 52 320 33 00 Fax: +48 52 320 33 50 e-mail: taurus@taurus-technic.com.pl n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

ZABEZPIECZENIA NADPR ĄDOWE W Y ZN AC Z A N I E S TA N D A R D Ó W OCHRONY DC

Bezpiecznik EVpack • Wysoka wydajność w swojej klasie do aplikacji EV/HEV • Dobezpieczanie styczników mocy EV

Seria

• Bezpiecznik w technologii hybrydowej • Wysoka żywotność

Seria

• Stycznik w technologii hybrydowej • Łącze mocy DC • Wysoka powtarzalność łączeniowa do 2kA przy 1000VDC

E P. M E RS E N .CO M

adncom.fr - 9859 - Mersen property

• Wyłączanie w mniej niż 1ms niskich i wysokich przetężeń do 1000VDC

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

FLIR wprowadził na rynek swoją pierwszą kamerę do wykrywania metanu, niewymagającą chłodzenia detektora FLIR GF77 jest kamerą przeznaczoną do nadzoru gazowego i dzięki niższej cenie umożliwia większej liczbie użytkowników dostęp do tej technologii FLIR Systems, Inc. (NASDAQ: FLIR) poinformował o swojej nowej kamerze termowizyjnej FLIR GF77 (Gas Find IR) do wykrywania metanu niewymagającej chłodzenia detektora. Ta niewielka, przenośna kamera oferuje inspektorom wszystkie funkcje konieczne do wykrywania potencjalnych zagrożeń oraz niewidzialnych wycieków metanu w elektrowniach opalanych gazem ziemnym, instalacjach do produkcji energii ze źródeł odnawialnych, zakładach przemysłowych oraz w innych obiektach znajdujących się w systemach dystrybucji gazu ziemnego. Kamera GF77 jest prawie o połowę tańsza od kamer termowizyjnych do wykrywania gazów wyposażonych w detektory chłodzone. Umożliwia firmom z branży petrochemicznej zmniejszenie emisji i zapewnia bezpieczniejsze środowisko pracy. Model GF77 jest lekki, ergonomiczny i wyposażony w wyróżnioną obudowę zaprojektowaną specjalnie dla kamer FLIR serii T. Ma ekran dotykowy LCD o wysokiej rozdzielczości oraz wizjer pozwalający na bezproblemowe korzystanie z urządzenia w każdych warunkach oświetlenia. Kamera została zaprojektowana specjalnie do wykrywania metanu w celu ułatwienia procesu kontroli oraz wykluczenia możliwości nieprawidłowego odczytu. GF77 oferuje również opatentowany przez FLIR Tryb wysokiej czułości (HSM), który wzmacnia wskazania ruchu i tym samym powoduje, że niewielkie wycieki gazu stają się lepiej widoczne dla operatora. FLIR opracował model kamery GF77, uwzględniając w nim najnowsze zdobycze techniki, w tym wspomagany laserowo autofokus umożliwiający inspektorom lepsze namierzanie nieszczelności oraz funkcję poprawy kontrastu obsługiwaną jednym dotknięciem, która powoduje, że oznaczany gaz wyraźnie

odróżnia się od tła. Dodatkowo szybki graficzny interfejs użytkownika zwiększa sprawność pomiaru, umożliwia organizowanie zadań w folderach, zapisywanie uwag oraz lokalizacji GPS. „Technologia optycznego obrazowania gazów jest bardzo korzystna dla przemysłu, w którym wykorzystuje się metan, ale dotąd koszty tej technologii stanowiły barierę dla niektórych klientów”, mówi Jim Cannon, prezes i dyrektor wykonawczy FLIR Systems. „Kamera FLIR GF77, do wykrywania gazów jest oparta na detektorze niechłodzonym

działającym w paśmie długiej podczerwieni. Dzięki temu jest tańsza w produkcji od naszych chłodzonych kamer o wysokiej czułości i dlatego możemy ją zaoferować klientom w atrakcyjnej cenie. Zapewniając dostęp klientom do tej przełomowej technologii, możemy pomóc w poprawie stanu bezpieczeństwa w miejscu pracy”. Kamera FLIR GF77 jest od dzisiaj dostępna w sprzedaży na całym świecie u autoryzowanych dystrybutorów FLIR. Aby dowiedzieć się więcej, odwiedź stronę www.flir.com/GF77 . n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Wesołych Świąt ! Wyjątkowych Świąt Bożego Narodzenia oraz szczęścia w nadchodzącym Nowym Roku wraz z serdecznymi podziękowaniami za dotychczasową współpracę Zespół Enervision

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 1. Ulf Klöpzig z bezpiecznej odległości przeprowadza badania termowizyjne przewodów wysokiego napięcia przy użyciu kamery serii FLIR-T z teleobiektywem 7°.

Energia dla przyszłych pokoleń W koncepcji serwisowej Przedsiębiorstw Miejskich Bielefeld istotną rolę odgrywają kamery termowizyjne firmy FLIR. Przedsiębiorstwa Miejskie Bielefeld dążą do niezawodnego i bezpiecznego zaopatrzenia miasta i jego okolic w energię elektryczną, zgodnie z mottem: „Pracujemy, by warto było żyć w Bielefeld”. Jako duże przedsiębiorstwo komunalne Przedsiębiorstwa Miejskie nie odpowiadają jedynie za telekomunikację, baseny i ruch uliczny. Są również dostawcąenergiio istotnym znaczeniu dla lokalnego rynku: w niezawodny i bezpieczny sposób dostarczają mieszkańcom i firmom prąd, gaz, wodę i energię cieplną. Jednym z ponad 2200 pracowników przedsiębiorstwa, którzy czuwają nad prawidłową realizacją dostaw, jest dyplomowany inżynier Ulf Klöpzig. Jako kierownik działu stacji transformatorowych i sieciowych odpowiada on za utrzymanie urządzeń w odpowiednim stanie technicznym, dbając o ciągłość i bezpieczeństwo dostaw prądu do odbiorców, m.in. dzięki zastosowaniu kamer termowizyjnych firmy FLIR.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE FLIR T640 – DUŻA ROZDZIELCZOŚĆ I WYSOKA CZUŁOŚĆ TERMICZNA FLIR T640 opracowano specjalnie z myślą o kompleksowych inspekcjach lub inspekcjach wymagających pomiarów wysokich temperatur, w ramach których istotne znaczenie mają również wysoka rozdzielczość i czułość termiczna. Urządzenie zostało wyposażone w ciągły automatyczny system ostrości, wizjer oraz dodatkowe funkcje, takie jak automatyczny system wyrównania i bezprzewodowe połączenie z urządzeniami kontrolno- pomiarowymi FLIR. Opatentowana funkcja MSX urządzenia zapewnia uzyskanie dokładnej struktury obrazu termowizyjnego na bazie optymalizacji kontrastu przy wykorzystaniu widma światła dziennego. Zdj. 2. Według Ulfa Klöpziga urządzenie T640 wyposażone w teleobiektyw 7° jest w stanie generować obrazy o dobrej rozdzielczości, także w przypadku, gdy napowietrzne instalacje energetyczne znajdują się w pewnym oddaleniu.

FLIR C2 – KAMERA TERMOWIZYJNA W FORMACIE KIESZONKOWYM FLIR C2 to kompaktowa kamera termowizyjna z pełnym wyposażeniem do zastosowań profesjonalnych, w formacie kieszonkowym 125 × 80 × 24 mm, ważąca jedynie 130 g, dostępna w relatywnie korzystnej cenie. Kompaktowe i delikatne urządzenie C2 bez problemu zmieści się w każdej kieszeni – w każdej chwili jest w zasięgu ręki, gotowe do użycia w ramach działań diagnostycznych związanych z wykrywaniem problemów w instalacjach elektrycznych. Na obrazach MSX z kamer termowizyjnych dobrze widoczne są również wszelkie opisy itp.

Zdj. 3. FLIR C2 jest urządzeniem kompaktowym, obsługiwanym intuicyjnie – i względnie niedrogim.

Od nowicjusza do eksperta

Swoje pierwsze doświadczenia z badaniami termowizyjnymi Ulf Klöpzig zbierał w 2003 roku – już wtedy miał on kontakt z kamerą firmy FLIR (model E2, zastąpiony niebawem przez P45). „Po pierwsze musiałem zrozumieć następującą rzecz: bez podstawowej wiedzy na temat ustawień kamery i procesów fizycznych, jakie się z nimi wiążą, nie byłem w stanie generować prawidłowych, a co za tym idzie w pełni wiarygodnych, zdjęć termowizyjnych”. Ulf Klöpzig szybko to pojął i zapisał się na kurs wprowadzający, organizowany przez ITC – centrum przeprowadzające szkolenia dla FLIR Systems. Wkrótce uzyskał certyfikaty badacza termowizyjnego na wszystkich trzech poziomach, po czym osiągnął tytuł eksperta termografii elektrotermicznej, nadawany przez VDS. Ulf Klöpzig sam jest zresztą wykładowcą. Na prowadzonych przez siebie zajęciach dzieli się swoimi doświadczeniami z adeptami sztuki termowizyjnej. Przedsiębiorstwa Miejskie Bielefeld również czerpią korzyści z tych seminariów: „Z uwagi na fakt, że w kursach uczestniczą prawdziwi praktycy, którzy wykorzystują kamery termowizyjne w swojej codziennej pracy, sam mam możliwość wyniesienia z tych zajęć czegoś, co mogę potem wykorzystać w pracy w zakładzie. Inne podejście, doświadczenie, nowe metody – zawsze znajdzie się coś nowego”.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Dobry wybór w zakresie techniki pomiarowej

Duże zmiany zaszły nie tylko, jeśli chodzi o know-how i doświadczenie pracowników. Przedsiębiorstwa Miejskie Bielefeld wykorzystują w ramach badań termowizyjnych i ultradźwiękowych także nowoczesne urządzenia diagnostyczne. Badania ultradźwiękowe można z powodzeniem stosować w ramach diagnostyki izolacji – w przypadku powolnego zużywania się izolacji dochodzi do częściowych wyładowań, słyszalnych w zakresie ultradźwięków jako „mikroeksplozje”. Jakość przewodów i styków najlepiej można kontrolować przy użyciu kamer termowizyjnych, ponieważ w przypadku nadmiernego nagrzewania się elementów przewodzących prąd niemal zawsze należy się spodziewać problemów. W ramach tych działań Ulf Klöpzig stosuje dziś kamerę FLIR T640 z teleobiektywem 12° i 7°. Takie połączenie sprawdza się idealnie w ramach badań termowizyjnych linii wysokiego napięcia znajdujących się w pewnym oddaleniu. Ulf Klöpzig jest zadowolony z rozdzielczości kamery, która wynosi 640 x 480 pikseli, w szczególności w połączeniu z teleobiektywem 7°. „Nawet w przypadku bardziej odległych instalacji napowietrznych teleobiektyw zapewnia dobrą rozdzielczość pomiarową, umożliwiając niezawodną jakość pomiarów.”

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 4. Różnice temperatury są w stanie wykrywać nie tylko kamery FLIR o wysokiej rozdzielczości serii T i P. Do zastosowań profesjonalnych w ramach elektrotermografii z powodzeniem można również stosować wygodną kamerę FLIR C2.

Zdj. 6. Termiczne wskazania w tej skrzynce rozdzielczej wskazują na symetryczne obciążenie przyłącza kablowego. Mimo to można stwierdzić różnice temperaturowe pomiędzy poszczególnymi fazami oraz zmiany rozkładu temperatury w kierunku zacisku. Na obrazach MSX z urządzenia C2 widoczne są poza tym opisy, które nie byłyby widoczne na typowym obrazie w podczerwieni.

Zdj. 8. Przedsiębiorstwa Miejskie Bielefeld podjęły wyzwania związane z niezawodnym, bezpiecznym zasilaniem energetycznym.

Zdj. 5. Nagrzane miejsca na tej instalacji napowietrznej o napięciu 110 kV wskazują przełączniki mocy wyposażone w system ogrzewania rozdzielni, którego zadaniem jest np. zapobieganie wytwarzaniu się kondensatu. Obraz z kamery termowizyjnej potwierdza, że ogrzewanie działa prawidłowo we wszystkich szafach.

Zdj. 7. Obraz z kamery termowizyjnej FLIR T640 prezentuje to samo miejsce w o wiele bardziej szczegółowy sposób

Safety first – powietrze potrafi izolować ok. 1000 V na centymetr

Pracownicy Przedsiębiorstw Miejskich nie potrzebują jednak do wszystkich pomiarów kamery z najwyższej półki serii FLIR-T. „Właśnie jeśli chodzi o zakres średniego i niskiego napięcia, nasi technicy przeprowadzają codziennie inspekcje kilku szaf rozdzielczych, których ogólna liczba w całym mieście wynosi ponad 4000. W ramach inspekcji tych rozdzielnic nie jest konieczna wysoka rozdzielczość, charakterystyczna dla T640”, objaśnia Ulf Klöpzig. Z tego względu firma weryfikuje obecnie możliwość wykorzystania opcji, w ramach której specjalistom obsługującym rozdzielnice udostępniane byłoby wygodne urządzenie FLIR C2. Ta kompaktowa kamera termowizyjna w formacie kieszonkowym, wyposażona w ekran dotykowy, jest niesamowicie prosta w obsłudze. Jej rozdzielczość jest jednak wystarczająca, by rozpoznać niezgodności termiczne występujące w skrzynkach elektrycznych. „Zmierzamy do tego, by każdy specjalista otwierający rozdzielnię niskiego napięcia w pierwszej kolejności wygenerował obraz z kamery termowizyjnej. Zabieg ten nie zajmuje dużo

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE 4 minuty. Ulf Klöpzig jest z tego bardzo dumny, jednocześnie traktując to jako motywację: „Jasne jest, że procesy związane z serwisowaniem urządzeń w oparciu o ich stan techniczny są związane z określonym wysiłkiem. Jeśli przestanie się prowadzić takie działania, negatywne skutki nie będą pewnie odczuwalne dziś czy jutro. Jednak w pewnym momencie awarie zaczną się nawarstwiać. Będzie tak na pewno, tylko nie wiadomo kiedy – a wtedy będzie to kosztowne”.

Wyzwania na dzisiaj i na przyszłość

Zdj. 9. W ramach prac na instalacjach wysokiego napięcia (przedstawionych tutaj na przykładzie kamery serii P firmy FLIR) na pierwszym miejscu jest bezpieczeństwo pracowników. A to oznacza przede wszystkim odpowiednią odległość, ponieważ powietrze potrafi izolować około 1000 V na centymetr.

Zdj. 10. Połączenie linowe na odłączniku wykazuje określone właściwości termiczne, które należy obserwować i w razie potrzeby kontrolować.

czasu, a pozwala na natychmiastowe rozpoznanie ewentualnych problemów”. Poza tym urządzanie zapewnia odpowiednie bezpieczeństwo, ponieważ w sytuacji, gdy kabel nie jest prawidłowo wpięty w zacisk, lepiej jest zdiagnozować to w pierwszej kolejności jako problem i potencjalne źródło zagrożenia. „Fizyczne bezpieczeństwo naszych pracowników ma dla nas priorytetowe znaczenie. Podczas prac na instalacjach elektrycznych – w dodatku o wysokich wartościach natężenia i napięcia – najgorszą rzeczą, jaką można sobie wyobrazić, byłoby wyładowanie łukowe. Tego należy za wszelką cenę unikać”. Dla Ulfa Klöpziga zastosowanie kamer termowizyjnych poza optymalne wykorzystanie zasobów ludzkich, co pozwala na długotrwałe utrzymywanie wysokiego poziomu prac serwisowych. Bowiem tylko te instalacje, których stan techniczny nie budzi zastrzeżeń dzięki realizowanym pracom serwisowo-konserwacyjnym, są w stanie prawidłowo spełniać swoje zadania. Podczas gdy odbiorcy energii elektrycznej w całym kraju średnio muszą się liczyć z 13 minutami rocznie bez prądu, w przypadku mieszkańców Bielefeld są to przeciętnie niecałe

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Od momentu przełomu w energetyce Ulf Klöpzig ciągle walczy także z właściwościami technicznymi sieci energetycznej. „Sieci energetyczne rozwijają się od wielu dekad, przez co dziś w ramach układów nie da się uniknąć powiązania najróżniejszych technologii – każdy z komponentów musi być niezawodny, niezależnie od tego, jak długo jest w użyciu”. Wymagania dotyczące sieci energetycznych drastycznie się jednak zmieniły. Podczas gdy kiedyś prąd płynął od podmiotu go wytwarzającego do klienta, dziś kierunek przepływu jest niejednokrotnie odmienny, co zawdzięczamy odnawialnym źródłom energii poza scentralizowanym systemem. „Gdy w słoneczny dzień nikogo nie ma w domu, nikt nie zużywa prądu. Jednak moduły fotowoltaiczne nadal generują energię elektryczną, zasilając sieć. Może wówczas dochodzić do skokowego wzrostu poboru prądu oraz do większego obciążenia sprzętu niż było to pierwotnie przewidziane. Ustawienie sieci w takim trybie pracy i zagwarantowanie jej niezawodnej eksploatacji w takich warunkach stanowi nie lada wyzwanie”, objaśnia zawodowiec w dziedzinie serwisowania sieci. Przedsiębiorstwa Miejskie Bielefeld podjęły to wyzwanie. Ich celem jest niezawodne i bezpieczne dostarczanie energii elektrycznej dziś i w przyszłości, zgodnie z dynamicznie zmieniającymi się wymaganiami. Informacje na temat autorów: Thomas Jung, Sales Director Central Europe Instruments, FLIR Systems GmbH, Frankfurt Frank Liebelt, dziennikarz niezależny, Frankfurt Więcej informacji na temat kamer termowizyjnych oraz tego zastosowania można znaleźć pod adresem: www.flir.com Ilustracje mogą nie odpowiadać rzeczywistej rozdzielczości prezentowanej kamery. Ilustracje mają jedynie charakter poglądowy. n

SZKOLENIA BADANIA TERMOWIZYJNE W ENERGETYCE I UTRZYMANIU RUCHU , DYPLOM MIĘDZYNARODOWY INFRARED TRAINING CENTER, SZKOŁA AMERYKAŃSKA TERMINY CO MIESIĄC, TEL 697 790 707 WWW.EUROPRO.COM.PL

AUTORYZOWANY DYSTRYBUTOR FLIR NA POLSKĘ

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zastąpienie klasycznego sterownika PLC za pomocą przekaźnika programowalnego Sterowniki PLC czy przekaźniki programowalne? Kilka lat temu wybór był oczywisty. W kwestii funkcji wydajniejsze sterowniki PLC zwykle dawały więcej możliwości, ale także miały wyższą cenę. Wydajność przekaźników programowalnych jednak znacznie wzrosła i obecnie stanowią one alternatywę również w zastosowaniach przemysłowych. Dzieje się tak nie tylko ze względu na aspekt ekonomiczny, jak pokazano na przykładzie sterownika easyE4 firmy Eaton.

związku z rozwojem przemysłowego Internetu rzeczy (IIoT) specyfikacje kluczowych komponentów w rozwiązaniach automatyki stają się coraz bardziej złożone. Najlepiej, aby były one przygotowane na przyszłość dzięki wykorzystaniu najnowszych osiągnięć w dziedzinie cyfryzacji – niezależnie od tego, czy projektujemy nową instalację, czy też modernizujemy, rozbudowujemy istniejącą maszynę czy wdrażamy zaawansowany system. W przypadku cyfrowych sieci maszyn i urządzeń (a także dostarczanych przez nie danych) sterowniki programowalne PLC stanowią często domyślny wybór. Może jednak dzieje się tak z przyzwyczajenia? W rzeczywistości przekaźniki sterujące przez długi czas uznawano jedynie za ekonomiczną alternatywę dla mechanicznych przekaźników czasowych. Ta etykieta pozostała, choć przekaźniki programowalne były z powodzeniem używane w projektach automatyki przemysłowej i budynkowej od wielu lat. Jednak wykorzystanie przekaźników programowalnych nie było możliwe w zakresie wdrażania nowych funkcji stanowiących wartość dodaną, takich jak monitorowanie stanu, konserwacja prewencyjna i zdalna lub inteligentne procesy budynkowe. Ale sytuacja szybko się zmienia. Granica między sterownikami PLC a przekaźnikami programowalnymi rozmywa się, ponieważ te ostatnie umożliwiają już dzisiaj wykorzystanie najnowocześniejszych języków programowania, systemów operacyjnych z możliwością aktualizacji firmware, obsługi przerwań, automatycznie aktualizowanego zegara RTC oraz bloku alarmowego

realizującego powiadomienia e-mail. Dzięki funkcjonalności i elastyczności urządzeń najnowszej generacji (na przykład easyE4 firmy Eaton) klienci mogą teraz porównywać sterowniki PLC i przekaźniki programowalne w ramach całej gamy kryteriów, takich jak

Nasza publikacja „Przydatność przekaźników programowalnych najnowszej generacji do zadań związanych z automatyzacją” przedstawia możliwości dzisiejszych małych sterowników w porównaniu ze sterownikami PLC.

stopień złożoności zastosowania, stopień przygotowania na przyszłość oraz zakres funkcji i skalowalność. Nie bez znaczenia są także kwestie kadrowe, na przykład wymagane kwalifikacje programistów, inżynierów i pracowników zajmujących się obsługą techniczną.

Elastyczne sterowniki dla małych i średnich maszyn

Sterowniki PLC są nadal preferowaną opcją w przypadku skomplikowanych zastosowań. We wszystkich pozostałych obszarach to koszt rozgranicza obie koncepcje automatyzacji. Przekaźniki programowalne stanowią zazwyczaj lepszy wybór, nie tylko dlatego, że cyfryzacja zmieniła oblicze gry. Nie liczą się już jedynie koszty sprzętu, ale także powiązania inwestycji, np. w zakresie szkolenia personelu. Specyfikacje techniczne przekaźników programowalnych najnowszej generacji oraz architektura systemów przystosowanych do obsługi IIoT to kolejne dowody na to, że stanowią one obecnie alternatywę dla sterowników PLC. Na przykład: aby ułatwić gromadzenie i ocenę danych o stanie na poziomie maszyny, każdy moduł podstawowy easyE4 można rozbudować nawet do 11 cyfrowych i analogowych modułów we/wy. W ten sposób przyszłą rozbudowę aplikacji można dostosować indywidualnie, bez konieczności późniejszego przełączania się na sterownik PLC.

Nowe możliwości dzięki architekturom systemów opartym na sieci Ethernet

Wymiana danych dotyczących maszyn i procesów w ramach zadań takich jak planowanie produkcji czy konserwacja prognostyczna wymaga struktur sieciowych. Protokoły komunikacyjne oparte na sieci Ethernet, takie jak Modbus-TCP, ułatwiają komunikację na poziomie systemu i połączenie z chmurą. Każde urządzenie easyE4 może działać jako serwer Modbus-TCP. Ponadto stacje klient Modbus-TCP, takie jak sterownik PLC serii

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE XC300 firmy Eaton, mogą pobierać dane z easyE4 w celu dalszego przetwarzania. Bramy i routery IoT można łatwo zintegrować z takimi architekturami opartymi na sieci Ethernet, co umożliwia łączenie dowolnej aplikacji z chmurą – z odpowiednimi prawami dostępu w celu zapewnienia bezpieczeństwa. W kontekście rewolucji Industry 4.0 najważniejsza jest elastyczność, a rozwiązania muszą być w stanie odpowiednio się dostosować. Elastyczność to nie tylko opłacalność – decyduje także o tym, jak bardzo gotowe na przyszłość będzie rozwiązanie. Dostępne języki programowania i funkcje odgrywają ważną rolę w tej kwestii, a ich znaczenie będzie rosnąć, ponieważ firmy coraz częściej polegają na sieciowych strukturach IIoT, a nie na izolowanych rozwiązaniach zależnych od producenta. Jednocześnie musi istnieć możliwość integracji istniejących systemów w ramach nowych koncepcji automatyzacji.

Języki programowania: wybór należy do Ciebie

Nowoczesne narzędzia programistyczne realizują te cele. W przeszłości wybór konkretnego modelu przekaźnika programowalnego zmuszał programistów i użytkowników do korzystania z jednego języka programowania, którego możliwości często szybko się kończyły. Obecnie mogą swobodnie wybrać preferowany język programowania. Nawyki użytkownika mogą być czynnikiem decydującym o zachowaniu języka programowania dla poprzednich wersji urządzenia, ale uniwersalne języki programowania, takie jak schemat drabinkowy (ladder diagram, LD), schemat bloków funkcyjnych (function block diagram, FBD) i tekst strukturalny (structured text, ST), oferują znacznie większe możliwości. Firma Eaton opracowała program easySoft V7, który zapewnia użytkownikom znany interfejs programowania EDP (easy device programming) z możliwością konwersji na schemat drabinkowy lub korzystania z jednej z najnowocześniejszych metod programowania dla nowych projektów. W rezultacie nawet konwencjonalne, łatwe w konfiguracji bloki funkcyjne zdefiniowane przez producenta zapewniają teraz możliwości zastosowania wykraczające daleko poza niegdysiejsze regulatory czasowe i przełączniki oświetlenia klatek schodowych. Możliwe jest wdrożenie bardziej zaawansowanych systemów sterowania i regulacji z blokami funkcyjnymi, takimi jak moduły arytmetyczne, sterowanie trójpołożeniowe, rejestry przesuwne, rejestratory danych i regulatory PID.

W wielu zastosowaniach przemysłowych o małej i średniej złożoności przekaźnik programowalny easyE4 może zastąpić sterownik PLC.

Niestandardowe bloki funkcyjne zdefiniowane przez użytkownika

Narzędzia do programowania, takie jak easySoft V7, umożliwiają również tworzenie własnych bloków funkcyjnych. Raz zapisane, stają się opcją wielokrotnego użytku. Zapewnia to szereg korzyści: po zaprogramowaniu i przetestowaniu UF można zintegrować z urządzeniami i systemami na różnych etapach rozbudowy, natomiast główny program można utworzyć za pomocą gotowego zestawu narzędzi. Minimalizuje to źródła błędów, obniża koszty i skraca czas testowania i uruchamiania. Co więcej, UF nie musi „mówić” w tym samym języku co program główny, co daje użytkownikom jeszcze większą swobodę. Urządzenia z serii easy firmy Eaton umożliwiają użytkownikom powiązanie ich zastosowania z innymi metodami technologicznymi. Uświadomienie sobie pełnego potencjału, jaki jest nieodłącznie związany z tą technologią, wymaga spójnej koncepcji wizualizacji. Mimo że przekaźniki programowalne nie są w stanie zapewnić takiej samej gamy funkcji jak sterowniki PLC, ich wydajność jest wystarczająca dla większości zastosowań. Od pewnego czasu wyświetlacze stanowią standardowe wyposażenie przekaźników programowalnych. Mogą być one używane nie tylko do konfigurowania i programowania urządzeń, ale również do wyświetlania bieżących wartości roboczych. Bloki funkcyjne umożliwiają łatwe ustawianie parametrów, takich jak poziomy wypełnienia, temperatury, ilości, godziny pracy lub teksty, w narzędziu do programowania – to znacznie tańsza alternatywa dla paneli operatorskich HMI (Hu-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Przekaźnik programowalny easyE4 zapewnia użytkownikom większą elastyczność dzięki nawet 11 rozszerzeniom na jednostkę podstawową, czterem językom programowania i nowoczesnym opcjom komunikacji.

man Machine Interface) powszechnie używanych w zastosowaniach PLC. Zintegrowany w easyE4 Web Server umożliwia przesyłanie lokalnych widoków ekranu i klawiszy funkcyjnych z panelu sterowania do dowolnego urządzenia mobilnego, co jest ważnym aspektem zdalnej konserwacji i w koncepcji maszyn zdecentralizowanych. Dodatkowo może to zapewnić zgodność urządzeń z przyszłymi rozwiązaniami. Innymi słowy, nawet jeśli chodzi o wdrażanie projektów automatyki o średniej złożoności, przekaźniki programowalne mogą teraz konkurować z nominalnie bardziej wydajnymi sterownikami PLC – szczególnie jeśli weźmiemy pod uwagę koszty. Więcej informacji dostępnych jest na stronie www.eaton.com/sterowniki/easyE4 n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

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

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

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

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

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

Typ kabla

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

Żyła przewodząca

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

Typ głowic kablowych

Głowica silikonowa sucha FM1.123

Długość drogi upływu głowicy

3600 mm (III klasa zabrudzeniowa)

Rodzaj bębna

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

Masa bębna z kablem i głowicami (3x150 m)

ok. 4,5 t

Badania (kabel i głowica)

IEC60840:2011 4.0b

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Przykład realizacji z dwoma kablami 110 kV na fazę

Sposób ułożenia

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

Kabel WN 110kV o przekroju Cu 300 mm2

Montaż przedłużacza z silikonowymi głowicami na słupie

Obciążalność bez uwzględniania promieniowania słonecznego

Odstęp międzykablowy (między osiami)

Obciążalność z uwzględnieniem promieniowania słonecznego 1000 W/m2

20oC

30oC

40oC

20oC

30oC

40oC

7 cm

827 A

770 A

706 A

761 A

699 A

628 A

20 cm

807 A

751

689 A

751 A

690 A

622 A

7 cm

906 A

843

773 A

833 A

763 A

686 A

20 cm

929 A

864 A

792 A

862 A

791 A

712 A

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

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

Elastyczna głowica kablowa FM1.123

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Na bazie unikalnych zasobów badawczych Instytut Elektrotechniki zapewnia przedsiębiorcom przemysłu elektrotechnicznego i energetycznego silne wsparcie naukowo-badawcze, ukierunkowane na innowacyjne technologie, pozyskiwanie energii ze źródeł odnawialnych oraz elektromobilność. Wyspecjalizowana, doświadczona kadra naukowa i inżynieryjna, świadczy dedykowane usługi umożliwiające realizacje projektów związanych z profilem działalności Instytutu.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 1. Widok miejsca zabudowy nowego pola rozdz. GIS.

Rozbudowa rozdzielni wnętrzowej 110kV GIS w SE Biskupice Elektrobudowa po raz kolejny podłączyła pola rozdzielnicy GIS typu OPTIMA 145 do istniejących pól rozdzielnic innych producentów.

o udanym podłączeniu dwóch pól funkcyjnych rozdzielnicy wnętrzowej 110kV w izolacji gazowej SF6 (GIS) do istniejącej rozdzielnicy GIS innego producenta w Elektrowni Turów, Elektrobudowa pozyskała w grudniu 2017 r. zamówienie na dobudowę dwusystemowego pola funkcyjnego GIS typu OPTIMA 145 do istniejącej rozdzielnicy GIS w stacji elektroenergetycznej 110/20kV R-195 Biskupice pod Wrocławiem. Rozbudowa rozdzielnicy 110kV GIS była częścią większego zadania realizowanego przez ELEKTROTIM S.A. w ramach rozbudowy infrastruktury elektroenergetycznej Wrocławia. Zakres prac po stronie Elektrobudowy obejmował zaprojektowanie, prefabrykację, montaż i uruchomienie pola funkcyjnego rozdzielnicy wnętrzowej 110kV GIS wraz z szafą sterowania lokalnego LCC wyposażoną w sterownik polowy oraz dedykowanych dla tego rozwiązania przyłączy gazowych łączących obydwa systemy szyn zbiorczych nowego pola rozdzielnicy GIS z istniejącą rozdzielnicą wnętrzową 110kV.

Pomiary, projekty i…zwrot o 180 stopni Konfiguracja istniejącej rozdzielnicy GIS (w tym skrajnego pola transformatora mocy wyposażonego w szynoprzewód GIL) oraz ograniczona przestrzeń pod zabudowę pola, wymusiła zastosowanie nowych rozwiązań konstrukcyj-

nych w tym przeprojektowanie napędu wyłącznika. (zdjęcie nr 1) Pierwsze oględziny i pomiary przedziałów gazowych szyn zbiorczych skrajnego pola istniejącej rozdzielnicy GIS oraz planowanego posadowienia nowego pola rozdzielnicy odbyły się w lipcu 2018 r. (zdjęcie nr 2) Po przeprowadzonych pomiarach przystąpiono do zaprojektowania konfiguracji nowego pola rozdzielnicy GIS oraz przyłączy gazowych szyn zbiorczych. Dostępna przestrzeń pod zabudowę nowego pola rozdzielnicy znacząco ograniczała standardowy układ pola, wymuszając przekonstruowanie paru elementów. Istniejący szynoprzewód GIL, łączący pole rozdzielnicy GIS z transformatorem mocy umiejscowionym obok budynku stacji kolidował z napędem wyłącznika oraz przekładnikiem napięciowym. Dodatkowo niskie usytuowanie szynoprzewodu GIL kolidowało z obudową napędu wyłącznika. Wobec powyższego przeprojektowano napęd wyłącznika, obracając go o 180 stopni w stosunku do modułu wyłącznika oraz umożliwiając jego demontaż na czas transportu pola do wnętrza pomieszczenia, pod szynoprzewodem GIL. Zastosowano dodatkowo obudowę przekładnika napięciowego o mniejszej średnicy, zwiększając dystans do szynoprzewodu GIL w ustawieniu docelowym. Długość nowego pola rozdz. GIS była znacznie ograniczona gabarytami pomieszczenia i zachowaniem minimalnej szerokości korytarza obsługi, co z kolei wymusiło zastosowanie skróconego modułu przekładnika prądowego. (zdjęcie nr 3)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 2. Pomiary połączeń szyn zbiorczych w izolatorze przepustowym dolnego przedziału szyn zbiorczych rozdz. GIS.

Zdj. 3. Umiejscowienie szynoprzewodu GIL względem aparatów nowego pola rozdz. GIS (z lewej strony przekładnik napięciowy).

Zdj. 4. Testy napędów łączników nowego pola rozdz. GIS w ramach testów SAT.

Zdj. 6. Widok nowego pola rozdzielnicy GIS wraz z szafa sterowania lokalnego w końcowej fazie montażu.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Zdj. 5. Montaż przyłącza górnego do systemu szyn zbiorczych pola E01 istniejącej rozdzielnicy GIS.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Testy i etapowe podłączenie Testy fabryczne FAT gotowego pola rozdzielnicy GIS i szafy sterowania lokalnego LCC w obecności przedstawicieli inwestora i głównego wykonawcy odbyły się w grudniu 2018 r. a dostawa na obiekt w styczniu 2019 r. (zdjęcie nr 4) Dostarczone na stację elektroenergetyczną Biskupice pole rozdzielnicy GIS, było przetransportowane do wnętrza pomieszczenia rozdzielni 110kV ze zdemontowanym napędem wyłącznika (przejazd pod istniejącym szynoprzewodem GIL) i przekładnikiem napięciowym. Z uwagi na reżim pracy stacji Biskupice w miesiącach letnich i zapewnienie ciągłości zasilania newralgicznych odbiorcom oraz kompletacje przyłączy gazowych, podłączenie nowego pola rozdzielnicy GIS do systemu szyn zbiorczych skrajnego pola rozdzielnicy GIS na stacji Biskupice nastąpiło w lipcu 2019 r. (zdjęcie nr 5) Podłączanie nowego pola rozdzielnicy GIS odbywało się etapowo (system górny jako pierwszy został trwale podłączony z przedziałem gazowym szyn zbiorczych nowego pola rozdzielnicy GIS) z uwagi na konieczność zapewnienia ciągłości zasilania podłączonych do stacji Biskupice odbiorców prądu elektrycznego. Całość prac montażowych w tym uruchomienie obwodów wtórnych nowego pola ukończono we wrześniu 2019 r. a ostateczne przekazanie pola GIS-a do pracy w systemie elektroenergetycznym użytkownika odbyło się w październiku 2019r. (zdjęcie nr 6)

Wiedza + zaplecze techniczne = sukces

Zdj. 7. Widok przyłączy gazowych obu systemów szyn zbiorczych oraz tylnych drzwiczek szafki sterowania lokalnego LCC.

Po raz kolejny udowodniono, że podłączenie pola rozdzielnicy GIS typu OPTIMA 145 produkcji Elektrobudowy do istniejących pól rozdzielnic GIS innych producentów nie jest czynnością łatwą ale w pełni wykonalną pod warunkiem posiadania specjalistycznej wiedzy technicznej, odpowiedniego zaplecza technicznego oraz nowatorskiego podejścia do postawionych wyzwań projektowych. Obecnie w Łodzi na ukończeniu są prace montażowe kolejnego pola funkcyjnego rozdzielnicy 110kV GIS podłączonego za pośrednictwem indywidualnego przyłącza gazowego do istniejącej rozdzielnicy GIS innego producenta. (zdjęcie nr 7) Opracował: Edwin Jęchorek Elektrobudowa n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Produkty

Rozdzielnice i szynoprzewody WN

Rozdzielnice SN w izolacji powietrznej

Rozdzielnice nN

Urządzenia prądu stałego

Szynoprzewody nN

Stacje kontenerowe

Rozdzielnice SN w izolacji SF

Szynoprzewody SN

Inne urządzenia dla elektroenergetyki

ELEKTROBUDOWA jest uznanym producentem i dostawcą urządzeń elektroenergetycznych, w tym głównie rozdzielnic i szynoprzewodów WN, SN i nN, urządzeń prądu stałego i stacji kontenerowych dla sektora elektroenergetycznego (wytwarzanie, przesył i dystrybucja energii elektrycznej), szeroko rozumianego sektora przemysłowego (m.in. paliwowego, chemicznego, węglowego, metalurgicznego, papierniczego, mineralnego, itd.) oraz trakcji miejskiej i kolejowej.

ELEKTROBUDOWA SA

ul. Porcelanowa 12, 40-246 Katowice tel. 32 25 90 100 www.elektrobudowa.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

PATrz na bezpieczeństwo Ogólnoświatowy trend elektryfikacji sprawia, że dookoła nas jest coraz więcej urządzeń zasilanych energią elektryczną: od komputerów, telewizorów czy ekspresów do kawy, przez urządzenia budowlane takie jak elektronarzędzia, czy spawarki do urządzeń przemysłowych takich jak prasy i tokarki. Używamy ich codziennie i często odruchowo, ale czy są one bezpieczne? Niesprawne urządzenia to częsta przyczyna pożaru, wypadku, utraty zdrowia, a nawet śmierci człowieka.

ak badać takie urządzenia? Tutaj z pomocą przychodzą normy oraz akty prawne, odnoszące się do okresowego badania urządzeń elektrycznych. Polska norma PN-88/E-08400/10:1988, która przez lata wymieniana była w rozporządzeniach jako obowiązkowa do stosowania, w roku 2002 została wycofana bez zastąpienia. Nie oznacza to jednak, że nie można jej stosować. Dopóki nie zostanie wydana nowa norma, obejmująca swoim zakresem zagadnienia z normy 08400 można z niej korzystać - tak samo jak ze standardów niemieckich czy brytyjskich. Grupa norm dotyczących bezpieczeństwa urządzeń elektrycznych zawiera również normę precyzującą zasady sprawdzania urządzeń spawalniczych. Jest to norma PN-EN 60974. Warunki, w jakich przeważnie odbywa się praca spawaczy, można uznać za ciężkie - nie tylko dla człowieka, ale i dla używanego sprzętu. Czym wykonywać badania? Przyrząd pomiarowy powinien umożliwić ocenę sprawności urządzenia zgodnie z obowiązującymi normami, pozwolić zapisać i przechowywać dane oraz posiadać odpowiednie dokumenty potwierdzające jego sprawność (deklaracja zgodności UE, certyfikat kalibracji). Do wykonywania testów urządzeń elektrycznych i spawarek powstał PAT-86. Spełnia on nie tylko powyższe wymogi, ale też wysokie standardy firmy Sonel, stawiane przy projektowaniu wyrobów. Jedną z pierwszych czynności, które należy wykonać podczas badań kontrolnych, jest test wizualny. PAT-86 posiada możliwość zaprogramowania testu wizualnego, wedle potrzebnych preferencji. Podczas pomiaru miernik wymusi sprawdzenie poszczególnych

Zdj. 1. SONEL PAT-86 Pomiar urządzenia spawalniczego

Zdj. 2. SONEL PAT-86 w komplecie z drukarką jako dodatkowe akcesorium

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

elementów i potwierdzenie tej czynności poprzez zaznaczenie odpowiednich pól na ekranie. Elementy, które należy sprawdzić można wcześniej zaprogramować przez program PAT Analiza, podczas tworzenia procedury pomiarowej. Standardowo test zawiera ogólny wynik oględzin. Dla urządzeń w pierwszej klasie ochronności należy wykonać, pomiar ciągłości i rezystancji przewodu ochronnego. Badanie to ma na celu sprawdzenie, czy dostępne elementy metalowe są połączone z uziemieniem. Miernik PAT-86 daje możliwość sprawdzenia połączeń przewodu ochronnego prądem 200 mA. Dodatkowo, dzięki zastosowaniu wydajnego zadajnika prądowego, umożliwia pomiar prądem 10 A lub 25 A, co daje wynik z dokładnością do 1 mΩ. Dostępne są dwie metody pomiarowe: dwu- i czteroprzewodowa. W przypadku metody dwuprzewodowej istnieje możliwość autozerowania, czyli korekty wyniku o rezystancję zastosowanych przewodów pomiarowych. a dla metody czteroprzewodowej, rezystancja przewodów pomiarowych jest kompensowana i nie wpływa na wynik końcowy. Następny krok to pomiar rezystancji izolacji. Dobra izolacja jest podstawą skutecznej ochrony przed porażeniem elektrycznym. PAT-86 zapewnia pomiary napięciami 100 V, 250 V, 500 V oraz 1000 V DC przy prądzie aż 1 mA! W połączeniu z dużym zakresem pomiarowym (nawet do 599,9 MΩ) daje to możliwość dokładnej kontroli stanu izolacji. Normy - czy to polskie, niemieckie czy brytyjskie - często wymagają sprawdze-

nia prądów upływu. Są to prądy spływające do ziemi: yy poprzez izolację urządzenia, yy poprzez pojemności występujące w urządzeniu, yy w wyniku stanów niepowołanych takich jak zwarcia czy uszkodzenia izolacji. Rozróżnia się: zastępczy, różnicowy, dotykowy i w płynący w przewodzie PE prąd upływu. PAT-86 mierzy każdy z wyżej wymienionych prądów. Podczas pomiaru zastępczego prądu upływu miernik zadaje obniżone napięcie bezpieczne i przelicza wynik na prąd, jaki wystąpiłby podczas pracy z napięciem nominalnym. Podczas pomiaru prądu różnicowego, dotykowego i w przewodzie PE istnieje możliwość zmiany polaryzacji. Dodatkowo pomiar różnicowego prądu upływu i prądu w przewodzie PE można wykonać za pomocą cęgów, co ułatwia pracę przy urządzeniach podpiętych na stałe do sieci zasilającej. Często jednym z ostatnich testów sprawdzających urządzenie jest test biegu jałowego. PAT-86 daje możliwość wykonania test funkcjonalnego. Miernik sprawdza wówczas pobór prądu, mocy czynnej, biernej i pozornej urządzenia, współczynnik cosφ, współczynnik mocy (power factor -PF), THD prądu i napięcia. Pomiar można wykonać za pomocą cęgów prądowych oraz przewodów napięciowych lub przez gniazdo schuko. Dzięki akcesoriom opcjonalnym, miernik umożliwia badanie przedłużaczy i przewodów IEC. Podczas tych pomiarów PAT kontroluje rezystancję przewodu ochronnego, rezystancję izola-

Zdj. 3. SONEL PAT-86 zestaw dostępnych akcesoriów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE cji oraz przeprowadza test polaryzacji (biegunowości). Coraz częściej można spotkać się z przedłużaczami lub urządzeniami zabezpieczonymi wyłącznikami RCD (PRCD). Wyłączniki te można bezproblemowo sprawdzić nowym PAT-em, niezależnie czy jest to wyłącznik ogólnego przeznaczenia, czy krótkozwłoczny 10 mA, 15 mA czy 30 mA. Istnieje możliwość wyboru kształtu przebiegu prądu, a także pomiaru czasu zadziałania przy krotnościach prądu znamionowego(0,5 I∆, 1 I∆, 2 I∆, 5 I∆). Oprócz wyłączników przenośnych, miernikiem można sprawdzić stacjonarne wyłączniki różnicowoprądowe w rozdzielnicy. Bardzo ważną zaletą PAT-86 jest pomiar urządzeń spawalniczych. Dla spawarek oprócz testu wizualnego, pomiaru ciągłości przewodu ochronnego, rezystancji izolacji obwodu zasilającego do PE, prąd upływu w przewodzie PE, należy dodatkowo wykonać: yy pomiar rezystancji obwodu pierwotnego do wtórnego (obwodu spawania), yy pomiar rezystancji obwodu wtórnego do PE, yy oraz prąd upływu obwodu spawania i napięcie obwodu spawania bez obciążenia. Wszystko to można zrealizować za pomocą nowego miernika PAT-86! PAT-86 posiada dotykowych i czytelny ekran LCD o przekątnej 5,6’’ oraz zautomatyzowany system autoprocedur, w pełni programowalny przez użytkownika. Dzięki możliwości ustawienia limitów oraz czasu trwania pomiaru, miernik sam potrafi wykonać sekwencję pomiarów i ocenić ich wyniki. Możliwa jest transmisja danych za pomocą USB, Wi-Fi lub LAN –wraz z dostępną opcjonalnie aplikacją PAT Serwer, miernik może działać w systemie chmurowym, co pozwala na zdalną, płynną pracę i zarządzanie danymi. Czytelna i prosta struktura pamięci w formie drzewiastej umożliwia tworzenie klientów, obiektów oraz urządzeń, co w połączeniu z system kodów QR (miernik współpracuje z drukarką oraz skanerem kodów) znacznie ułatwia pracę i ewidencjonowanie. Miernik posiada także funkcję „multibox”, funkcja ta pozwala na wielopunktowe pomiary, jest to przydatne w sytuacji, gdy urządzenie ma więcej niż jeden punkt pomiarowy np. pomiar ciągłości PE przedłużaczy wielogniazdowych. Całość zamknięta jest w wytrzymałej, kompaktowej obudowie. Michał Cichoń Młodszy menedżer produktu n

Zdj. 4. SONEL PAT-86 pomiar urządzeń elektrycznych w klasie 1

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

INSTYTUT ENERGETYKI ul. Mory 8, 01-330 Warszawa

LABORATORIUM URZĄDZEŃ ROZDZIELCZYCH Tel.: +48 600 359 022 e-mail: eur@ien.com.pl;

+48 604 886 438 https://www.ien.com.pl

Radosnych Świąt Bożego Narodzenia, odpoczynku w rodzinnym gronie oraz pasma sukcesów, trafnych decyzji i spełnienia najskrytszych marzeń w nadchodzącym Nowym Roku 2020 życzymy naszym Zleceniodawcom oraz wszystkim Energetykom!

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Sterownik komunikacyjny PFC200 dla farm fotowoltaicznych Według raportu „Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2019”, opublikowanego przez Instytut Energetyki Odnawialnej, „sektor fotowoltaiki to jeden z najszybciej rozwijających się sektorów OZE w Polsce oraz na świecie. Łączna moc zainstalowana w źródłach PV na koniec 2018 roku wynosiła ok. 500 MW, a już w maju 2019 r. przekroczyła 700 MW. Biorąc pod uwagę aktualne i realne inwestycje związane z aukcjami OZE, w 2019 roku Polska może znaleźć się już na 4 miejscu w UE pod względem rocznych przyrostów nowych mocy fotowoltaicznych. Szacuje się, że w całym 2019 roku przybędzie nawet 1 GW nowych instalacji fotowoltaicznych, a moc skumulowana instalacji fotowoltaicznych w Polsce na koniec roku wyniesie 1,5 GW.”

ychodząc naprzeciw tym trendom, WAGO przygotowało rozwiązanie do zdalnej komunikacji i integracji urządzeń elektroenergetycznych w obrębie stacji przyłączeniowej OZE. Sterownik PFC200 to jednostka przeznaczona do zapewnienia komunikacji pomiędzy obiektami rozproszonej generacji odnawialnej (np. farmy fotowoltaiczne) a systemem SCADA Operatora Sieci Dystrybucyjnej oraz/lub systemem nadzoru inwestora. Urządzenie realizuje funkcjonalność koncentratora danych

– zbiera oraz udostępnia informacje z podrzędnych komponentów (np. zabezpieczenia SN, analizatory sieci, zasilacze bezprzerwowe UPS, dataloggery itd.), a następnie przesyła je do systemów nadrzędnych z wykorzystaniem protokołów telemetrycznych (DNP3.0, IEC60870-5-104). Sterownik ma rozbudowane możliwości komunikacyjne, dzięki wbudowanym portom Ethernet oraz złączom szeregowym RS232/485, jak również zintegrowanemu modemowi GPRS 3G. Wbudowany serwer WWW pozwala na konfigurację oraz udostępnia użytkownikowi informacje o statusie PFC200.

Rys. 1. Funkcjonalność sterownika komunikacyjnego PFC200 dla farm fotowoltaicznych

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Podstawowa funkcjonalność urządzenia: yy komunikacja z systemami SCADA poprzez łączność GPRS 3G oraz protokół DNP3.0 yy odczyt danych z zabezpieczeń SN, np. e2Tango 400 poprzez protokół Modbus RTU yy odczyt danych z układu zasilania UPS yy odczyt parametrów sieci niskiego napięcia poprzez wykorzystanie modułu pomiaru mocy WAGO 750-495 lub odczyt zewnętrznych analizatorów sieci poprzez RS-485 yy opcjonalnie odczyt danych z urządzeń typu datalogger yy realizacja sygnałów wejść/wyjść (np. otwarcie drzwi)

Sterownik do zdalnego nadzoru nad farmami fotowoltaicznymi składa się z: yy jednostki centralnej z wbudowanym modemem GPRS 3G 750-8217/025-001 yy dodatkowych modułów interfejsu RS-232/-485 750-652/025-000 yy modułu końcowego 750-600/025-000 yy modułu 8 DI 24 V DC 750-430/025-000 yy modułu 8 DO 24V DC 750-530/025-000 yy opcjonalnie: modułu pomiaru mocy 750-495* * Na etapie projektu należy określić sposób pomiaru prądu: przekładniki prądowe 5A/1A, bądź cewki Rogowskiego

Analiza parametrów sieci niskiego napięcia Moduł pomiaru mocy 3-fazowej 750-495 umożliwia pomiar parametrów elektrycznych trójfazowej sieci zasilającej. Napięcie sieci jest mierzone na zaciskach L1, L2, L3 oraz N. Prąd poszczególnych faz jest dostarczany poprzez przekładniki prądowe na zaciskach IL1, IL2, IL3 i IN. Na podstawie pomiarów 3-fazowy moduł udostępnia w obrazie procesu wszystkie wartości pomiarowe, takie jak moc bierna/pozorna/czynna, zużycie energii, współczynnik mocy, kąt przesunięcia fazowego, częstotliwość oraz przekroczenie/spadek poniżej wartości napięcia i prądu względem wartości znamionowych, bez zaangażowania dużej mocy obliczeniowej systemu sterowania. Poza licznymi wielkościami pomiarowymi udostępnia również analizę wyższych harmonicznych do 41. Zasilanie Łączność

Rys. 2. PFC200 TeleControl z wbudowanym modemem GPRS 3G

Cyberbezpieczeństwo Sterownik PFC200 odpowiada wymaganiom bezpieczeństwa informatycznego stawianym najnowocześniejszym systemom IT wspierającym metody zabezpieczenia połączeń i szyfrowania danych. Sterowniki WAGO PFC200 to odpowiedź na rosnące wymagania wobec komponentów dla automatyki. Na bazie Linux® można zaimplementować technologie TLS 1.2. Dzięki połączeniom IPsec lub OpenVPN zaszyfrowane dane można przesyłać bezpośrednio ze sterownika.

Pobór mocy Napięcie pracy Wbudowane modemy Interfejsy komunikacyjne Protokoły komunikacyjne

Warunki pracy

Masa Wariant obudowy Stopień ochrony Temperatura pracy Temperatura składowania Wilgotność względna EMC: odporność na zakłócenia

Adrian Dałek Menedżer ds. projektów elektroenergetycznych n

≤ 15 W 24 V DC GSM/3G 2 x RJ-45 ETHERNET 3 x interfejs RS-232/-485 DNP3.0 IEC 60870-5-101/-103/-104 Modbus RTU/TCP ≤ 1 kg na szynę TS-35 IP20 -20 … 60°C -40 … 85 °C do 95% wg EN 61000-6-2

Podstawowe dane techniczne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

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

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

Straty obciążeniowe [EU/W]

Niemcy

3.5 ↔ 4.0

0.7 ↔ 1.0

Szwecja

3.5 ↔ 7.0

0.4 ↔ 0.8

Austria

4.0 ↔ 7.0

0.8 ↔ 1.8

Szwajcaria

7.5

1.9

Finlandia

3.5

0.3

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

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

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

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

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

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

Nowy olej

Zregenerowany olej

Liczba kwasowa (mg KOH / g)

Parametr

< 0,02

< 0,01

Zawartość wody (mg / kg)

> 10

< 10

Współczynnik strat tg δ przy 90°C

~ 0.1

< 0,003

< 0,004

Rezystywność przy 90°C (GΩm)

> 100

> 150

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

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

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

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

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

PO 250 – VEL 110

Ilość łączeń między serwisami 15 000

3 lata

~ 80 000

MR OILTAP VIIIY – MIIIY

100 000 – 150 000

7 lat

~ 400 000

MR VACUTAP VVIIIY - VMIIIY

300 000

600 000

PPZ

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

czas

żywotność styków

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

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

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

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

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

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

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Obszarowy system detekcji zwarć w sieci SN wykorzystujący scentralizowany pomiar synchrofazorów napięcia Streszczenie

W referacie zaprezentowano koncepcję systemu detekcji zwarć doziemnych w sieciach SN jako przykład obszarowej automatyki zabezpieczeniowej. Przytoczono najważniejsze cechy wykorzystanej w tym celu techniki pomiarów synchronicznych, dzięki której do realizacji kryteriów detekcji kierunku zwarcia nie jest konieczny pomiar napięcia w głębi sieci. Zaprezentowano zakres prac pracy badawczej i wdrożenia związanego z realizacją systemu w rzeczywistej sieci. Poruszono problem wykorzystania cewek Rogowskiego jako czujników pomiaru prądu wykorzystywanych w filtrach składowej zerowej, oraz występujący w tym przypadku problem nastawiania zabezpieczeń admitancyjnych.

1. Wstęp

Zmiany zachodzące we współczesnym świecie jak np. globalizacja, dekarbonizacja, rozwój techniczny w tym szczególnie telekomunikacja, stawiają ciągle nowe wyzwania przed ogólnie pojętą elektroenergetyką. Jej rozwój winien nadążać za zachodzącymi zmianami, oraz zaspokajać potrzeby ludzkości coraz bardziej uzależnionej od dostępu do energii elektrycznej. Dotyczy to w oczywisty sposób również dziedziny elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), która jest odpowiedzialna za dostarczanie odpowiedniej jakości energii elektrycznej, oraz selektywną eliminację zakłóceń w pracy systemu elektroenergetycznego (SEE). Nowe wyzwania w tym zakresie dotyczą zmiany historycznie ugruntowanego podziału użytkowników SEE na producentów i użytkowników energii. Wyraźny trend rozwoju odnawialnych źródeł energii (OZE), czy małej lokalnej generacji zmusza do poszukiwania nowych kryteriów działania EAZ. Powyższe wynika ze zmieniających się warunków pracy tej automatyki związanych szczególnie z instalacją źródeł energii w głębi sieci, ich cykliczną pracą i w konsekwencji okresową zmianą kierunku przepływu mocy, zmienności poziomów prądów zwarciowych sieciach, możliwości przejścia i utrzymania w pracy wyspowej bliżej nieokreślonego obszaru, czy problemu nieintencjonalnej generacji w celowo wyłączonym fragmencie sieci. Wydaje się, że rozwiązanie tych problemów nie jest możliwe w oparciu o klasyczną EAZ. Stąd potrzeba poszukiwa-

nia nowych rozwiązań. Tradycyjna EAZ jest najczęściej oparta na sygnałach pomiarowych lokalnych, ewentualnie przesyłanych sygnałach binarnych, lub w przypadku zabezpieczeń różnicowych, również na sygnałach analogowych (przesyłanych obecnie w postaci cyfrowej). Ograniczona jest jednak najczęściej do jednego obiektu elektroenergetycznego. Wzbogacenie zakresu funkcjonalności nowoczesnych systemów EAZ możliwe będzie poprzez tworzenie systemów automatyki o złożonych i rozproszonych algorytmach decyzyjnych (np. sieci neuronowe), wykorzystanie techniki pomiarów synchronicznych, rozbudowę infrastruktury komunikacyjnej, tworzenie obszarowych systemów EAZ opartych np. na technice agentów [1].

2. Detekcja zwarć w sieci SN w oparciu o centralny pomiar synchrofazorów napięcia

Jednym z czynników wpływających na możliwości i jakość automatyzacji sieci SN jest selektywna detekcja zwarć szczególnie doziemnych. W głębi sieci punkty są wyposażane zwykle tylko w pomiar prądów fazowych, co pozwala na stosunkowo proste wykrywanie zwarć wielkoprądowych. Wydaje się, że praktycznie niedostępna jest metoda selektywnej detekcji zwarć doziemnych w przypadku braku sygnału pomiarowego napięcia. Poza nielicznymi przypadkami gdzie może być zastosowane kryterium nadprądowe składowej zerowej, konieczne jest zastosowanie kryteriów zabezpieczeniowych, które posiadają cechy kierunkowości.

W klasycznych rozwiązaniach sygnał składowej zerowej napięcia pozyskiwany jest lokalnie, co w przypadku lokalizacji w głębi sieci znacząco podnosi koszty inwestycyjne. W praktycznych rozwiązaniach pomiary napięć sieci są konieczne dla realizacji selektywnie działającej EAZ. W rozległych sieciach dystrybucyjnych w zabezpieczeniach od zwarć doziemnych powszechnie wykorzystywane są kryteria zabezpieczeniowe z rodziny admitancyjnych, przeznaczone dla wszystkich rodzajów sieci z izolowanym punktem neutralnym [2]. Są to kryteria bazujące zwykle na podstawowej harmonicznej sygnałów składowej zerowej prądu i napięcia, w swej klasie uznawane za jedne z najczulszych dla tego rodzaju sieci. Pozytywne są również doświadczenia eksploatacyjne. Do realizacji przytoczonych funkcji zabezpieczeniowych wykorzystywane są fazory składowych zerowych napięć i prądów. Wykorzystując fakt, że napięcia w każdym punkcie sieci są prawie równe (pomijając spadki napięć na liniach) zaproponowano rozwiązanie polegające na centralnym pomiarze napięć z rozdzielni głównej (GPZ) oraz pomiarze prądów w wybranych miejscach w głębi sieci. Rozwiązanie takie jest możliwe do realizacji, pod warunkiem zachowania spójności w czasie dokonanych pomiarów fazorów, oraz zapewnieniu odpowiedniej infrastruktury telekomunikacyjnej. Automatyka działająca w oparciu o tak pozyskane sygnały ma pewne cechy automatyki obszarowej, do której realizacji w naturalny sposób wykorzystywana jest technika pomiarów synchronicznych.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

napięć i prądów. Wykorzystując fakt, że napięcia w każdym punkcie sieci są prawie równe (pomijając spa napięć na liniach) zaproponowano rozwiązanie polegające na centralnym pomiarze napięć z rozdzie głównej (GPZ) oraz pomiarze prądów w wybranych miejscach w głębi sieci. Rozwiązanie takie jest możli TECHNOLOGIE, PRODUKTY FIRMOWE do realizacji, pod warunkiem zachowania spójności– wINFORMACJE czasie dokonanych pomiarów fazorów, o zapewnieniu odpowiedniej infrastruktury telekomunikacyjnej. Automatyka działająca w oparciu o pozyskane sygnały ma pewne cechy automatyki obszarowej, do której realizacji w naturalny spos 3. Technika pomiarów 4. Koncepcja systemu detekcji ku oprócz właściwości metrologicznych technika pomiarów synchronicznych. synchronicznych wykorzystywana jest związanych z dokładnością i spójnością zwarć doziemnych Od wielu lat technika pomiarów syn- w czasie określono również wymagania Obszarowy system detekcji zwarć dochronicznych budzi zainteresowanie związane z dynamiką odpowiedzi. Mimo ziemnych bazuje na pomiarach syn3. Technika synchronicznych w środowisku osób zajmujących się róż- pomiarów pewnych problemów w realizacji tego chronicznych fazorów napięcia w GPZ nymi aspektami dotyczącymi systemu w innych miejscach sieci typu jednostek nieścisłości, czy nieOd wielu lat technika pomiaróworaz synchronicznych budzii ewentualnie zainteresowanie w środowisku osób zajmujący elektroenergetycznego się (SEE).różnymi Z techniką pomiarZnapięcia oraz jasnościdotyczącymi zapisów w wymienionych nor- wyposażonych w aspektami systemu elektroenergetycznego (SEE). techniką tą wiąże się du tą wiąże się duże nadzieje na rozwiązaprądów fazowych w głębi sieci.metodami Pomach, zastosowanie pomiarów nadzieje na rozwiązanie niektórychtechniki problemów, trudnych do zrealizowania innymi [3]. Ist nie niektórych problemów, trudnych synchronicznych do synchronicznych miarudanych dokonująwjednostki PMU zsynistotny postęp pomiarów jeststanowi dokonywanie akwizycji określonych momentach cza zrealizowania innymi metodami [3]. Isto- UTC za pomocą w rozwijaniu narzędzi klasy WAMS/WACS do chronizowane uniwersalnego wyznaczonych z dokładnością kilku mikrosekund. Na ichodbiornipodstawie wyznacza tą pomiarów synchronicznych jest dokoków GPS, wyznaczone synchrofazory (WideArea Measurement Stystem / Wisą fazory reprezentujące sygnały sinusoidalne 1-szej harmonicznej precyzyjnie określone etykietą czas nywanie akwizycji danych w określonych deArea poszczególnych faz i/lub ich skłaControl System). Po obiecujących zsynchronizowane fazory (synchrofazory). Umożliwia dla to porównywanie różnych wielkości (szczegól momentach czasu uniwersalnego UTC dowe zerowe przesyłane są do jeddoświadczeniach związanych z wdrażakątów) pozyskanych nawet z bardzo odległych miejsc w SEE. wyznaczonych z dokładnością do kilku niem tej techniki [6], podjęto wyzwanie nostki centralnej (serwera). PrzesyłaPomiarywyznafazorów dokonywane przez urządzenia zwanenie Phasor Measurement Unitw(PMU) zsynchronizowa mikrosekund. Na ich podstawie danych może odbywać sposób opracowania są decyzyjnych algorytmów z czasem uniwersalnym zazwyczaj przez odbiorniki satelitarne systemu GPS. Dane z czane są fazory reprezentujące sygnały si- obszarowych EAZ opartych o pomiary permanentny lub tylko po spełnieniu urządzeń PM przesyłane są dodokonane serwerów Phasor Data (PDC), awarunków następnienp.sąpobudzewykorzystywane prz nusoidalne 1-szej harmonicznej precyzyjokreślonych w jednostkach PMU.Concentrator różnego rodzaju aplikacje. nie określone etykietą czasu – zsynchronizowane fazory (synchrofazory). Umożliwia to porównywanie różnych wielkości (szczególnie kątów) pozyskanych nawet z bardzo odległych miejsc w SEE. Pomiary fazorów dokonywane są przez urządzenia zwane Phasor Measurement Unit (PMU) zsynchronizowane z czasem uniwersalnym zazwyczaj przez odbiorniki satelitarne systemu GPS. Dane z urządzeń PMU przesyłane są do serwerów Phasor Data Concentrator (PDC), a następnie są wykorzystywane przez różnego rodzaju aplikacje. Istotą pomiarów synchronicznych jest to, aby jednostki PMU niezależnie od producenta posiadały te same właścidetekcji zwarcia wyśle rozkazy wyłączające do odpowiedniej jednostki PMU, która to po sprawdzeniu wości metrologiczne. Stąd szczegółododatkowych kryteriów (np. Io>) i odliczeniu nastawionego czasu dokona wyłączenia eliminującego we wymagania zostały znormalizowane Rys. 1. Struktura pomiaru synchrofazorów Takie jest Rys. praktycznie równoważne tradycyjnemu lokalnemu kryterium 1. Struktura systemu pomiaru systemu synchrofazorów dlazwarcie. tych urządzeń w [4], działanie [5]. W 2011 rozabezpieczeniowemu, bez konieczności pozyskiwania lokalnych pomiarów napięć.

Istotą pomiarów synchronicznych jest to, aby jednostki PMU niezależnie od producenta posiadały te sa właściwości metrologiczne. Stąd szczegółowe wymagania zostały znormalizowane dla tych urządz w [4], [5]. W 2011 roku oprócz właściwości metrologicznych związanych z dokładnością i spójnoś w czasie określono również wymagania związane z dynamiką odpowiedzi. Mimo pewnych problem w realizacji tego typu jednostek oraz nieścisłości, czy niejasności zapisów w wymienionych norma zastosowanie techniki pomiarów synchronicznych stanowi istotny postęp w rozwijaniu narzędzi kla WAMS/WACS (WideArea Measurement Stystem / WideArea Control System). Po obiecujący doświadczeniach związanych z wdrażaniem tej techniki [6], podjęto wyzwanie opracowania decyzyjny algorytmów obszarowych EAZ opartych o pomiary dokonane w jednostkach PMU.

Koncepcja systemu detekcji zwarć doziemnych

Obszarowy system detekcji zwarć doziemnych bazuje na pomiarach synchronicznych fazorów napię w GPZ i ewentualnie w innych miejscach sieci wyposażonych w pomiar napięcia oraz prądów fazowy w głębi sieci. Pomiaru dokonują jednostki PMU zsynchronizowane za pomocą odbiorników GP wyznaczone synchrofazory dla poszczególnych faz i/lub ich składowe zerowe przesyłane są do jednos centralnej (serwera). Przesyłanie danych może odbywać w sposób permanentny lub tylko po spełnie określonych warunków np. pobudzenia kryteriów zabezpieczeniowych. Zadaniem serwera jest wyznaczenie składowych zerowych (jeśli nie były obliczone), oraz realiza określonych kryteriów zabezpieczeniowych. Dla każdego z punktów pomiarowych może być np. zrealizowa kryterium admitancyjne. Jeśli w punktach pomiarowych zainstalowane są wyłączniki, system po dokona 7.2

XXII SEMINARIUM ENERGOTESTU - REFERAT NR 7

Rys. 2. Poglądowa struktura systemu detekcji zwarć Rys. 2. Poglądowa struktura systemu detekcji zwarć Jednak technika pomiarów synchronicznych pozwala na znacznie więcej. Mając do dyspozycji pomiary z wielu punktów w sieci dokonane prawie w tym samym momencie można pokusić się o realizację 57 URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019 niestandardowych zaawansowanych kryteriów ziemnozwarciowych „obszarowych” bazujących na pomiarach rozproszonych. Pożyteczną funkcjonalnością jest możliwość porównania działania zabezpieczeń z różnych miejsc systemu w celu uwiarygodnienia i potwierdzenia decyzji, bazując na ocenie selektywności pobudzeń.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 3. Obszary detekcji zwarć w projekcie badawczym Zabezpieczenia EPROTECT wyposażone są w rejestratory zakłóceń, zarejestrowane przebiegi w czasie zwarć posłużą ocenie standardowych kryteriów zabezpieczeniowych, oraz dodatkowych niestandardowych algorytmów zabezpieczeniowych. Szczególne zainteresowanie ze względu na nowe funkcjonalności wzbudzają kryteria pozwalające na detekcję miejsca zwarcia przed zadziałaniem AWSCz. Technika synchrofazorów pozwala na precyzyjny pomiar kąta, można zatem pokusić się o detekcję prądu czynnego pochodzącego od rezystancji dławika gaszącego. Warunkiem jest tu zastosowanie odpowiednio dokładnych filtrów składowej zerowej. Jako przetworniki prądowe w większości zastosowano cewki Rogowskiego. Schemat poglądowy pojedynczego punktu przedstawiono na rys. 4. Prąd składowej zerowej 3I0 będzie wyliczany jako suma Rys. 3.prądów Obszary detekcji zwarć w projekcie badawczym fazowych. Rys. 3. Obszary detekcji zwarć w projekcie badawczym Zabezpieczenia EPROTECT wyposażone są w rejestratory zakłóceń, zarejestrowane przebiegi w czasie zwarć posłużą ocenie standardowych kryteriów zabezpieczeniowych, oraz dodatkowych niestandardowych algorytmów zabezpieczeniowych. Szczególne zainteresowanie ze względu na nowe funkcjonalności wzbudzają kryteria pozwalające na detekcję miejsca zwarcia przed zadziałaniem AWSCz. Technika synchrofazorów pozwala na precyzyjny pomiar kąta, można zatem pokusić się o detekcję prądu czynnego pochodzącego od rezystancji dławika gaszącego. Warunkiem jest tu zastosowanie odpowiednio dokładnych filtrów składowej zerowej. Jako przetworniki prądowe w większości zastosowano cewki Rogowskiego. Schemat poglądowy pojedynczego punktu przedstawiono na rys. 4. Prąd składowej zerowej 3I0 będzie wyliczany jako suma prądów fazowych.

Rys. 4. Schemat poglądowy punktu pomiarowego. Rys. 4. Schemat poglądowy punktu pomiarowego.

Dane z punktów pomiarowych będą przesyłane siecią GSM do serwera PDC, z których następnie będzie nia kryteriów zabezpieczeniowych. czeniowemu, bez konieczności pozynie agregacji przy jednoznacznych wykluczajączerpać dane aplikacja detekcji zwarć. Aplikacja będzie realizować funkcje danych pomiarowych, Zadaniem serwera jest wyznaczenie skiwania lokalnych pomiarów napięć. cych to pobudzenie sygnałach z pozorealizować kryteria zabezpieczeniowe, identyfikować obszar na którym nastąpiło zwarcie doziemne, składowych zerowych (jeśli nie by- Jednak technika pomiarów synchro- stałych miejsc systemu. ponadto będzie realizować funkcje rejestracji zdarzeń i zakłóceń, nadzorowania jednostek pomiarowych, ły obliczone), oraz realizacja określo- nicznych pozwala na znacznie więcej. W zaproponowanym systemie krytez systemem Mając SCADA, wizualizacji on-line danychria pomiarowych orazrealizowane umożliwiać nychwymiany kryteriów danych zabezpieczeniowych. do dyspozycji pomiary z wiezabezpieczeniowe są konfigurację systemu. Przykładowy ekran synoptyczny pokazano na rys. 5. Dla każdego z punktów pomiarowych lu punktów w sieci dokonane prawie w jednostce centralnej istnieje zatem może być np. zrealizowane kryterium w tym samym momencie można po- możliwość zastosowania algorytmów admitancyjne. Jeśli w punktach po- kusić się o realizację niestandardowych wielokryterialnych czy dynamicznej miarowych zainstalowane są wyłącz- zaawansowanych kryteriów ziemno- adaptacyjnej zmiany nastaw. FunkcjoXXII SEMINARIUM ENERGOTESTU - REFERAT NR 7 ta wydaje się szczególnie przyniki, system po dokonaniu detekcji zwarciowych „obszarowych” bazująnalność Rys. 4. Schemat poglądowy punktu pomiarowego. 7.4wyśle rozkazy wyłączające do cych na pomiarach rozproszonych. datna w systemie dokonującym jedyzwarcia odpowiedniej jednostki PMU, która Pożyteczną funkcjonalnością jest moż- nie detekcji miejsca zwarcia bez wyDane z punktów pomiarowych będą przesyłane siecią GSM do serwera PDC, z których następnie będzie to po sprawdzeniu dodatkowych kry- liwość porównania działania zabezpie- pracowywania sygnałów wyłączjących. czerpać aplikacja detekcji zwarć. będziesystemu realizować funkcje agregacji pomiarowych, teriów (np. Io>)dane i odliczeniu nastawioczeń zAplikacja różnych miejsc w celu Pozwala to nadanych ocenę jakości działania realizować kryteria zabezpieczeniowe, identyfikować obszar na którym nastąpiło zwarcie doziemne, nego czasu dokona wyłączenia elimi- uwiarygodnienia i potwierdzenia de- jednocześnie rożnego rodzaju kryteponadto będzie realizować funkcje rejestracji zdarzeń zakłóceń, nadzorowania jednostek pomiarowych, nującego zwarcie. Takie działanie jest cyzji, bazując na ocenie iselektywności riów, lub wyboru odpowiedniego krywymiany danych ztradycyjnesystemem pobudzeń. SCADA, wizualizacji on-line danych pomiarowych oraz umożliwiać praktycznie równoważne Można sobie wyobrazić al- terium po identyfikacji rodzaju zwarcia konfigurację systemu.zabezpiePrzykładowy ekraneliminujący synoptyczny pokazano na rys. 5. mu lokalnemu kryterium gorytm błędne pobudze(metaliczne, wysokooporowe, łukowe).

7.4

XXII SEMINARIUM ENERGOTESTU - REFERAT NR 7 DLA ENERGETYKI 8/2019 URZĄDZENIA

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Ponadto, z uwagi na dokładną synchronizację pomiarów możliwe jest obliczanie innych wielkości elektrycznych np. poziomów mocy czynnej, biernej, współczynników mocy, rozpływów mocy, bilansowanie mocy. System może również służyć do monitorowania poziomu napięć po stronie niskiego napięcia w przypadku instalacji w stacji transformatorowej.

5. Praca wdrożeniowa – automatyka detekcji zwarć w sieci SN

Zgodnie z przedstawioną koncepcją realizowana jest praca wdrożeniowo badawcza na zlecenie innogy STOEN Operator na terenie Starego Rembertowa. Jest to sieć o napięciu znamionowym 15 kV, pracująca w układzie z kompensacją prądów ziemnozwarciowych i automatyką wymuszania składowej czynnej (AWSCz). Jako urządzenia pomiarowe zastosowano zabezpieczenie EPROTECT z funkcjonalnością PMU. Zakresem objęto sześć stacji SN dzięki czemu jedną pętlę zasilaną z GPZ podzielono na 6 obszarów identyfikacji zakłóceń. Urządzenia EPROTECT oprócz funkcji PMU realizują standardowe funkcje zabezpieczeniowe w tym przypadku pełniące rolę wskaźników przepływu prądu zwarciowego. Ponadto w dwóch lokalizacjach dostępny będzie pomiar napięcia, w związku z czym dostępna będzie funkcja zabezpieczenia admitancyjnego. Zabezpieczenia EPROTECT wyposażone są w rejestratory zakłóceń, zarejestrowane przebiegi w czasie zwarć posłużą ocenie standardowych kry-

Rys. 5. Przykładowy ekran synoptyczny

teriów zabezpieczeniowych, oraz dodatkowych niestandardowych algorytmów zabezpieczeniowych. Szczególne zainteresowanie ze względu na nowe funkcjonalności wzbudzają kryteria pozwalające na detekcję miejsca zwarcia przed zadziałaniem AWSCz. Technika synchrofazorów pozwala na precyzyjny pomiar kąta, można zatem pokusić się o detekcję prądu czynnego pochodzącego od rezystancji dławika gaszącego. Warunkiem jest tu zastosowanie odpowiednio dokładnych filtrów składowej zerowej. Jako przetworniki prądowe w większości zastosowano cewki Rogowskiego. Schemat poglądowy pojedynczego punktu przedstawiono na rys. 4. Prąd składowej zerowej 3I0 będzie wyliczany jako suma prądów fazowych. Dane z punktów pomiarowych będą przesyłane siecią GSM do serwera PDC, z których następnie będzie czerpać dane aplikacja detekcji zwarć. Aplikacja będzie realizować funkcje agregacji danych pomiarowych, realizować kryteria zabezpieczeniowe, identyfikować obszar na którym nastąpiło zwarcie doziemne, ponadto będzie realizować funkcje rejestracji zdarzeń i zakłóceń, nadzorowania jednostek pomiarowych, wymiany danych z systemem SCADA, wizualizacji on-line danych pomiarowych oraz umożliwiać konfigurację systemu. Przykładowy ekran synoptyczny pokazano na rys. 5.

6. Zastosowanie cewek Rogowskiego jako filtru składowej zerowej prądu

W sieciach dystrybucyjnych SN w głębi sieci coraz częściej jako przetworniki prą-

dowe stosowane są cewki Rogowskiego. Niska cena, łatwość instalacji, możliwość rozwierania obwodu pomiarowego oraz dobre parametry jak liniowość czy dynamika powodują, ze jest to atrakcyjne rozwiązanie w porównaniu z tradycyjnymi rdzeniowymi przekładnikami prądowymi. Pewnymi utrudnieniami w aplikacji cewek Rogowskiego jest niski poziom mocy sygnałów wejściowych oraz konieczność stosowania integratora z uwagi na to, że sygnał wyjściowy jest proporcjonalny do pochodnej mierzonego prądu di/dt. Wykorzystanie dobrych właściwości przetwornika pomiarowego zależy od jakości urządzenia pomiarowego. Znaczące źródło błędów przesuwa się w przypadku wykorzystania cewek Rogowskiego z samego przetwornika na układy wejściowe urządzeń. Niski poziom pochodnej sygnału użytecznego (di/dt) pomiarowego sprawia, że na dokładność przetwarzania mają wpływ takie czynniki jak temperatura, rezystancja obwodu wejściowego, zakresy pomiarowe (dynamika), sposób realizacji integratora (analogowy, cyfrowy), niezmienność parametrów w czasie, rozbieżność parametrów pomiędzy fazami. W przypadku zastosowania integratora analogowego, błędy pomiarowe zostają powiększone z powodu występowania składowej stałej (offset error), oraz zmienności parametrów (właściwości termiczne i długoterminowe) elementów analogowych, szczególnie kondensatora integrującego, ale również wzmacniacza operacyjnego. Oprócz błędu amplitudowego analogowy układ całkujący wprowadza przesuniecie fazowe. Zatem w przypadku stosowania integratora analogowego

Rys. 5. Przykładowy ekran synoptyczny

Zastosowanie cewek Rogowskiego jako filtru składowej zerowej prądu

59 URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019 W sieciach dystrybucyjnych SN w głębi sieci coraz częściej jako przetworniki prądowe stosowane są cewki Rogowskiego. Niska cena, łatwość instalacji, możliwość rozwierania obwodu pomiarowego oraz dobre

eksploatacyjnych z tego zakresu, i potrzebę prowadzenia badań, czemu ma również służyć wspomniana praca badawcza. Próby laboratoryjne są obiecujące, wykazały, że zastosowanie techniki pomiarów synchronicznych oraz cyfrowego integratora znacząco poprawia dokładność przetwarzania toru TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pomiarowego.

Rys. 6. Przykład zastosowania integratora analogowego a) i cyfrowego b)

NR 7 istnieje potrzeba kalibracji torów XXII po- SEMINARIUM wykorzystująca pomiary Stąd można ENERGOTESTU się spodziewać, że- REFERAT dla re- pieczeniowa 7.5 miarowych. Aby wyeliminować część alizacji funkcji zabezpieczeniowych synchroniczne. Pozytywne dotychczawymienionych źródeł błędu zdecy- wymagających większej dokładności sowe doświadczenia z techniką syndowano się w urządzeniu EPROTECT należy stosować dłuższe stałe czasowe chrofazorów, pozwalają na przeniesiena zastosowanie integracji cyfrowej w układzie integrującym. Takie podej- nie i realizację klasycznych kryteriów w procesorze DSP. Integracja cyfrowa ście może skutkować z kolei znacznymi zabezpieczeniowych do centralnego charakteryzuje się brakiem wrażliwości błędami pomiarowymi w przypadku serwera. To rozwiązanie pozwala rówukładu na zmiany parametrów kompo- zwarć przerywanych, gdy permanent- nież na poprawę działania zabezpienentów, co skutkuje brakiem koniecz- nie mamy do czynienia ze stanem nie- czeń poprzez realizację dodatkowych ności kalibracji amplitudy i przesunięcia ustalonym. kryteriów opartych o pomiary dokofazowego. Istotnym zagadnieniem na który nale- nane w wielu miejscach sieci. Dzięki teWydaje się, że konstrukcje oparte na ży zwrócić uwagę, to nastawy dla za- mu rozwiązaniu można obniżyć koszty prostym sumowaniu prądów fazowych bezpieczeń ziemnozwarciowych. Cew- automatyzacji sieci ograniczając liczbę mogą wprowadzać dość istotne błędy ki Rogowskiego ze względu na swoje punktów pomiaru napięcia i uzyskując pomiaru (estymacji) składowej zerowej dobre właściwości dynamiczne mogą dodatkową funkcjonalność. prądu. Zauważa się niewielki dorobek pracować w bardzo szerokim zakresie Coraz częściej stosowane do pomiaru doświadczeń eksploatacyjnych z tego spodziewanych prądów pomiarowych prądu przetworniki w postaci cewek zakresu, i potrzebę prowadzenia badań, zarówno roboczych jak i zwarciowych. Rogowskiego przenoszą istotne źróczemu ma również służyć wspomnia- W związku z czym w danych technicz- dła błędów z samego przetwornika do na praca badawcza. Próby laboratoryj- nych nie ma parametru prądu znamio- urządzenia pomiarowego. W odróżniene są obiecujące, wykazały, że zastoso- nowego, jest podawany zakres pomia- niu od klasycznych przekładników rdzewanie techniki pomiarów synchronicz- rowy, a znana z tradycyjnych przekład- niowych, gdzie o jakości pomiaru raczej nych oraz cyfrowego integratora zna- ników przekładnia wyrażona w jedno- decydowały parametry przekładnika, cząco poprawia dokładność przetwa- stce niemianowanej lub [A/A] w przy- w przypadku cewek Rogowskiego, wyrzania toru pomiarowego. padku cewek Rogowskiego zostaje korzystywanych w aplikacjach wymazastąpiona współczynnikiem przetwa- gających stosunkowo wysokiej dokład7. Zabezpieczenia rzania dla konkretnej częstotliwości wy- ności bądź dynamiki pomiarów, należy ziemnozwarciowe w układach rażonym w mV/A. zwracać większą uwagę na parametry z cewkami Rogowskiego Najbardziej problematycznymi są urządzenia pomiarowego. Zastosowanie jako filtrów składowej w takim układzie nastawy zabezpiezerowej prądu operacji sumowania czeń z rodziny admitancyjnych. ObliMariusz Talaga – Energotest n prądów fazowych z obwodów cewek czone nastawy strony pierwotnej są Rogowskiego składnia do odmienne- przeliczane na stronę wtórną i w takiej Literatura go spojrzenia na EAZ służącą do elimi- formie wprowadzane do terminali za- [1] Halinka A.: Techniki zabezpieczeń eleknacji zwarć doziemnych. W obwodzie bezpieczeniowych. W przypadku ce- troenergetycznych. Monografia. Wydawwejściowym zastosowany jest układ wek Rogowskiego nie występuje admi- nictwo Politechniki Śląskiej. 2013 integrujący odtwarzający kształt prądu tancja sprowadzona na stronę wtórną. [2] Lorenc J.: Admitancyjne zabezpieczenia pierwotnego z sygnału pomiarowego Producenci mogą rozwiązywać sprawę ziemnozwarciowe. Wydawnictwo Politechproporcjonalnego do di/dt. tego rodzaju nastaw w różny sposób, niki Poznańskiej. 2007 Układ integrujący wprowadza do sy- najbardziej właściwym wydaje się wy- [3] NASPI. Actual and potential phasor data gnału składową aperiodyczną, która nie rażanie nastaw w wartościach strony applications. 12/1/2009 [4] C37.118.1-2011 - IEEE Standard for Synchrowystępuje w prądzie pierwotnym, skła- pierwotnej. phasor Measurements for Power Systems dowa ta jest związana ze stałą czasową [5] C37.118.2-2011 - IEEE Standard for SynRC układu integrującego. Zwykle stała 8. Podsumowanie ta mieści się w granicach od 15ms dla Postępująca automatyzacja sieci dys- chrophasor Data Transfer for Power Systems funkcji zabezpieczeniowych do 100ms trybucyjnych jest możliwa dzięki roz- [6] Talaga M.: Doświadczenia eksploatacyjdla funkcji pomiarowych. Krótsza stała wojowi telekomunikacji, której burzli- ne związane z wdrażaniem aplikacji wyintegracji wprowadza większe błędy wy rozwój pozwala na realizację coraz korzystujących pomiary synchroniczne. pomiarowe. Dodatkowym problemem bardziej złożonych funkcji opartych na Konferencja KAE. Zabezpieczenia przekaźmoże być nierówność stałych czaso- wymianie danych. Do takich rozwiązań nikowe w energetyce. Kazimierz Dolny. 11należy obszarowa automatyka zabez- 13.10.2017 wych dla poszczególnych faz.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Nowa seria 40 wysokociśnieniowej osiowej pompy tłokowej A11VO do szczególnie wymagających zastosowań Maszyny leśne charakteryzują się bardzo wysokimi wymaganiami w zakresie dynamiki i stabilności hydrauliki narzędzi układu roboczego, która musi zapewniać maksymalną wydajność. Pierwsze zastosowania w sprzęcie ciężkim potwierdziły, że nowa osiowa pompa tłokowa o zmiennej wydajności A11VO serii 40 firmy Bosch Rexroth przyśpiesza zachowanie układu sterowania o 10% jednocześnie osiągając sprawność do 93%.

zybka praca układu sterowania z pompą A11VO serii 40 zwiększa dynamikę hydrauliki układu roboczego, a jednocześnie stabilizuje systemy Load Sensing. W rezultacie maszyny natychmiastowo reagują na polecenia operatora, nawet przy znacznych lub szybkich zmianach obciążenia, a także wtedy, gdy zasilanie jest potrzebne w kilku odbiornikach naraz. Zwiększa to szybkość i wydajność pracy, np. głowic kombajnów zrębowych. Całkowite przeprojektowanie pompy przez inżynierów firmy Bosch Rexroth pozwoliło zwiększyć sprawność do 93%, przewyższając tym samym inne, porównywalne pompy. Dzięki kompaktowej konstrukcji, producenci maszyn leśnych mogą uzyskać większą moc zainstalowaną na niewielkiej przestrzeni. Opracowany wraz z pompą nowy system uszczelnień skutecznie zapobiega wyciekom poprzez ograniczenie

Zdj.1. Osiowa pompa tłokowa (kolejność do weryfikacji – pl) A11VO serii 40 firmy Bosch Rexroth

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

punktów uszczelnienia elementów wysokociśnieniowych. Firma Bosch Rexroth osiągnęła wyższą dynamikę sterowania poprzez wykorzystanie sprawdzonych łożysk ślizgowych do podpory płyty wychylnej. Różnorodne regulatory hydrauliczne i elektroniczne, umożliwiają wydajne sterowanie mocą i ciśnieniem, dysponując przy tym funkcjami ograniczania wydajności i Load Sensingu. Zoptymalizowana konstrukcja obudowy pompy wysokociśnieniowej znacznie obniża poziom hałasu: podczas pracy ze stałym ciśnieniem jest on nawet o 3 dB(A) niższy w porównaniu z podobnymi pompami. Producenci maszyn leśnych mają dzięki temu mniej do zrobienia w kwestii ograniczenia hałasu do dopuszczalnego poziomu emisji. Pompa A11VO serii 40 jest wykorzystywana do zasilania układów otwartych, typowych dla maszyn leśnych, pracujących z nominalnym ciśnieniem do 350 bar i maksymalnym do 420 bar. Uniwersalny wał przelotowy upraszcza możliwość łączenia z osiowymi pompami tłokowymi, pompami zębatymi oraz innymi pompami hydraulicznymi, odpowiednio do konkretnych potrzeb. Pompa A11VO jest dostępna w rozmiarach 110, 145, 175, 210 i 280. Dla wersji 145 i większych, opcjonalnie ze zintegrowaną pompą doładowującą (wirnikową), jako A11VLO. Wydajność, precyzja, bezpieczeństwo i energooszczędność to cechy charakteryzujące napędy i sterowania firmy Bosch Rexroth, które wprawiają w ruch maszyny i urządzenia każdego formatu. Przedsiębiorstwo posiada szerokie doświadczenie w aplikacjach mobilnych, maszynowych i projektowych, jak również automatyzacji przemysłu. Dzięki inteligentnym komponentom, niestandardowym rozwiązaniom systemowym i usługom Bosch Rexroth tworzy niezbędne środowisko dla w pełni połączonych aplikacji. Bosch Rexroth oferuje swoim klientom kompleksowe rozwiązania z zakresu hydrauliki, napędów elektrycznych i sterowań, przekładni oraz techniki przemieszczeń liniowych i montażu, jak również oprogramowanie i interfejsy do rozwiązań wykorzystujących internet rzeczy. Przedsiębiorstwo, obecne w ponad 80 krajach, osiągnęło w 2018 roku obroty w wysokości 6,2 mld euro przy zatrudnieniu na poziomie 32,300 pracowników. www.boschrexroth.pl n

EKSPLOATACJA I REMONTY

Hikoki Multi Volt nowa technologia zasilania narzędzi akumulatorowych Polski oddział firmy Hikoki wprowadza do sprzedaży nawą gamę elektronarzędzi pod nazwą Multi Volt. Jest to całkowicie nowa platforma elektronarzędzi akumulatorowych o napięciu 36V, zasilana nowymi dwunapięciowymi akumulatorami 36V/18V.

owe akumulatory Multi Volt zostały tak opracowane aby napięcie zasilania 18 lub 36 V mogło być zastosowane w zarówno w nowych konstrukcjach 36-woltowych, jak i dotychczas wytwarza-

nych narzędzia 18-woltowych. Nowe rozwiązanie techniczne polega na systemie połączeń ogniw litowo jonowych wewnątrz akumulatora. Odpowiednio dla narzędzi 36 V system łączy 2 x więcej ogniw szeregowo, na-

tomiast dla urządzeń 18 V – równolegle. Co najważniejsze wybór napięcia dokonywany jest automatycznie przez elektronikę akumulatora Multi-Volt. Z punktu widzenia użytkownika jest to bardzo wygodne, a przede wszystkim bezpieczne rozwiązanie. Użytkownik nie jest zmuszony do dokonywania żadnych dodatkowych czynności typu przełączanie itd. zarówno w akumulatorze jak i samym narzędziu. Kolejną cechą nowych akumulatorów Multi Volt jest ich różna pojemność. W zależności od wybrania napięcie 36 V, dysponujemy pojemnością 2,5 Ah, zaś w wypadku 18 V – 5,0 Ah. Wymiary akumulatora są dokładnie takie same jak dotychczasowe akumulatory 18V, jedynie waga jest o kilkanaście gram wyższa. Akumulatory Multi Volt oferują moc na poziomie 1080W. Nowa platforma elektronarzędzi spod znaku Multi Volt to przede wszystkim wiertarko wkrętaki DS36DA oraz wersja z udarem DV36DA, szlifierki G3613DA, zakrętarki udarowe WH36DB, klucze udarowe WR36DA oraz WR36DB, pilarki C3606DA, tygrysice CR36DA jak również młotowiertarka DH36DPA. Urządzenia dostępne są w wyspecjalizowanej sieci dealerskiej Hikoki na terenie całego kraju. Więcej o serii Multi Volt na stronie producenta: www.hikoki-narzedzia. pl/artykul/akumulatory-multi-volt n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

Dla tych, którzy jeszcze nie słyszeli

HITACHI POWER TOOLS jest teraz

Rozwijamy innowacyjne Japońskie technologie od 1948 roku.

www.hikoki-narzedzia.pl

EKSPLOATACJA I REMONTY

Gwarancja działania nawet w ekstremalnych warunkach Marka AEG od ponad 120 lat wspiera profesjonalistów w codziennej pracy. Wieloletnie doświadczenie w projektowaniu innowacyjnych rozwiązań i wdrażaniu nowych technologii to gwarancja tworzenia przemyślanych i dopasowanych do oczekiwań zawodowców elektronarzędzi. Autorskie systemy AEG pozwalają na szybsze, bardziej wydajne i jakościowe działanie, również w ekstremalnych warunkach, w tym bardzo niskich i wysokich temperaturach.

arka AEG stworzyła szerokie portfolio elektronarzędzi dla użytkowników profesjonalnych, trudniących się wieloma specjalizacjami z branży budowlanej i wykończeniowej. Dzięki autorskim i zaawansowanym technologiom oferta AEG gwarantuje najwyższą swobodę, elastyczność i wydajność działania, niezależnie od ciężkich warunków pracy. Są to rozwiązania o szerokim spektrum zastosowania, takie jak system akumulatorów PRO18V, czy potrójna ochrona PROLITHIUM-ION™. Marka wdraża również technologie, które maksymalizują czas pracy narzędzi, zwiększając ich wydajność oraz wytrzymałość, aby w konsekwencji podnieść komfort użytkowania i poprawić efekty wykonanego działania.

3 kluczowe technologie PROLITHIUM-ION™ Technologia PROLITHIUM-ION™ została zastosowana we wszystkich akumulatorach AEG. Gwarantuje ona nieprzerwaną pracę, nawet w najbardziej ekstremalnych warunkach. Dzięki niej narzędzia AEG mogą pracować zarówno w niskiej temperaturze do -18°C, jak i ekstremalnie wysokiej, nawet +50°C. System zapewnia optymalną moc, chroniąc zarówno akumulator, jak i narzędzie pracy na 3 sposoby. Trzy kluczowe technologie Indywidualny monitoring ogniw nadzoruje poziom naładowania poszczególnych ogniw i rozładowuje je w tym samym tempie. To rozwiązanie wydłuża czas pracy akumulatora oraz zapewnia jego maksymalną żywotność. Drugą kluczową technologią, opracowaną i zastosowaną przez AEG, jest monitoring przeładowania. To rozwiązanie

zapobiega przeciążeniu i przegrzaniu nawet w ekstremalnych warunkach. Sprzęt wyłącza się przed krytycznym momentem, aby uniknąć uszkodzenia zarówno akumulatora, jak i samego narzędzia. To rozwiązanie znacząco wydłuża żywotność sprzętu. Jest to także gwarancja większego bezpieczeństwa dla samego użytkownika, bowiem minimalizuje możliwość wystąpienia spięcia w narzędziu i tym samym ogranicza prawdopodobieństwo pożaru. Monitoring temperatury to z kolei system, który pozwala kontrolować stopień nagrzania urządzenia. Zastosowany wyłącznik termiczny zapewnia ochronę akumulatora przed osiąganiem zbyt wysokiej temperatury i uszkodzeniem narzędzia.

Technologia dla każdego narzędzia AEG nieustannie rozwija i ulepsza elektronarzędzia, aby jak najlepiej odpowiedzieć na oczekiwania użytkowników. Sprzęty zaprojektowane w oparciu o autorskie technologie wyróżniają się jakością, wydajnością, a także rozwiązaniami, których celem jest maksymalna poprawa komfortu pracy profesjonalistów z branży. Właśnie z tego powodu powstała bezszczotkowa cicha zakrętarka udarowa AEG BSS18OP. Wykorzystana w niej technologia Oil Pulse umożliwia obniżenie poziomu hałasu generowanego przez mechanizm udarowy do zaledwie 73 dB. To o 30% mniej decybeli niż konkurencja w zamian za jeszcze szybsze działanie (do 30%). Benefitem tego rozwiązania jest możliwość bardziej komfortowej pracy w zamkniętych pomieszczeniach, w przeciwieństwie do działania z innymi, głośniejszymi modelami.

Z kolei bezszczotkowe sztyfciarki, np. model B16N18, to pierwsze tego typu narzędzia z technologią Vacuum Drive, która zapewnia komfort pracy bezprzewodowej. Eliminuje także konieczność używania hałaśliwych sprężarek, masywnego węża sprężonego powietrza czy kosztownych naboi gazowych. Ponadto bezszczotkowa wkrętarka do suchej zabudowy 18V BTS18BL, dzięki funkcji Push Drive zapewnia najdłuższy na rynku czas pracy. Umożliwia wkręcenie nawet do 3000 wkrętów na jednym naładowaniu. AEG wśród swoich nowatorskich technologii posiada także system antywibracyjny AVS. Zapewnia on większą kontrolę nad narzędziem i w rezultacie większe bezpieczeństwo pracy. aeg-powertools.eu/pl-pl n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

KONFERENCJE I SEMINARIA

Konferencja PTPiREE XVIII Konferencja Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE ‚19 W dniach 26-29 listopada w Wiśle odbyła się, organizowana przez Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, już XVIII-ta edycja Konferencji Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’19. Największą jej część poświęcono cyberbezpieczeństwu, systemom łączności oraz aktualnym wdrożeniom z zakresu IT w energetyce zawodowej.

onferencja SIwE rozpoczęła się sesją „0”, adresowaną przede wszystkim do specjalistów IT, którą już tradycyjnie otworzył wykład Pana Andrzeja Pilaszka, tym razem poświęcony aktualnej roli informatyka w firmie. Najważniejszymi zagadnieniami poruszonymi w tej sesji były: cyberbezpieczeństwo (prezentacje: „Micro Focus - pod prąd”, „Monitorowanie sieci OT: Czyli wykrywanie nadciągających problemów”, „Efektywność IT – skuteczne działania w zakresie diagnostyki i monitoringu. Przypadki użycia”) oraz systemy łączności oparte na technologii LTE 450 (prezentacje: „Przemysł 4.0. Czy już czas? I co to oznacza dla energetycznego IT?”, „SCADA w eterze – zarządzaj własnym majątkiem bezprzewodowo”, „Zastosowanie technologii LTE w sektorze energetycznym. Przegląd działań w Europie i na Świecie”). Uzupełnieniem prezentacji technologicznych był referat poświęcony zmianom w ustawie Prawo zamówień publicznych i ich wpływowi na przebieg procesu zakupowego. Pierwszy, oficjalny dzień Konferencji, podzielono na dwie części. W pierwszej, przedsiębiorstwa energetyczne zaprezentowały najciekawsze rozwiązania IT wykorzystywane w codziennej pracy. Zaprezentowano m.in.: systemem sterowania i zarządzania rozproszonymi źródłami energii odnawialnej oraz magazynowaniem energii w Tauron Ekoenergia, transformację cyfrową w PKP Energetyka, efektywne zarządzanie brygadami terenowymi w innogy Stoen Operator, prototypowanie rozwiązań IT w ramach projektów badawczo-rozwojowych realizowanych przez TAURON Dystrybucja, poprawę

Zdj. 1. Otwarcie Konferencji SIwE’19 przez Dyrektora Biura PTPiREE, Pana Wojciecha Tabisia

Zdj. 2. Uczestnicy Konferencji Systemy Informatyczne w Energetyce SIwE’19

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

KONFERENCJE I SEMINARIA efektywności sektora energetycznego poprzez wdrożenie algorytmów Sztucznej Inteligencji prowadzoną przez PGE Systemy oraz przedstawiono wyniki testów systemu LTE 450 przeprowadzone przez PGE Systemy. W tej części swoje wystąpienie mieli także przedstawiciele Ministerstwa Energii, którzy przedstawili projekt poświęcony sieciom smart grid – „Inteligentnie w energetyce”. Druga część dnia poświęcona została najciekawszym rozwiązaniom / systemom IT wspierającym pracę przedsiębiorstw energetycznych. Dostawcy zaprezentowali m.in. prezentacje: „Aktywnie czy pasywnie – czyli bezpieczeństwo sieci OT a praktyczne możliwości rozwiązań”, „Dokumentacja techniczna pod kontrolą: Jak usprawnić wyszukiwanie informacji w zgromadzonych plikach?”, „Synchronizacja czasu i częstotliwości w infrastrukturze IEC 61850 dla podstacji energetycznych”, „Kompleksowe narzędzia wspierające działanie OSDn na Rynku Energii”, „Ochrona infrastruktury krytycznej systemów Scada architektura Check Point”, „Nowoczesne rozwiązania IT w telemechanice dla elektroenergetyki”, „Wykorzystanie rozwiązań IFS do zarządzania procesem realizacji zleceń w terenie, na przykładzie

wymiany liczników energii elektrycznej”. Drugi dzień konferencji poświęcono na dalsze prezentacje systemów wspierających działalność przedsiębiorstw energetycznych. Przedstawiono m.in.: oprogramowanie Hexagon wspomagające pracę dyspozytorów w ramach obsługi zdarzeń i zarządzania zespołami terenowymi, zarządzanie jakością procesów w energetyce, bezpieczeństwo smart liczników z punktu widzenia atakującego, wyeliminowanie papieru przy zawieraniu umów energetycznych - zastosowanie podpisu elektronicznego, projekt modernizacji systemu zarządzania licznikami. W ostatnim, trzecim dniu Konferencji, odbyły się indywidualne rozmowy dostawców systemów i rozwiązań IT dla energetyki z ich potencjalnymi użytkownikami. Oprócz referatów zaprezentowanych bezpośrednio na sali wykładowej, toczyło się bardzo wiele rozmów kuluarowych dotyczących szeroko rozumianej problematyki IT – nie tylko w przedsiębiorstwach energetycznych. Skala tych dyskusji sugeruje, że być może warto byłoby w ramach Konferencji SIwE przeprowadzić warsztaty, poświęcone globalnym kierunkom rozwoju informatyki i ich wpływowi nie tylko na funkcjono-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

wanie przedsiębiorstw w przyszłości, ale także na pracę i życie zwykłych ludzi. W ciągu osiemnastu lat Konferencja SIwE stała się największym i najpoważniejszym spotkaniem branży energetycznej w zakresie informatyki. W jej aktualnej, XVIII edycji, udział wzięło 540 Uczestników (w tym 249 reprezentujących OSD i OSP) ze 141 firm i instytucji. Wygłoszono 37 referatów, przygotowano 22 stoiska promocyjne. Patronat honorowy nad SIwE’19 objęli: Ministerstwo Energii oraz Prezes Urzędu Regulacji Energetyki. Już teraz chcielibyśmy zaprosić Państwa do udziału w XIX edycji Konferencji SIwE’20, która odbędzie się w dniach 2427 listopada 2020 roku w Wiśle. Planujemy poruszenie na niej m.in. następujących zagadnień: migracja do chmury, cyberbezpieczeństwo, wdrożenie RODO, systemy łączności, wyzwania związane z rozwojem elektromobilności oraz energetyki prosumenckiej oraz oczywiście aktualne wdrożenia z zakresu IT w energetyce. Szczegółowe informacje znaleźć można na stronie internetowej: siwe.ptpiree.pl. Sebastian Brzozowski (PTPiREE) n

TARGI

Zakończyła się XII edycja Targów Energetycznych ENERGETICS Prawie 200 wystawców, konferencje, seminaria i dyskusje o przyszłości polskiej energetyki, rozmowy biznesowe, pokazy prac pod napięciem oraz premiery produktów – tak w skrócie można podsumować Targi Energetyczne ENEREGTICS, które już po raz XII odbyły się w Lublinie. Kompleksowa oferta targowa Ekspozycja targowa obejmowała rozwiązania, produkty i usługi dla energetyki, automatyki przemysłowej, sieci energetycznych, produkty systemy i usługi związane z rozdziałem energii elektrycznej, ciągłością zasilania i bezpieczeństwem energetycznym, urządzenia zabezpieczeniowo-sterownicze, pomiarowe, aparaturę łączeniową, elektroenergetyczną, słupy energetyczne i oświetleniowe, stacje transformatorowe, osprzęt elektrotechniczny, rozdzielnice, kable, złącza, przekaźniki, konstrukcje stalowe dla branży energetycznej, oprogramowanie i rozwiązania IT, kompleksowe prace elektroenergetyczne czy systemy odgromowe. Po raz pierwszy na Targach ENERGETICS można było obejrzeć halowe pokazy prac pod napięciem. Na hali wystawienniczej zamontowano tymczasową linią SN (średniego napięcia), a zespół elektromonterów prezentował przebieg prac pod napięciem z wykorzystaniem izolowanych podnośników koszowych oraz z ziemi przy użyciu drążków teleskopowych.

O energetyce w gronie specjalistów XII edycji Targów ENERGETICS towarzyszył unikatowy program konferencyjny przygotowany we współpracy z partnerami branżowymi. Niezwykłą popularnością cieszyło się Forum Dystrybutorów Energii, podczas którego prezesi i członkowie zarządów największych spółek dystrybuujących energię elektryczną w Polsce dyskutowali o nowej roli Operatorów Systemów Dystrybucyjnych w kontekście nowych regulacji (pakiet „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”, OSD w nowej rzeczywistości technologicznej i rynkowej, regulacje Pakietu a korzyści dla mieszkań-

ców i lokalnych społeczności). Z kolei podczas Forum „Nowoczesna energetyka - szanse, bezpieczeństwo, perspektywy” poruszono zagadnienia takie jak: możliwość uzyskania wsparcia na inwestycje związane z energetyką (w szczególności energią wytwarzaną ze źródeł odnawialnych), procedury przyłączenia nowych jednostek wytwórczych do elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej czy obecnie funkcjonujące programy priorytetowe wspierające rozwój gospodarki niskoemisyjnej. Drugiego dnia Targów odbyło się otwarte Forum pt.: „Elektromobilność” poświęcone m.in.: pojazdom elektrycznym czy problemom oddziaływania ładowania pojazdów na sieć rozdzielczą. Niezależność energetyczna na poziomie lokalnym, energetyka obywatelska czy bezpieczeństwo instalacji fotowoltaicznej, to tylko część z tematów, które omówiono podczas Seminarium Lubelskiego Klastra Ekoenergetycznego.

Konkursy targowe Nieodłącznym elementem Targów ENERGETICS jest Lubelska Gala Energetyki, podczas której zostały wręczone nagrody w konkursach targowych. Komisja Konkursowa przyznała wyróżnienia i nagrody targowe w trzech kategoriach konkursu "Produkt Roku Targów Energetycznych ENERGETICS". I. Kategoria urządzenia, osprzęt i systemy dedykowane dla napowietrznych linii elektroenergetycznych Nagrodę Targową w konkursie Produkt Roku Targów Energetycznych ENERGETICS 2019 za Rozłącznik napowietrzny SN o konstrukcji zamkniętej, trójbiegowej RPZ-24 otrzymał Instytut Energetyki – Zakład Doświadczalny w Białymstoku.

Wyróżnienie za Zestaw stacji mobilnej SN/NN z bocznikiem SN otrzymała firma PGE Dystrybucja S.A. II. Kategoria urządzenia, osprzęt i systemy do kablowych linii elektroenergetycznych Nagrodę Targową w konkursie Produkt Roku Targów Energetycznych ENERGETICS 2019 za Łukoochronne złącze kablowe SN Z TPW – TYPU ZKL – 2,5 otrzymała firma Elektromontaż-Lublin Sp. z o.o. Wyróżnienie za Urządzenia komunikacyjne UMADv5R/01 otrzymała firma DGT Sp. z. o.o. III. Kategoria energetyka alternatywna i odnawialna w tym sprzęt oświetleniowy i elektromobilność Nagrodę Targową w konkursie Produkt Roku Targów Energetycznych ENERGETICS 2019 za Serię stacji ładownia EP charyger S,L,Wall Box otrzymał Zakład Pomiarowo-Badawczy Energetyki Energopomiar-Elektryka Sp. z o. o. Wyróżnienie za Smartpole Charger – stację ładowania samochodów elektrycznych zintegrowaną w kompozytowym słupie oświetleniowym otrzymała firma Energy Composites Sp. z o. o. W konkursie "Forma promocji targowej" Targów Energetycznych ENERGETICS 2019 Komisja Konkursowa zdecydowała o przyznaniu nagrody firmie Mikronika. Puchar Prezesa Polsko-Białoruskiej Izby Handlowo-Przemysłowej za najefektywniejsze ekonomiczne rozwiązanie technologiczno-organizacyjne w zakresie energetyki otrzymała firma Ekto Sp. z o. o. za Ektos – rozłącznik napowietrzny.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TARGI

URZÄ&#x201E;DZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019

TARGI

Podczas Gali Prezes Zarządu Targów Lublin S.A. przekazał na ręce Tomasza Błażejczyka – Dyrektora Centralnego Ośrodka Szkolenia i Wydawnictw SEP okolicznościową statuetkę z okazji jubileuszu 100-lecia Stowarzyszania Elektryków Polskich. Firma PGE Dystrybucja S.A. - Główny Partner Targów Energetycznych ENERGETICS - została uhonorowana tytułem „Zasłużony dla Targów Lublin”. Okolicznością statuetkę oraz dyplom uznania odebrał Wojciech Lutek – Prezes Zarządu PGE Dystrybucja S.A. oraz Jan Frania – Wiceprezes Zarządu.

Wschodnie Dni Kooperacji – miejsce spotkania branży przemysłowej Podwykonawcy, kooperanci i producenci działający w branży przemysłowej spotkali się podczas IV edycji Wschodnich Dni Kooperacji, które odbyły się wspólnie z Targami ENERGETICS. Swoją ofertę zaprezentowali tu m.in.: Bamet Paweł Babraj, Best Metal Perfekt Laboratorium Pomiarowe Sp. z o. o., Cewar Sp. z o. o. Sp. K., Darmet Zakład Obróbki Skrawaniem Sp. z o. o., Fabryka Broni „Łucznik” – Radom Sp. z o .o., Firma Tarapata Sp. z o. o., Frezwid Sp. J., Fundacja Lubelska Wyżyna Motoryzacyjna i Maszynowa, Klaster Obróbki Metali, Masz – ZAP Sp. z o .o., Przedsiębiorstwo Remontowe Maszyn i Armatury, Nabor PPW, Nota Zakład Mechaniki Precyzyjnej, Portal Krzysztof Głażewski, Rhema Truck, Stanmar P.P.H. Sp. z o. o., Stowarzyszenie „Lubelski Klaster Za-

awansowanych Technologii Lotniczych”, Wschodni Klaster Obróbki Metali, Zakład Wyrobów Galanteryjnych Sp. z o. o. Nieodłącznym elementem Wschodnich Dni Kooperacji są prezentacje kooperacyjne. Pierwszego Dnia Targów Dyrektor Handlowy Portu Lotniczego Lublin - Ireneusz Dylczyk podczas wystąpienia pt.: ”Latasz z Warszawy? Startuj z Lublina! Jak podróżować szybciej i taniej nie tracąc czasu na dojazdy do lotniska” opowiedział o możliwościach Portu Lotniczego Lublin. Drugiego dnia Targów możliwości kooperacji przedstawił Lubelski Klaster Lotniczy, zaś Wschodni Klaster Obróbki Metali przybliżył słuchaczom współpracę w ramach tej instytucji. „Lublin jako miejsce Twojej inwestycji” to temat prezentacji Biura Obsługi Inwestorów. Możliwości kooperacyjne przedstawiły też: Firma Cewar, Zakład Wyrobów Galanteryjnych oraz Firma Tarapata. O kooperacji w zakresie usług przemysłowych opowiedzieli także przedstawiciele Fabryki Broni Łucznik. Panel prezentacji kooperacyjnych zakończyło wystąpienie Sebastiana Rynkiewicza Prezesa Zarządu Klastra Obróbki Metali – Krajowego Klastra Kluczowego pt.: ”Budowanie przewag konkurencyjnych firm w oparciu o model klastrowy. Finansowanie rozwoju przedsiębiorstw i ich internacjonalizacji.” Organizatorzy serdecznie dziękują wszystkim Zwiedzającym, Wystawcom, Współwystawcom, Patronom Honorowym, Branżowym, Medialnym oraz Partnerom za współorganizowanie Targów Energetycznych ENERGETICS 2019. Jednocześnie zapraszamy do udziału w XIII edycji Targów, które odbędą się w dn. 17-19 listopada 2020 r. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 8/2019