Urządzenia dla Energetyki nr 4/2020 by Urządzenia dla Energetyki

ISSN 1732-0216 INDEKS 220272

Nr 4/2020 (127)

w tym cena 16 zł ( 8% VAT )

| www.urzadzeniadlaenergetyki.pl | • Kogeneracja, czyli tania energia i czyste powietrze • Przedłużacze kablowe 110 kV do zastosowań tymczasowych • • Precyzyjna synchronizacja czasu dla systemów sterowania i zabezpieczeń w elektroenergetyce • zenon Energy Edition – intuicyjne narzędzie do realizacji digitalizacji w branży energetycznej • Solar Park Management – zdalne zarządzanie farmami fotowoltaicznymi •

127

Specjalistyczny magazyn branżowy

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020 (127)

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

ELECTRICAL METROLOGY

ACTAS

EPOS

EPPE

SHERLOG

Badanie wyłączników

Źródła napięć i prądów

Pomiar jakości energii

System rejestracji zakłóceń

PROMET

ARTES

METES

ENGINEERING

Pomiar rezystancji

Automatyczne systemy do badań zabezpieczeń

Badanie liczników energii elektrycznej

W służbie energetyki .

KOCOS PROFIL

KoCoS projektuje, produkuje i wdraża systemy pomiarowo - testujące w obszarze zaopatrzenia w energię, optycznej laserowej techniki pomiarowej w przemyśle półprzewodnikowym, samochodowym i spożywczym. Kompetencja, fachowość, innowacyjność to fundament, na którym zbudowano nasz koncern. Innowacyjność technologii w doskonałych produktach Wszystkie produkty KoCoS są naszymi własnymi opracowaniami na najwyższym poziomie. Nie bez powodu nasze technologie zdobyły wiele wyróżnień. Dzięki koncepcji modułowej budowy zarówno urządzeń jak również oprogramowania sterującego osiągnięto dużą elastyczność systemów, co umożliwia nam dopasowanie naszych rozwiązań do specjalnych wymogów klientów. Oferujemy również szeroką paletę usług w zakresie planowania, projektowania, obsługi i utrzymania ruchu sieci elektroenergetycznych.

www.kocos.com

KoCoS Polska ul. Michałowicza 12 43-300 Bielsko-Biała Polska Tel +48 33 444 75 00 info@pl.kocos.com

OD REDAKCJI

Spis treści n WYDARZENIA I INNOWACJE Innowacyjność pracowników skraca czas usuwania awarii ..................6

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

PGE wspiera rozwój aplikacji Pola w ramach akcji

Prezes Zarządu Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com

„Polskie – kupuję to!”.......................................................................................................8

Dyrektor ds. reklamy i marketingu Dariusz Rjatin, tel. kom.: 600 898 082, e-mail: darek@lidaan.com

n TECHNOLOGIE, PRODUKTY, INFORMACJE FIRMOWE Kogeneracja, czyli tania energia i czyste powietrze................................. 10

Zespół redakcyjny i współpracownicy Redaktor naczelny: Andrzej Kołodziejczyk, tel. kom.: 502 548 476, e-mail: andrzej@lidaan.com

Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym

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

morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV,

Sekretarz redakcji: Agata Marcinkiewicz tel. kom.: 505 135 181, e-mail: agata.marcinkiewicz@gmail.com

ze szczególnym uwzględnieniem prób WN oraz ochrony antyprzepięciowej......................................................................................................... 12 Karuzela produktów stale się kręci – napędy bezszafkowe przyszłości............................................................................................ 18

Prof. dr hab. inż. Wojciech Żurowski, doc. dr Valentin Dimov (Bułgaria), Inż. Armand Kehiaian (Francja), prof. dr hab. inż. Andrzej Krawczyk, prof. dr hab. inż. Krzysztof Krawczyk, dr inż. Jerzy Mukosiej, prof. dr hab. inż. Andrew Nafalski (Australia), prof. dr hab. inż. Andrzej Rusek, prof. dr inż. Wiesław Seruga, prof. dr hab. Jacek Sosnowski, prof. dr hab. inż. Czesław Waszkiewicz, prof. dr hab. inż. Jerzy Ziółko, mgr Anna Bielska Redaktor ds. wydawniczych: Dr hab. inż. Gabriel Borowski Redaktor Techniczny: Robert Lipski, info@studio2000.pl

zenon Energy Edition — intuicyjne narzędzie do realizacji

Fotoreporter: Zbigniew Biel

digitalizacji w branży energetycznej.................................................................. 20

Opracowanie graficzne: www.studio2000.pl

Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych.. 24 Solar Park Management – zdalne zarządzanie farmami fotowoltaicznymi....................................................................................... 33 Precyzyjna synchronizacja czasu dla systemów sterowania i zabezpieczeń w elektroenergetyce....... 36 Od prefabrykatów dla energetyki po urządzenia rozdzielcze............ 40 Przedłużacze kablowe 110 kV do zastosowań tymczasowych.......... 43

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

Współpraca reklamowa: ENERIA CAT........................................................................................I OKŁADKA NEXANS..............................................................................................II OKŁADKA

Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce.................................... 46 Stosowanie nowoczesnych sterowników obiektowych przy modernizacji infrastruktury energetycznej w sieciach rozdzielczych SN.................................................................................... 50 Pomiary wyładowań niezupełnych wykonywanych na miejscu zainstalowania transformatorów................................................ 58 Zmiany w wymaganiach dotyczących badań i konstrukcji transformatorów suchych, wnoszone przez nową edycję normy IEC 60076-11:2018......................................................................................... 63 n TARGI Targi Energetyczne ENERGETICS ......................................................................... 66

INSTYTUT TELE I RADIOTECHNICZNY.................................. III OKŁADKA ABB HITACHI................................................................................... IV OKŁADKA BAKS.......................................................................................................................... 9 BITSTREAM...........................................................................................................39 COPADATA............................................................................................................23 ENERGETAB..........................................................................................................32 ENERGETICS.........................................................................................................50 ENERGOELEKTRONIKA.PL..............................................................................11 IMEFY......................................................................................................................66 KOCOS...................................................................................................................... 3 OMICRON..............................................................................................................58 RELPOL..................................................................................................................46 SILTEC....................................................................................................................... 5 TAVRIDA................................................................................................................... 7 WAGO.....................................................................................................................35

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 3/2020

AC i DC,

energetyka@siltec.pl emobility@siltec.pl

WYDARZENIA I INNOWACJE

Innowacyjność pracowników skraca czas usuwania awarii Zastosowanie tymczasowego słupa wysokiego napięcia pozwoliło na odbudowę zniszczonej w wyniku wypadku linii średniego napięcia. Pozwoliło to w zaledwie sześć godzin przywrócić działanie całej sieci, a tym samym skrócić czas awarii o kilkanaście godzin.

owoczesne technologie pozwalają na sprawne naprawy zniszczonych sieci elektroenergetycznych. Dzięki zastosowaniu systemów lekkich słupów kompozytowych w miejscu uszkodzonej sieci w bardzo krótkim czasie udaje się przywracać zasilanie na terenach po wystąpieniu niebezpiecznych zjawisk pogodowych lub uszkodzeń mechanicznych sieci. To tzw. technologia ERS, czyli Emergency Restoration System. – ERS, to system awaryjnego przywracania zasilania poprzez czasowe zastosowanie lekkiego modułowego systemu słupów tymczasowych używanych do szybkiego budowania konstrukcji wsporczych – mówi Jacek Duniec, dyrektor Oddziału TAURON Dystrybucja w Krakowie. Technologia ta nie sprawdza się jednak w każdej sytuacji. W przypadkach wystąpienia dużego obciążenia zabudowa kompozytowych linii tymczasowych nie jest możliwa. Taka sytuacja wystąpiła podczas niedawnej awarii w okolicach Krakowa. Podczas prac budowlanych operator koparki z firmy zewnętrznej uderzył w konstrukcję słupa kratowego linii średniego

napięcia. Uderzenie było na tyle silne, że słup przewrócił się, a cała linia została wyłączona. W efekcie część okolicznych klientów została bez prądu. Większość klientów została zasilona z innego Głównego Punktu Zasilania (GPZ). W przypadku jednego – przepompowni ścieków – nie było jednak takiej możliwości. To właśnie wtedy energetycy z TAURONA zaproponowali innowacyjne rozwiązanie, polegające na wykorzystaniu słupa tymczasowego przeznaczonego dla linii 110 kV (wysokie napięcie) na linii SN (średniego napięcia). Słupy te mają konstrukcję kratową modułową, a ich montaż jest bardzo szybki. Po tych pracach odbudowano przewody i zasilono przepompownię. – Ten przykład pokazuje innowacyjność naszych pracowników i ciągłe poszukiwanie skutecznych, nowych rozwiązań również podczas codziennej pracy – mówi Krzysztof Durkalec wiceprezes TAURON Dystrybucja ds. Utrzymania Sieci i Logistyki. – W całej spółce, w czterech lokalizacjach mamy osiem słupów tymczasowych wysokiego napięcia. Ta technologia jest stosowana dość często i zawsze tam, gdzie chcemy podtrzymać zasilanie

na czas odbudowy uszkodzonych stałych elementów linii. Natomiast rozwiązanie zaproponowane przez naszych inżynierów pokazało niestandardowe podejście i innowacyjność technologiczną przy pozornie rutynowych pracach – podsumował wiceprezes. To nie pierwsze innowacyjne działanie pracowników TAURON Dystrybucja. W poprzednich latach kadra techniczna TAURONU opracowała technologię, a następnie spółka opatentowała tzw. Mobilne Urządzenie Zasilające (MUZ). Urządzenie w przypadku poważnych awarii sieci średniego napięcia lub prowadzenia prac modernizacyjnych czy inwestycyjnych, jest w stanie w bardzo krótkim czasie zasilić ok 1000 gospodarstw domowych. Podłączenie urządzenia może odbywać się bez wyłączania linii energetycznej, czyli w technologii prac pod napięciem. MUZ jest stosowany przede wszystkim na terenach wiejskich i górskich do zapewnienia zasilania na końcowych odcinkach linii średnich napięć, a jego głównym celem jest przede wszystkim skrócenie czasu przerwy w dostawach prądu dla Klientów. TAURON POLSKA ENERGIA SA n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

WYDARZENIA I INNOWACJE

PGE wspiera rozwój aplikacji Pola w ramach akcji „Polskie – kupuję to!” PGE Polska Grupa Energetyczna została partnerem aplikacji Pola, dzięki której w szybki sposób można sprawdzić, czy dany produkt został wyprodukowany w Polsce. Zaangażowanie PGE w rozwój aplikacji jest realizowane w ramach kampanii PGE „Polskie – kupuję to!” .

spółpraca z twórcami aplikacji Pola jest kolejną odsłoną kampanii społecznej „Polskie – kupuję to!”. W ramach umowy PGE będzie wspierać rozwój aplikacji, by rozszerzyć jej bazę produktów o kolejne branże. Dzięki temu lista krajowych producentów dostępnych w aplikacji będzie się stale powiększać, a identyfikacja polskich produktów będzie jeszcze łatwiejsza. Celem działań PGE skupionych wokół „Polskie – kupuję to!” jest zwrócenie uwagi konsumentów na wybór rodzimych produktów, ale również ułatwienie ich zakupu, w czym właśnie pomaga aplikacja Pola. Dlaczego PGE – spółka energetyczna - angażuje się w ten projekt? Ponieważ kupując polskie produkty wspieramy polskich przedsiębiorców i polską gospodarkę. Dzięki

aplikacji Pola, w prosty sposób można sprawdzić, czy produkt został wyprodukowany w Polsce, przez krajową firmę, w Polsce zarejestrowaną i w Polsce płacącą podatki - mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej. Pola to polska aplikacja, która po zeskanowaniu kodu kreskowego podaje informacje o tym, czy producent jest zarejestrowany w Polsce, czy inwestuje w naszym kraju w badania i rozwój i czy jego kapitał jest rodzimy, czy też jest to część zagranicznego koncernu. Liczba punktów określających „polskość” danego produktu zwizualizowana jest przy pomocy czerwonego paska. Aplikacja jest cały czas rozwijana i stanowi unikatową bazę polskich firm, która nieustannie się powiększa.Kolejna odsłona kampanii

„Polskie - kupuję to!” będzie prowadzona w Internecie, na platformach VOD i w mediach społecznościowych Działania komunikacyjne rozpoczną się 10 września od kampanii online i potrwają do 27 września. 30 - sekundowy spot reklamowy będzie zachęcał do korzystania z aplikacji Pola i zakupu polskich produktów, a reklamy bannerowe przekierują bezpośrednio do strony docelowej, na której użytkownicy mogą zapoznać się ze szczegółami akcji i informacjami dotyczącymi samej aplikacji. W ramach kampanii planowane jest opublikowanie tutorialu wyjaśniającego m.in. działanie aplikacji, który również będzie można obejrzeć na kanale YouTube oraz kanałach social media Grupy PGE. PGE n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

DU...

KDSZ...

KF...

E-90 wg DIN 4102-12 FABRYKA, CENTRALA FIRMY BAKS TEL.: +48 22 710 81 00 I BAKS@BAKS.COM.PL BAKS.COM.PL

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Kogeneracja, czyli tania energia i czyste powietrze Kogeneracja – jednoczesne wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej – może być szansą dla wielu miast na efektywną walkę z zanieczyszczeniem powietrza i ekonomiczne wsparcie zakładów ciepłowniczych w dobie coraz bardziej rygorystycznej polityki klimatycznej Unii Europejskiej.

Polsce już od kilku lat toczy się zaciekła walka z problemem zanieczyszczeń powietrza. Produkowane przez paleniska tzw. niskiej emisji substancje pokroju pyłów PM2,5 czy PM10, a także związki siarki czy azotu niekorzystnie wpływają na zdrowie ludzi. Odpowiedzią na te zagrożenia jest m.in. rządowy Program Czyste Powietrze – lecz problem zanieczyszczeń wdychanych na co dzień przez Polaków jest znacznie bardziej kompleksowy i wymaga współdziałania rozmaitych podmiotów sektora publicznego i prywatnego.

Dużą rolę w tym zakresie odgrywają samorządy. Władze lokalne znacznie lepiej orientują się w specyfice regionu, potrafiąc szybciej i sprawniej odpowiadać na jego problemy i skuteczniej koordynować prace. Całość działań musi jednak odbywać się z uwzględnieniem możliwości finansowych poszczególnych gmin czy powiatów. Walka o jakość powietrza będzie odbywać się teraz w cieniu znacznie szerszych zmagań zakreślonych przez nową politykę klimatyczną Unii Europejskiej, czyli tzw. Zielony Ład. To projektowane właśnie kompleksowe usta-

wodawstwo zmierza do uczynienia UE neutralną klimatycznie już w roku 2050, co ma być możliwe dzięki szybkiej transformacji energetycznej. Będzie to proces forsowny i wygeneruje duże koszty – zarówno po stronie państw jak i społeczeństw lokalnych. Istnieje jednak technologia, która jawi się jako – przynajmniej częściowa – odpowiedź na problemy zanieczyszczeń powietrza oraz konieczność transformacji energetycznej. Jest to kogeneracja (inaczej zwana współspalaniem), czyli jednoczesne generowanie energii elektrycznej oraz ciepła. Rozwiąza-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nie to umożliwia redukcję szkodliwych emisji zarówno zanieczyszczeń jak i gazów cieplarnianych (przede wszystkim: dwutlenku węgla) oraz wpływa pozytywnie na bilans energetyczny przedsiębiorstw, zwiększając jednocześnie efektywność elektrociepłowni i redukując jej koszty stałe. Dzięki obniżeniu produkcji CO2 technologie kogeneracyjne pozwalają uniknąć opłat emisyjnych, nakładanych w ramach systemu EU ETS. Efekt ten jest potęgowany przez możliwość ograniczenia pracy jednostek węglowych w okresie letnim, gdy ciepło nie jest potrzebne. Pozwala to na szybki zwrot z inwestycji oraz znaczne uelastycznienie produkcji przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Warto zaznaczyć, że niektóre samorządy, posiadające potencjał np. w zakresie pozyskiwania metanu z kopalń węgla lub biomasy rolniczej czy leśnej mogą użyć tych surowców do zasilania swych jednostek kogeneracyjnych. Rozwiązania kogeneracyjne już teraz cieszą się uznaniem samorządów, które coraz chętniej instalują układy współspalania w swych zakładach energetycznych. „Oprócz prądu produkujemy ciepło (…). Działa to bez zarzutu (…), jest

to nasza przyszłość i Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej będzie elektrociepłownią” – mówił Narcyz Tokarski, ówczesny prezes PEC Legionowo. Od 2016 roku działa tam jednostka kogeneracyjna, która od początku swej pracy generowała zyski dla przedsiębiorstwa. Korzyści były na tyle duże, że PEC Legionowo kontynuowało rozwój parku kogeneracyjnego, montując następne silniki. Rozwój kogeneracji nie byłby możliwy bez wyspecjalizowanych przedsiębiorstw zajmujących się sprzedażą i montażem takich układów. Jednym z liderów polskiego rynku jednostek kogeneracyjnych jest firma Eneria, oferująca instalacje współspalania Caterpillar. To właśnie Eneria odpowiadała za instalację, która pracuje w legionowskim PEC. Spółka ta posiada w portfelu ponad 20 zrealizowanych projektów w elektrociepłowniach o łącznej mocy ok. 50 MW. Ogółem, Eneria zainstalowała w Polsce ponad 100 MW mocy cieplnej i prawie 60 MW mocy elektrycznej. Takie rezultaty były możliwe dzięki zatrudnianiu szerokiego zespołu specjalistów (liczącego 160 osób w tym 50 serwisantów) oraz dysponowaniu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

własnym biurem projektowym i halami serwisowo-remontowymi. Firma ta świadczy nieustanne usługi serwisowe, dbając o jak najkrótszy czas reakcji na zgłoszenie oraz kompleksowo wspiera swych Klientów na każdym etapie realizacji instalacji – od zakupu po montaż i uruchomienie. Układy kogeneracyjne CAT® należą do kategorii zespołów wysokosprawnych. Oznacza to, że cechuje je maksymalnie efektywne zużycie energii pierwotnej. Taka jednostka, o mocy w przedziale od 137 kW do 4,5 MW, jest w stanie ograniczyć straty generacyjne do zaledwie 8%, wykorzystując aż 92% energii pierwotnej. Taka sprawność to dodatkowe zyski dla przedsiębiorstw ciepłowniczych. Biorąc pod uwagę ogólne warunki zakreślone przez walkę z zanieczyszczeniami powietrza i paneuropejską ochronę klimatu można założyć, że efektywne rozwiązania kogeneracyjne będą cieszyć się coraz większym zainteresowaniem samorządów. Warto już teraz rozważyć instalację takich układów, by wyprzedzić nowe realia i przygotować się na wyzwania przyszłości. Eneria Cat n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV, ze szczególnym uwzględnieniem prób WYMAGANIA DLA URZĄDZEŃ ŁĄCZENIOWYCH W SCHEMACIE GŁÓWNYM MORSKIEJ STACJI TRANSFOMATOROWEJ (KOLEKTOROWEJ) 66 kV/220 kV , ZE SZCZEGÓLNYM WN orazPRÓB ochrony antyprzepięciowej UWZGLĘDNIENIEM WN ORAZ OCHRONY ANTYPRZEPIĘCIOWEJ . Dr inż. Aleksander ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. ekspert SEP , członek PKWSE

WSTĘP Wstęp czych na nabrzeżu portowym, gdyż jej posadowienie w morzu, pokazano Morska Stacja Transformatorowa , częściej nazywana Morską Stacją Kolektorową (MSK) , zwykle podwyższająca Morska Stacja Transformatorowa, czę- takie próby ma morzu są czasochłon- na Rys. 1. To widok kompletnej, Morskiej napięcie z 66 kV do 220 kV dużej mocy (moc grupy „Offshorowych” Transformatorów od 800 do …1600 MVA) , to ściej nazywana Morską Stacją Kolek- ne i trudne w realizacji. To, że poszcze- Stacji Konwerterowej +/- 320 kV produkobiekt odpowiedzialny skomplikowanygólne technicznie. Normalną praktyką kompletne MSK w torową (MSK), zwykle ipodwyższająca komponenty wyposażenia MSK jest cji ABB, o mocy 924wyposażenie MW. urządzenia elektryczne włączając Mocy (OTM) Funkcjonalne , zazwyczaj na odpowiednio przygotonapięcie z 66 kV do ,220 kV dużej„Offshorowe” mo- poddanoTransformatory próbom WN (próby fabryczwymagania dla pól GIS cy (moc grupyportowym „Offshorowych” komponentów) nie zwalnia wyko-jej „TOP-Unit” zostaną przedstawione oparciu o po-ton) , wanym nabrzeżu , gdyżTransz tegonemiejsca kompletna MSKzalbo (średnia wwaga 5.000 formatorów od 800 …1600instalacji MVA), to nanania prób WN kompletnie wyposażo- glądowy schemat Morskiej Stacji Kolekjest transportowana na do miejsce morzu , przy użyciu specjalistycznych statków transportowo-montażowych. obiekt odpowiedzialny i skomplikowanejwMSK. W referacie będzie analizowatorowej (MSK), patrz Rys. 2.,,gdzie cztery Po zakończeniu montażu kompletu urządzeń MSK , stacja powinna przejść próby wysokonapięciowe dopuszczające ny technicznie. Normalną praktyką jest ny poglądowy schemat główny MSK, „Offshorowe” Transformatory Mocy 400 ten obiekt do eksploatacji . Z praktycznych względów dopuszcza się wykonanie prób zdawczo odbiorczych na nabrzeżu kompletne wyposażenie MSK w urzą- oraz konfiguracja pól rozdzielnic w izo- MVA/66kV/220 kV z atonicznym systeportowym gdyż takiewłączając próby ma morzulacji są gazowej czasochłonne i trudne w realizacji . Tochłodzenia , że poszczególne dzenia ,elektryczne, „Offsho(GIS), zoptymalizowanych mem (patrz Rys. 3),komponenty oraz powyposażenia MSK poddano próbom WN (próby komponentów) nie zwalnia z wykonania prób WN kompletrowe” Transformatory Mocy (OTM), zarównieżfabryczne ze względu na przeprowadzela rozdzielcze GIS są rozmieszczone we nie wyposażonej MSK. W przygotowareferacie będzie poglądowy schemat wnętrzu główny pojedynczej MSK , orazobudowy konfiguracja zwyczaj na odpowiednio nie analizowany prób WN w stacji MSK, w możliwie MSK, pól nym nabrzeżu portowym, gdyż z tego najkrótszym czasie,również oraz z zachowana platformie morskiej. rozdzielnic w izolacji gazowej (GIS) , zoptymalizowanych ze względu posadowionej na przeprowadzenie prób WN w stacji miejsca kompletna MSK albo jej „TOPniem wymagań bezpieczeństwa podObecnie Maksymalna moc generowana MSK , w możliwie najkrótszym czasie , oraz z zachowaniem wymagań bezpieczeństwa podczas wykonywania tych -Unit” (średnia waga 5.000 ton), jest czas wykonywania tych niełatwych w pojedynczym „STRINGU” 66 kV (patrz niełatwych i odpowiedzialnych prac. transportowana na miejsce instalacji i odpowiedzialnych prac. Rys. 2) może osiągać wartość 120 MW, na morzu, przy użyciu specjalistyczw przyszłości nawet 200 MW. Na anali1. Pola natransportowo-montażonapięcia Un = 72,5 kV oraz Un(GIS) = 300 , dostosowane do zowanym funkcjonalnych wymagań nych(GIS) statków 1. Pola nakV napięcia Un schemacie (MSK) 1600Morskiej MVA Stacjiwych. Kolektorowej (MSK) dużejkommocy.= 72,5 kV oraz Un = 300 kV, Po zakończeniu montażu /66 kV/220 kV, pokazano podłączenie pletu urządzeń w MSK, stacja powinna dostosowane do funkcjonalnych 16 „STRING” -ów, po 4 do każdej sekcji przejść próby wysokonapięciowe, do- Stacji wymagań Morskiej Stacji Zastosowanie Sposób transportu kompletnej , Morskiej Konwerterowej HVDC , oraz jejszyn. posadowienie w czterech morzu , jednostek pokazano na puszczające ten obiekt do eksploatacji. Kolektorowej (MSK) dużej mocy. OTM 400 MVA/66 kV/220 kV jest związaRYS. 1. To widok kompletnej , Morskiej Stacji Konwerterowej +/- 320 kV produkcji ABB , o mocy 924 MW. Z praktycznych względów dopuszcza Sposób transportu kompletnej, Mor- ne z założeniem, że w przypadku odstasię wykonanie prób zdawczo odbior- skiej Stacji Konwerterowej HVDC, oraz wienia jednego z transformatorów, trzy

Rys. 1. Widok platformy DolWin-2 ze Stacją Konwerterową HVDC, z kompletem wyposażenia produkcji ABB o mocy 924 MW (masa

ok. 20.000 ton) [1].DolWin-2 ze Stacją Konwerterową HVDC, z kompletem wyposażenia produkcji ABB o RYS.platformy 1. Widok platformy mocy 924 MW (masa platformy ok. 20.000 ton) [1].

Funkcjonalne wymagania dla pól GIS zostaną przedstawione w oparciuURZĄDZENIA o poglądowy schemat Morskiej Stacji 12 DLA ENERGETYKI 4/2020 Kolektorowej (MSK) , patrz RYS. 2 . , gdzie cztery „Offshorowe” Transformatory Mocy 400 MVA/66kV/220 kV z atonicznym systemem chłodzenia (patrz RYS. 3) , oraz pola rozdzielcze GIS są rozmieszczone we wnętrzu pojedynczej

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pozostałe będą w stanie zasilić pobli- blowych GIS typu ELK-04 (Un = 72,5 kV) ską Stację Konwertero wą HVDC o mo- można podłączyć 9 kabli (patrz Rys. 4), cy 1000 – 1100 MW. Do OTM / 400 MVA co dopuszcza obciążenie pola prądem po stronie 66 kV podłączono ka- roboczym doMVA/66 4000 A. W celu ułatwieszyn. Zastosowanie czterechtrzy jednostek OTM 400 kV/220 kV jest ble jednożyłowe na fazę (patrz Rys. 2), nia prób zdawczoodbiorczych padku odstawienia jednego z transformatorów , trzy pozostałe będą (próby w stanie w rezultacie do trzech przedziałów ka- WN/50Hz/60s kompletnie zmontowa-

nej MSK) ograniczniki przepięć ZnO, oraz przek-ładniki napięciowe VT na napięciu 66 kV oraz 220 kV, są podłączone poprzez związane z trójpołożeniowy założeniem , że odłączniw przyko-uziemnik (patrzStację Rys. 2;KonwerteroRys. 4; Rys. zasilić pobliską 5), co eliminuje konieczność demon-

Rys. 2. Schemat poglądowy Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) 66 (MSK) kV/220 kV sumaryczną transformatorów 1600 MVA, zasiRYS. 2. Schemat poglądowy Morskiej Stacji Kolektorowej 66zkV/220 kV zmocą sumaryczną mocą transformatorów lanej „STRINGÓW” 66 kV, przewidzianej dla zasilania konwerterowej o mocy 1000 MW, lub stacji lądowej 1600z 16 MVA , zasilanej z 16 „STRINGÓW” 66 kV stacji , przewidzianej dla HVDC zasilania stacji konwerterowej HVDC napięcia o mocy przemiennego 220/400 kV krajowego systemu mocy [1]. 220/400 kV krajowego systemu mocy [1]. 1000 MW, lub stacji lądowej napięcia przemiennego

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE tażu tych komponentów GIS na czas prób, skutkującego koniecznością odpompowania gazu izolacyjnego z danego przedziału GIS, następnie wytworzenia próżni przed ponownym napełnieniem gazem. W przypadku pola ELK-04 zasilającego transformator 400 MVA (patrz Rys. 2 oraz

Rys. 4) przekładnik napięciowy VT jest odłączany z obydwu stron, po otwarciu odłączniko-uziemników 5 oraz 6, a następnie uziemiany. Po stronie 220 kV transformatorów 400 MVA, zastosowano pola rozdzielnicy GIS typu ELK-14/300 z wyłącznikami In = 4000 A; Isc = 63 kA (patrz Rys. 2 oraz Rys. 5).

Do pól GIS typu ELK-14/300 wyprowadzających moc z MSK, są podłączone dwa morskie kable „eksportowe” 220 kV na fazę, aby w przypadku uszkodzenia jednego z nich, odłączyć uszkodzony kabel od GIS, a nie uszkodzonym kontynuować przesył energii w takiej ilości, aby Stacja Kolektorowa mogła przekazać maksymalną moc generowaną w Moeskiej Farmie Wiatrowej. Powszechnie wiadomo, że najbarzmiany w strukturze chemicznej ZnO , ze względu tzw. „starzenie elementem elektryczne” , związane dziejna awaryjnym urzą- ze skumulowa częstych wyładowań silnoprądowych. dzeń łączeniowych są ich napędy, zwłaszcza pracujące w warunkach otoczenia z4 wilgotnym i6 zasolonym 1 3 2 7 powietrzem. Napędy hydrauliczno-sprężynowe typu HMB stosowane w wyłącznikach GIS na napięcia 72,5 kV … 550 kV (patrz Rys. 6), wyróżniają się wysoką niezawodnością w porównaniu z innymi typami napędów, co potwierdza parametr MTBF, czyli odstęp czasowy od awarii do awarii, który dla napędów typu HMB wynosi 300 lat. Konstrukcja napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB została sprawdzona z bardzo dobrym rezultatem w przypadku GIS z Un: 72,5 kV; 220 kV; 275 kV oraz 400 kV, Rys. 3. Widok „Offshorowego” Transformatora Mocy (OTM) z autonomicznym systeeksploatowanych w MSK, rozmieszczoRYS. 3. Widok „Offshorowego” Transformatora Mocy (OTM) z autonomicznym systemenm chłodzenia transformenm chłodzenia transfor-matora (radiatory na zewnątrz stacji), jednostka bez wennych na Platformach Morskich.

matora (radiatory na zewnątrz stacji) , jednostka wentylatorów , oraz bez wymuszonego obiegu tylatorów, oraz obiegu oleju transfor-matorowego [1]. miany w strukturze chemicznej ZnObez , ze wymuszonego względu na tzw. bez „starzenie elektryczne” , związane ze skumulowaną energią oleju transformatorowego [1]. silnoprądowych. 8 9 10 zęstych wyładowań

wą HVDC o mocy 1000 – 1100 MW. Do OTM / 400 MVA po stronie 66 kV podłączono trzy kable jednożyłowe 7 4 1 3 1 2 2) , w rezultacie 4 7 GIS typu ELK-04 (Un = 72,5 kV) można 6 na fazę (patrz RYS. do3trzech przedziałów kablowych podłączyć 9 kabli (patrz RYS. 4) , co dopuszcza obciążenie pola prądem roboczym do 4000 A. W celu ułatwienia prób zdawczo-odbiorczych (próby WN/50Hz/60s kompletnie zmontowanej MSK) ograniczniki przepięć ZnO , oraz przekładniki napięciowe VT na napięciu 66 kV oraz 220 kV , są podłączone poprzez trójpołożeniowy odłączniko-uziemnik (patrz RYS. 2 ; RYS. 4 ; RYS. 5 ) , co eliminuje konieczność demontażu tych komponentów GIS na czas prób , skutkującego koniecznością odpompowania gazu izolacyjnego z danego przedziału GIS, następnie wytworzenia próżni przed ponownym napełnieniem gazem . W przypadku pola ELK-04 zasilającego transformator 400 MVA (patrz RYS. 2 oraz RYS. 4 ) przekładnik napięciowy VT jest odłączany z obydwu stron , po otwarciu odłączniko-uziemników 5 oraz 6 , a następnie uziemiany. Po stronie 220 kV transformatorów 400 MVA , zastosowano pola rozdzielnicy GIS typu ELK-14/300 z wyłącznikami In = 4000 A ; Isc = 63 kA (patrz RYS. 2 oraz Rys. 5) . Do pól GIS typu ELK-14/300 wyprowadzających moc z MSK , są podłączone dwa morskie kable „eksportowe” 220 kV na fazę , aby w przypadku uszkodzenia jednego z nich , odłączyć uszkodzony kabel od GIS , a nie uszkodzonym kontynuować przesył energii w takiej ilości , aby Stacja Kolektorowa mogła przekazać maksymalną moc generowaną w Moeskiej Farmie Wiatrowej. Powszechnie wiadomo , że najbardziej awaryjnym elementem urządzeń łączeniowych są ich napędy , zwłaszcza pracujące w warunkach otoczenia z wilgotnym i zasolonym powietrzem . Napędy hydrauliczno-sprężynowe typu HMB stosowane w wyłącznikach GIS na napięcia 72,5 kV … 550 kV (patrz RYS. 6) , wyróżniają się wysoką niezawodnością w porównaniu z innymi typami napędów , co potwierdza parametr MTBF , czyli odstęp czasowy od awarii do awarii , który dla napędów typu HMB wynosi 300 lat . Konstrukcja napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB została 9 10 sprawdzona z bardzo dobrym 8rezultatem w przypadku GIS z Un : 72,5 kV ; 220 kV ; 275 kV oraz 400 kV , eksploato6 5 wanych w MSK , rozmieszczonych na Platformach Morskich . RYS. 4. Przykład konfiguracji „silnoprądowego” pola 72,5 kV (In = 4000 A ; Isc = 63 kA) rozdzielni Rys. 4. Przykład konfiguracji „silnoprądowego” pola 72,5 kV (In = 4000 A; Isc = 63 kA) rozdzielnicy gazowej 7 4 1 typu ELK-04 w Morskiej StacjiTransformatorów Kolektorowej (MSK) typu ELK-04 w Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK) dla3 zasilania „Offshorowych” Mocydla zasilania „Offshorowych” Transformator 2. Rozmieszczenie ograniczników przepięć ZnO w Morskiej400 Stacji Kolektorowej (MSK) , ze względu na skuMVA/66 kV/220 kV [1] . 400 MVA/66 kV/220 kV [1]. teczną ochronę urządzeń od przepięć , zwłaszcza generowanych przez częste wyładowania piorunowe. 1- ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych faz we wspólnej obudowie 1- ograniczniki przepięć ZnO poszczególnych faz we wspólnej obudowie 2- napęd odłączniko-uziemnika dla odłączenia ZnO od kabli 66 do kV, rozwiązania a następiedla jego uziemienia 2- zagadnieniem napęd odłączniko-uziemnika odłączenia ZnO od kabli W Morskich Farmach Wiatrowych (MFW) szczególnie ważnym jest właściwy dobór , 66 kV , a następie jego uziemienia 3- napęd uziemnika szybkiego dla uziemienia 66 kV,uziemnika podłączonych do wspólnej 3- napęd szybkiego dla uziemienia kabli 66 kV , podłączonych do wspólnej szyny oraz miejsce zainstalowania ograniczników przepięć ZnO. Nakabli schemacie poglądowym Morskiej Stacjiszyny Kolektorowej 4- przekładnik napięciowy (VT) zainstalowania4-ograniczników przekładnik napięciowy (VT) . MSK są narażone na (MSK) , patrz RYS. 2 , zasugerowano miejsca przepięć ZnO 5- od napęd odłączniko-uziemnika dla w odłączenia od kabli a następnie jego uziemienia 5napęd odłączniko-uziemnika odłączenia VT kabli a następnie jego uziemienia szybko zmienne przepięcia , generowane w dla rezultacie wielokrotnych udarów piorunowych MorskieVTTurbiny odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem 6- odłączniko-uziemnik za wyłącznikiem Wiatrowe (MTW) albo w metalowe komponenty obudowy MSK6-. Wyładowania piorunowe w obszarach morskich , są 7- ,wyłącznik (4000 A/63 Transformatory kA) (4000 A/63 kA) niebezpiecznie 7dlawyłącznik wszystkich urządzeń , zainstalowanych w MSK jak : „Offshorowe” Mocy (OTM) 8,9,10 - przedziały dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę , w sumie 9 kabli) 8,9,10 dla podłączenia kabli (po trzy kable na fazę, wprzyłącza sumie 9 kabli) komponenty GIS , a -wprzedziały szczególności przekładniki pomiarowe oraz rozłączne kablowe tupu wtykowego. Jednym z elementów oceny gotowości GIS do pracy , jest kontrola stanu ograniczników przepięć ZnO , zainstalowanych w oddzielnym przedziale GIS, i z tego powodu w MSK zaleca się zastosować liczniki aktywacji ZnO (patrz RYS. 7) , a dane z tych urządzeń pozwalają ocenić okres jakim należy wymienić ZnO , ze względu na prawdopodobne

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

ZnO

ZnO FAES

BB DS/ES

DS/ES

FAES

DS/ES

DS/ES VT DS/ES VT

CB CT

Dwa kable na fazę (2 x 220 kV)

VT DS/ES VT

Dwa kable na fazę (2 x 220 kV)

RYS. 5. Konfiguracja kompletnego pola rozdzielnicy 220 kV w izolacji gazowej Typu ELK-14/300 stosowana w Morskich Stacjachkompletnego Kolektorowych prądu 220 przemiennego Rys. 5. Konfiguracja pola(MSK) rozdzielnicy kV w izolacjiHVAC gazowejdużej Typumocy. ELK-14/300 stosowana w Morskich Stacjach Ko1przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik RYS. 5. Konfiguracja lektorowych (MSK) prądu kompletnego przemiennegopola HVACrozdzielnicy dużej mocy. 220 kV w izolacji gazowej Typu ELK-14/300 stosowana w odłączniko-uziemnik zintegrowany z VT 1-2-przekładnik napięciowy (VT) podłączony do prądu GIS poprzez odłączniko-uziemnik Morskich Stacjach Kolektorowych (MSK) przemiennego HVAC dużej mocy. 3ogranicznik przepięć ZnO podłączony poprzez odłączniko-uziemnik 2- odłączniko-uziemnik zintegrowany z VT do GIS 1przekładnik napięciowy (VT) podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik odłączniko-uziemnik zintegrowany z ZnO 3-4-ogranicznik przepięć ZnO podłączony do 2odłączniko-uziemnik zintegrowany z GIS VTpoprzez odłączniko-uziemnik 5podłączenie dwóch kabli 220 kV do jednej fazy 4- odłączniko-uziemnik zintegrowany z ZnO

3- ogranicznik przepięć ZnO podłączony do GIS poprzez odłączniko-uziemnik 5- podłączenie dwóch kablizintegrowany 220 kV do jednej fazy 4odłączniko-uziemnik z ZnO 5- podłączenie dwóch kabli 220 kV do jednej fazy

Rys. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB, przystosowanych do dłuRYS. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność napędów hydrauliczno-sprężynowych typu HMB , przystosogotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK).

wanych do długotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK).

2. Rozmieszczenie niem do rozwiązania jest właściwy do- piorunowych w Morskie Turbiny Wiaograniczników przepięć ZnO bór, oraz miejsce napędów zainstalowania ogra- trowe (MTW) albo metalowe komRYS. 6. Parametr MTBF potwierdzajacy niezawodność hydrauliczno-sprężynowych typuwHMB , przystosow Morskiej Stacji Kolektorowej niczników przepięć ZnO. Na schemacie ponenty obudowy MSK. Wyładowania wanych do długotrwałej eksploatacji GIS w Morskich Stacji Kolektorowych (MSK). (MSK), ze względu na skuteczną poglądowym Morskiej Stacji Kolektoro- piorunowe w obszarach morskich, są ochronę urządzeń od przepięć, wej (MSK), patrz Rys. 2, zasugerowano niebezpiecznie dla wszystkich urzązwłaszcza generowanych przez miejsca zainstalowania ograniczników dzeń, zainstalowanych w MSK, jak: „Ofczęste wyładowania piorunowe. przepięć ZnO. MSK są narażone na fshorowe” Transformatory Mocy (OTM) W Morskich Farmach Wiatrowych (MFW) szczególnie ważnym zagadnie-

szybko zmienne przepięcia, generowane w rezultacie wielokrotnych udarów

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

komponenty GIS, a w szczególności przekładniki pomiarowe oraz rozłącz-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE 1

Rys. 7. Przykład wielopolowej rozdzielnicy w izolacji gazowej typu ELK-04, zainstalowanej w morskiej Stacji Kolektorowej HVAC wielkiej mocy po stronie 66 kV (prąd szyn zbiorczych 4000 A prąd wyłączalny 63 kA) [1] RYS. 7. Przykład wielopolowej rozdzielnicy 1- napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika typu HMB w izolacji gazowej typu ELK-04 , zainstalowanej w morskiej Stacji Kolektorowej HVAC wielkiej mocy po stronie 66 kV (prąd szyn zbiorczych 4000 A prąd wyłączalny 63 kA) [1] 2- szafy sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 1- zadziałań napęd hydrauliczno-sprężynowy wyłącznika fazach typu HMB 4- liczniki ograniczników ZnO w poszczególnych 2- szafy sterujące z przekaźnikami zabezpieczeniowymi 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych

3- ograniczniki przepięć ZnO trzech faz we wspólnej obudowie 4- liczniki zadziałań ograniczników ZnO w poszczególnych fazach 5- uziemniki szybkie szyn zbiorczych

Morska Stacja Kolektorowa (MSK) dużej mocy jest obecnie zasilana ze 100 - 120 Morskich Turbin Wiatrowych o mocy 10 MW , a niedługo z jednostek o mocy 12 MW. To rozproszone źrodla generaji energii - względnie małej mocy ( w porównaniu z genratorami elektrownianymi) , a dodatkowo energia jest z nich przekazywana do MSK poprzez względnie długie połączenia kablowe , czyli połączenia o dużej pojemności własnej . Do „Offshorowych” Transformatorów Mocy (OTM) po stronie 220 kV są podłączone morskie kable „eksportowe” ( 30 ….60 km !) , zwykle z kompensacją strat mocy biernej. W takim systemie przekazywania dużych mocy , należy brać pod uwagę złożone przebiegi słabo tłumionych stanów przejściowych. Dla przykładu pokzano oscylogram z próby typu GIS , polegajacej na wyłączeniu prądu dławika dużej mocy , patrz RYS. 8 , z zatem komponentu stosowanego dla kompenscji strat w dużej pojemności połączeń kablowych na terytorium MFW. W przypadku zwarcia doziemnego pojemność danego kabla jest „zwarta” ale do tego kabla nadal jest podłączony dławik kompemnsacyjny , i przebieg słabotłumionych oscylacji napięcia powrotnego TRV , pokazany na RYS. 8 - nie jest daleki o rzeczywistości . Jeśli w komorze wyłącznika nastąpi zapłon ponowny , i to nie z poowodu bardzo dużej wartości wyłączonego porądu ( zwykle kikaset amper ) a z powodu np. słabotłumionego przebiegu napięcia powrotngo TRV (patrz RYS. 8) , to generacja bardzo wysokich przepięć w sieci MFW będzie występowala z bardzo dużym prawdopodobieństwem , i w takiej sytuacja pobudzenie do działania ogranicznikow ZnO może zapobiedz uszkodzeniu izolacji podstawowych komponentów MSK oraz kabli morskich WN To bezpośredni powód sugestii autora , aby nie oszczędzać na stosowaniu ograniczników przepięć ZnO, i stosować je z bezpośrednim sąsiedztwie OTM , zarówno po stronie niskiego jak i wysokiego napięcia (patrz RYS. 2) , oraz zintegrować ZnO ze wszystkimi przyłączmi kablowymi - rozłącznymi GIS typu wtykowego. Tak duża ilość ogranicznikow przepięć ZnO w wzglednie złożonym schamacie MSK , utrudnia przeprowadzenie prób WN takiego kompletnie zmontowanego obiektu , ale zastosowanie trójpołożeniowych , zintegrowanych aparatów w postaci odłączniko-uziemników , porzez które ZnO podłączono do innych elementow MSK (patrz RYS. 2) , znakomicie ułatwia

Rys. 8 Przykład przebiegu słabo tłumionego napięcia powrotnego TRV, po wyłączeniu prądu obiążenia dławika kompensacyjnego [2]. RYS. 8 Przykład przebiegu słabo tłumionego napięcia powrotnego TRV , po wyłączeniu prądu obiążenia dławika kompensacyjnego [2].

wykonanie tych niezbednych prac przed uruchomieniem MSK . Prawidlowo dobrane oraz zamontowane ograniczniki URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI przepięć ZnO mogą kilkukrotnie przedlużyć czas życia izolacji wszystkich komponentów Morskiej Stacji Kolektorowej. 4/2020 3. Szybkie wyłączniki stosowane w GIS dla Morskich Stacji Kolektorowych (MSK) , wymaganie uzasadnione

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 9 Potwierdzenie krótkiego, całkowitego czasu wyłączenia zwarcia, charakteRystyczna cecha wyłączników GIS produkcji ABB, stosowanych w Morskich Stacjach Kolektorowych dużych mocy [3]. RYS. 9 Potwierdzenie krótkiego , całkowitego czasu wyłączenia zwarcia , charakterystyczna cecha wyłączników GIS produkcji ABB , stosowanych w Morskich Stacjach Kolektorowych dużych mocy [3]. WNIOSKI

ne przyłącza kablowe tupu wtykowe- przejściowych. Dla przykładu pokzano ZnO ze wszystkimi przyłączmi kablogo. JednymJeśli z elementów ocenysposób goto-ograniczenia oscylogram z próby typu GIS,utrzymania polegaja- w ruchu wymiMorskiej - rozłącznymi GIS typu wtykowewziąć pod uwagę kosztów wieloletniego Stacji Kolektorowej wości GIS do pracy, stanu łączeniowych cej na wyłączeniu prądu dławika dużej go. Tak duża ilość ogranicznikow dużej mocyjest , tokontrola dobór urządzeń oraz transformatorów mocy , w oparciu o przestrzeganie prawidłowo przeograniczników przepięć ZnO, zainstalomocy,- patrz Rys. 8, z zatem komponen-dla urządzeń pięć ZnOpracujących w wzglednie złożonym schasformułowanych wymagań technicznych porównywalnych w wymaganiami w obwodach własnych elektrowni jądrowych , jest niezwykledla ważny dla osiągniecia celu. MSK, utrudnia przeprowadzenie wanych w potrzeb oddzielnym przedziale GIS, tu stosowanego kompenscji strattegomacie i z tego powodu w MSK zaleca się za- w dużej pojemności połączeń kablo- prób WN takiego kompletnie zmonZ racji aktywacji miejsca usytuowania oraz warunków pracy Morskiej Stacji , należy zastosować bardzo stosować liczniki ZnO (patrz wych na terytorium MFW. W Kolektorowej przypad- (MSK) towanego obiektu, ale zastosowanie skuteczną ochronę izolacji urządzeń stacyjnych WN , nie tylko przed przepięciami generowanymi w rezultacie częstych Rys. 7), a dane z tych urządzeń pozwa- ku zwarcia doziemnego pojemność da- trójpołożeniowych, zintegrowanych udarówjakim piorunowych dużej mocy, ale i zekabla względu możliwość występowania tłumionych przepięć łączeniolają ocenić okres należy wymienić nego jest na „zwarta” ale do tego ka- słabo aparatów w postaci odłączniko-uziemwych , jakie mogą być przyczyną zapłonów ponownych w komorach gaszeniowych wyłączników , co nieuchronnie ZnO, ze względu na prawdopodobne bla nadal jest podłączony dławik kom- ników, porzez które ZnO podłączono prowadzi do generacji bardzo wysokich przepięć . Dlatego miejsce zainstalowania oraz właściwy dobór ograniczników zmiany w strukturze chemicznej ZnO, pemnsacyjny, przebieg do innych elementow MSK (patrz Rys. przepięć ZnO , bezpośrednio wpływa na wieloletniąi pracę MSKsłabotłumio– bez częstych uszkodzeń izolacji jej podstawowych ze względuelementów. na tzw. „starzenie elektrycznych oscylacji napięcia powrotnego 2), znakomicie ułatwia wykonanie tych ne”, związane ze skumulowaną energią TRV, pokazany na Rys. 8 - nie jest daleki niezbednych prac przed uruchomieczęstych wyładowań silnoprądowych. rzeczywistości. komorze niem MSK. Prawidlowo Projektując schemat główny MSK onależy wziąć pod Jeśli uwagęw próby WN wy, jakie należy wykonywać w MSKdobrane przed oraz dopuszczeniem tego(MSK) obiektududo eksploatacji co jest związane specyfiką prób o względnie złożonej konfiguracji Morska Stacja Kolektorowa łącznika, nastąpi zapłonzeponowny, i to GISzamontowane ograniczniki przepięć orazobecnie z utrudnionym dostępem GIS oraz elementów „Offshorowych” Mocy (OTM) czas żej mocy jest zasilana ze 100do komponentów nie z poowodu bardzo dużej wartości ZnOTransformatorów mogą kilkukrotnie przedlużyć ze względu na bardzo ograniczone wymiary wnętrzaporądu MSK , dodatkowo odnośnie redundancji w - 120 Morskich Turbin Wiatrowych wyłączonego ( zwykle respektując kikaset wymagania życia izolacji wszystkich komponentów oraz w doborze morskich „kabli” o mocy 10 grupie MW, aOTM niedługo z jednostek amper) a zeksportowych. powodu np. słabotłumio- Morskiej Stacji Kolektorowej. o mocy 12 MW. To rozproszone źro- nego przebiegu napięcia powrotngo Szczególnie w MSK jest uzasadnione stosowanie szybkich wyłączników w GIS oraz szybkich zabezpieczeń , z możdla generajiliwie energii - względnie małej TRV (patrz Rys. 8), to generacja bardzo 3. Szybkie wyłączniki najkrótszym , sumarycznym czasem wyłączenia zwarcia , zwłaszcza jeśli wziąć pod uwagę fakt , że MSK mogą stosowane w GIS dla Morskich mocy ( w zasilać porównaniu genratorami wysokich w siecielementami MFW będzie MorskiezStacje Konwerterowe HVDC zprzepięć bardzo drogimi półprzewodnikowymi (np. z tranzystorami Stacji Kolektorowych (MSK), elektrownianymi), a dodatkowo enerwystępowala z bardzo dużym prawIGBT) , wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu . gia jest z nich przekazywana do MSK dopodobieństwem, i w takiej sytuacja wymaganie uzasadnione poprzez względnie długie połączenia pobudzenie do działania ograniczni- warunkami pracy chronionych kablowe, czyli połączenia o dużej po- kow ZnO może zapobiedz uszkodzeniu urządzeń. jemności własnej. Do „Offshorowych” izolacji podstawowych komponentów Jednym z najważniejszych kryteriów doTransformatorów Mocy (OTM) po stro- MSK oraz kabli morskich WN To bezpo- boru danego typu GIS do pracy w Mornie 220 kV są podłączone morskie kable średni powód sugestii autora, aby nie skiej Stacji Konwerterowej (MSK), zwłasz„eksportowe” ( 30 ….60 km !), zwykle oszczędzać na stosowaniu ograniczni- cza dużej mocy jest sumaryczny czas z kompensacją strat mocy biernej. W ta- ków przepięć ZnO, i stosować je z bez- wyłączenia zwarcia, co jest szczególkim systemie przekazywania dużych pośrednim sąsiedztwie OTM, zarówno nie uzasadnione jeśli wziąć pod uwagę mocy, należy brać pod uwagę złożo- po stronie niskiego jak i wysokiego na- fakt, że MSK mogą zasilać Morskie Stacje ne przebiegi słabo tłumionych stanów pięcia (patrz Rys. 2), oraz zintegrować Konwerterowe HVDC z bardzo drogimi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE elementami półprzewodnikowymi np. z tranzystorami mocy typu IGBT, z natury wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu. Wyłączniki, stosowane w polach GIS 72,5 kV …550 kV produkcji ABB są szybkie, co w połączeniu w krótkim czasem zabezpieczeń cyfrowych, efektywnie skraca całkowity czas wyłączenia zwarcia, również w przypadku wyłączenia asymetrycznego prądu zwarciowego, patrz Rys. 9. Jeśli założyć: czas własny zabezpieczenia: 10 ms ( np. zabezpieczenie różnicowe transformatora); zmierzony czas własny wyłącznika ok. 20 ms (patrz Rys. 9) oraz dodać zmierzony czas łukowy ok. 10 ms po wyłączeniu prądu zwarciowego asymetrycznego, to całkowity czas wyłączenia zwarcia nie przekroczy 40 ms ! [3].

Wnioski

Jeśli wziąć pod uwagę sposób ograniczenia kosztów wieloletniego utrzymania w ruchu Morskiej Stacji Kolektorowej dużej mocy, to dobór urządzeń łączeniowych oraz transformatorów mocy, w oparciu o przestrzeganie prawidłowo sformułowanych wymagań technicznych - porównywalnych w wymaganiami dla

urządzeń pracujących w obwodach potrzeb własnych elektrowni jądrowych, jest niezwykle ważny dla osiągniecia tego celu. Z racji miejsca usytuowania oraz warunków pracy Morskiej Stacji Kolektorowej (MSK), należy zastosować bardzo skuteczną ochronę izolacji urządzeń stacyjnych WN, nie tylko przed przepięciami generowanymi w rezultacie częstych udarów piorunowych dużej mocy, ale i ze względu na możliwość występowania słabo tłumionych przepięć łączeniowych, jakie mogą być przyczyną zapłonów ponownych w komorach gaszeniowych wyłączników, co nieuchronnie prowadzi do generacji bardzo wysokich przepięć. Dlatego miejsce zainstalowania oraz właściwy dobór ograniczników przepięć ZnO, bezpośrednio wpływa na wieloletnią pracę MSK – bez częstych uszkodzeń izolacji jej podstawowych elementów. Projektując schemat główny MSK należy wziąć pod uwagę próby WN, jakie należy wykonywać w MSK przed dopuszczeniem tego obiektu do eksploatacji, co jest związane ze specyfiką prób GIS o względnie złożonej konfiguracji oraz z utrudnionym dostępem do komponentów GIS oraz elementów „Offshorowych” Transformatorów Mocy (OTM) ze względu na bardzo ograniczone wymiary wnętrza

MSK, dodatkowo respektując wymagania odnośnie redundancji w grupie OTM oraz w doborze morskich „kabli” eksportowych. Szczególnie w MSK jest uzasadnione stosowanie szybkich wyłączników w GIS oraz szybkich zabezpieczeń, z możliwie najkrótszym, sumarycznym czasem wyłączenia zwarcia, zwłaszcza jeśli wziąć pod uwagę fakt, że MSK mogą zasilać Morskie Stacje Konwerterowe HVDC z bardzo drogimi elementami półprzewodnikowymi (np. z tranzystorami IGBT), wrażliwymi na czas przepływu dużego prądu. Dr inż. Aleksander Gul ABB Power Grids Poland Sp. z o.o. ekspert SEP , członek PKWSE

Literatura:

[1] A. Gul, „Innowacyjne rozwiązania zastosowane w Kompleksie Morskich Farm Wiatrowych Wielkiej Mocy, z uwzględnieniem wymagań dla zabezpieczenia morskiej sieci kablowej prądu stałego”. Studium rozmieszczone na stronie SEP, 2019. [2] Raport Próby Typu, PEHLA No.11088Ba, Laboratorium PEHLA Baden, Szwajcaria [3] Raport Próby Typu, PEHLA No .10065Ba, Laboratorium PEHLA Baden, Szwajcaria n

Karuzela produktów stale się kręci – napędy bezszafkowe przyszłości Czy zastanawiasz się, jak ekonomicznie wytwarzać produkty w coraz mniejszych partiach? W fabryce przyszłości nie będzie z tym problemu: maszyny w hali produkcyjnej można swobodnie przestawiać, stanowiska przetwarzania można usuwać z linii produkcyjnej i zmieniać ich położenie, a następnie kontynuować produkcję po naciśnięciu jednego przycisku. Kluczowym rozwiązaniem jest w tym przypadku technologia napędów bezszafkowych z inteligencją rozproszoną i wszechstronnymi możliwościami komunikacji.

aruzela produktów stale się kręci– napędy bezszafkowe przyszłości. W każdym supermarkecie znajdziemy pakiety promocyjne powiększone o 20% w tej samej cenie lub produkty specjalne na Wielkanoc, wakacje, Halloween lub Boże Narodzenie. Karuzela z produktami kreci się coraz szybciej. Cykle życia mebli, produktów elektronicz-

nych i samochodów są coraz krótsze. Coraz większy udział w rynku zyskuje internetowy handel detaliczny. Konsumenci chętnie korzystają z internetowych konfiguratorów, by personalizować produkty. W efekcie producenci muszą wprowadzać zmiany w produkcji nawet kilka razy w tygodniu, zamiast produkować te same produkty przez wiele lat. W przyszło-

ści dotychczasowe tempo zmian może okazać się niewystarczające, a zmiany w produkcji trzeba będzie wprowadzać nawet co godzinę. Na podstawie analizy zastosowań u klientów i licznych projektów automatyzacji realizowanych w naszych własnych zakładach poznaliśmy wymagania tego typu zróżnicowanych procesów produkcyjnych i opracowali-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE śmy wizję fabryki przyszłości. Jedynymi stałymi elementami w tej fabryce będą sufit, ściany i podłoga. Maszyny i stanowiska przetwarzania będzie można konfigurować w taki sposób, aby tworzyć zupełnie nowe linie produkcyjne, które będą się ze sobą komunikować bezprzewodowo. W efekcie szafki sterownicze będą zbędne i przestaną odgrywać wiodącą rolę.

Szafki sterownicze wychodzą z użycia

Celem automatyzacji jest stworzenie możliwości wprowadzania zmian w produkcji głównie za pośrednictwem oprogramowania, bez ręcznej ingerencji w okablowanie. W tradycyjnych koncepcjach automatyzacji wszystkie kable prowadzą od siłowników i czujników do szafki sterowniczej i z powrotem. Może to stanowić wąskie gardło w przypadku w przypadku instalacji i późniejszych modyfikacji. Serwonapędy IndraDrive Mi są specjalnie dostosowane i wbudowane w silniki. Ograniczają nakład pracy związany z okablowaniem i nie zajmują miejsca w szafce sterowniczej. Instaluje się je w maszynie lub stacji przetwarzania w sposób rozproszony, wraz z wszystkimi elementami związanymi z zasilaniem. Do 30 serwonapędów tworzy grupę napędów na hybrydowym moście kablowym obsługującym zasilanie i komunikację. Tylko pierwszy napęd jest podłączony zewnętrznie do układów sterowania wyższego poziomu, zatem wprowadzanie modyfikacji nie wymaga ingerencji w okablowanie w szafce sterowniczej.

Wyłącz, przestaw, włącz i kontynuuj produkcję

Taką elastyczność można uzyskać w szerokim zakresie mocy – od 0,4 kW do 11 kW. Napędy bezszafkowe są w standardzie wyposażone w cztery cyfrowe, swobodnie konfigurowalne złącza wejścia/wyjścia do urządzeń peryferyjnych i czujników. Dwa z nich mogą pełnić rolę sond do szybkiego pomiaru. W wyniku oddzielenia komunikacji związanej ze sterowaniem konstruktorzy mogą włączać do układów pneumatycznych lub hydraulicznych kolejne moduły wejścia/wyjścia, czujniki i siłowniki. Oznacza to, że automatyzacja jest całkowicie rozproszona. W efekcie w fabryce przyszłości znacznie łatwiej wprowadzać zmiany. Wystarczy wyłączyć stanowisko, wyjąć jedną lub dwie wtyczki, przestawić maszynę w nowe miejsce, włączyć i kontynuować produkcję.

Proste i niezawodne uruchamianie

Producenci maszyn dysponują ograniczonymi zasobami inżynieryjnymi, które powinny być efektywnie wykorzystywane. Wstępnie zdefiniowane i zaprogramowane funkcje technologiczne umożliwiają szybszą realizację wielu zadań, takich jak czynności z użyciem tarcz krzywkowych lub przekładni krzywkowych. Napędy ze zintegrowaną logiką przemieszczania poszczególnych osi wykonują procesy oparte na osiach niezależnie od centralnego układu sterowania. Narzędzia techniczne dostosowane do zadań ułatwiają realizację nowoczesnych koncepcji i oszczędzają czas. Oprogramowanie układu napędowego odczytuje i wykorzystuje dane mechaniczne z koderów silników Rexroth, by umożliwić szybkie i niezawodne uruchamianie. Narzędzie serwisowe IndraDrive zapewnia prosty dostęp do funkcji serwisowych i diagnostycznych oraz możliwość prostej parametryzacji i aktualizacji oprogramowania. Narzędzie działa niezależnie od systemów operacyjnych na przeglądarkach obsługujących HTML5 i korzysta z serwera sieciowego wbudowanego w napęd. Architektura tego typu ułatwia wymianę podzespołów, a narzędzie służy też do praktycznego zarządzania dostępem za pośrednictwem uprawnień dla gości i uprawnień serwisowych.

Komunikacja w różnych środowiskach

Fabryka przyszłości zapewnia możliwość dopasowania do środowisk połączonych i elastycznego przekazywania informacji. Producenci maszyn poszukują rozwiązań napędowych, które pozwolą im obsługiwać różne protokoły w określonych obszarach i sektorach z użyciem jednego elementu sprzętowego, co przekłada się na uproszczenie całości logistyki, od zamówień po dostawy części zamiennych. Technologia bezszafkowa spełnia te wymagania, ponieważ jest wyposażona w interfejs Multi-Ethernet. Obsługuje wszystkie powszechnie stosowane protokoły przez wybór oprogramowania.

Gotowość do obsługi funkcji językowych wysokiego poziomu

Technologia oprogramowania Open Core Engineering firmy Bosch Rexroth zapewnia dostęp do najważniejszych funkcji napędu i zintegrowanej logiki przemieszczania oraz automatyzacji

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

ze sterownikami PLC i programami języków wysokiego poziomu. W przyszłości będzie też można korzystać z technologii Open Core Engineering for Drives, by opracowywać lub nabywać nieznane dziś funkcje internetowe i funkcje oparte na chmurze w językach wysokiego poziomu. Inteligentny serwonapęd oraz aplikacje serwerowe i oparte na chmurze będą ze sobą powiązane. Programowanie języka wysokiego poziomu otworzy zupełnie nowe możliwości łączności. Kompleksowe interfejsy PLC umożliwią digitalizację strumienia wartości – od zarejestrowania zamówienia w systemie ERP i systemach MES do napędu.

Czy jesteście gotowi na nową elastyczność?

Dzięki koncepcjom modułowym zyskujesz możliwość usprawnienia procesów lub maszyn i stanowisk oraz ich elastycznego ustawienia bez wprowadzania zmian w szafkach sterowniczych, a także tworzenia nowych linii produkcyjnych dostosowanych do wymogów poszczególnych zamówień: fabryka przyszłości to proces ewolucyjny, który już się rozpoczął. Technologia napędów bezszafkowych już dziś ułatwia spełnienie nowych wymagań w zakresie elastyczności w sposób ekonomiczny, przemyślany i bezpieczny. 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

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 1. zenon Energy Edition Process Recorder

zenon Energy Edition — intuicyjne narzędzie do realizacji digitalizacji w branży energetycznej

fektywne działania w branży wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii wymagają wysokiego stopnia monitorowania, sterowania, analiz i zabezpieczeń. Oprogramowanie zenon Energy Edition, którego producentem jest COPA-DATA pomaga użytkownikom w realizacji projektów, oferując swoje zaangażowanie oraz udokumentowane doświadczenie w takich dziedzinach, jak: yy lokalne systemy automatyki stacji energetycznych dowolnych poziomów napięcia,

yy centra sterowania systemów średniego napięcia, yy zarządzanie energią ze źródeł odnawialnych, yy magazynowanie energii. Coraz częściej zdarza się również, że branża energetyczna potrzebuje rzetelnego partnera, jeśli chodzi o cyfryzację procesów wytwarzania i przesyłu energii. Również w tym aspekcie zenon Software Platform jest sprawdzonym rozwiązaniem pozwalającym w łatwy sposób wprowadzić zasady Industry 4.0.

Jedna w pełni zintegrowana platforma - od HMI/SCADA aż po raportowanie

Platforma Programowa zenon oferuje kompleksowe rozwiązania w zakresie automatyki całkowicie zgodne z wymaganiami Internet of the Things. Spełnia przy tym w pełni potrzeby klienta, począwszy od elastycznej i bezpiecznej komunikacji, wizualizacji i sterowania aż po zindywidualizowane raportowanie co pozwala na znaczne skrócenie czasu i obniżenie kosztów projektów. W branży energetycznej zastosowania zenon są wprost nieograniczone i obejmują m.in.: automatykę podstacji, zarządzanie dystrybucją, magazynowanie energii, zarządzanie energią ze źródeł odnawialnych i transport publiczny. Opracowane przez COPA-DATA sterowniki obsługują najważniejsze standardowe protokoły przemysłowe, takie jak IEC 61850, IEC 61400-25, IEC 60870 i DNP3.

Platforma zenon to lider bezpieczeństwa i niezawodności

Zdj. 2. zenon Energy Edition Command Sequencer Single Line Diagram

W COPA-DATA rozumiemy, że bezpieczny system SCADA wymaga ciągłych ulepszeń i innowacji. Nasza filozofia, w której bezpieczeństwo jest na pierwszym miejscu, pozwoliła nam stworzyć najbardziej niezawodny sys-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj. 3. Automatyka Podstacji

tem SCADA na rynku. Na podstawie pełnionych stanowisk i funkcji, zenon definiuje prawa dostępu i dba o to, aby krytyczne operacje były wykonywane wyłącznie przez osoby do tego upoważnione. W połączeniu z zaawansowanymi opcjami bezpieczeństwa, zenon w pełni chroni wszystkie projekty przed utratą danych lub nieupoważnionym dostępem. Ponadto zenon jest skompilowanym systemem, co oznacza, że na panelu lub w środowisku Runtime rezyduje tylko kilka plików binarnych. Nie jest wymagana baza danych środowiska Runtime, dlatego manipulowanie przy plikach zenon jest praktycznie niemożliwe. Aby w pełni zapewnić cyberbezpieczeństwo, zenon spełnia wymogi normy IEC 62351

i udostępnia informacje dla NERC/CIP, gdy jest to wymagane przez integratora systemu. Zgodnie z S1 PICS dla profilu ISO 9506, sterownik klienta IEC 61850 obsługuje standard ACSE Authentication (uwierzytelnianie 8650-1). Ponadto nasi eksperci nieustannie pracują nad zapewnieniem zgodności z dodatkowymi profilami i standardami.

Innowacje w zenon Energy Edition ver.8.20 funkcje techniczne

1. Smart Objects to ergonomiczne procesy inżynieryjne i oszczędność czasu Jedną z ważniejszych funkcjonalności w najnowszej wersji zenon 8.20 są Smart Objects (Inteligetne Obiekty). Ta

Zdj. 4. Energy Substation Automation SingleLineDiagram Monitor 2

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

nowa opcja w zenon Editor udostępnia użytkownikom gotowe komponenty, które w znacznym stopniu upraszczają prace inżynieryjne przy projekcie. Smart Objects zawierają standaryzowane jednostki funkcjonalne dla wszystkich funkcji i ustawień modułów, które są niezbędne do mapowania komponentu procesowego. Jednym słowem jest to narzędzie, które pozwala naszym klientom wielokrotnie używać powiązanych elementów, w tym symboli, zmiennych i funkcji. Inteligentne Obiekty tworzą zestaw bloków dostępnych w bibliotece w formie jednego pakietu. Ten zestaw przyspiesza konfigurację, aktualizacje i utrzymanie projektów, gdyż po ich utworzeniu, szablony Smart Objects mogą być wielokrotnie wykorzystywane w projekcie. Wszystkie obiekty i odnośniki są generowane automatycznie przez zenon, a użytkownicy mogą także tworzyć indywidualne obiekty Smart Objects i ich szablony. Stworzone i używane we wcześniejszych projektach komponenty mogą być w kilku krokach przenoszone do nowego projektu i dostosowywane do istotnych wymagań. Zalety dla użytkowników są jednoznaczne: ze względu na głęboką integrację orientacji obiektowej w oprogramowaniu możliwe jest centralne zarządzanie złożoną zawartością, a to daje dużą oszczędność cennego czasu. 2. Skalowalność dzięki technologii Docker W wersji 8.20 COPA-DATA po raz pierwszy wdraża technologię kontenerową Docker, która izoluje usługi i procesy od siebie. Pozwala to na uruchamia-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nie kilku modułów zenon Runtime na jednym serwerze. Wszystkie aplikacje i funkcjonalności wymagane przez oprogramowanie zenon są kompilowane w pakiecie, który można uruchomić z poziomu jego własnego systemu plików. Dotychczas możliwe było przechowywanie całej infrastruktury centralnie, przy użyciu maszyn wirtualnych, ale pod względem operacyjnym nie było to wydajne, gdyż potrzebne były dodatkowe zasoby w postaci sprzętu lub serwerów. Izolowanie usług i procesów ma pozytywny wpływ na wydajność i zapewnia optymalną skalowalność. Dostępność różnych środowisk Runtime centralnie w systemie host zapewnia oszczędność, jeśli chodzi o koszty sprzętu i utrzymania systemów IT. 3. Ulepszenia funkcjonalności IoT COPA-DATA poszerzyła funkcjonalność IoT o sieć zenon Service Grid, czyli system modułowych komponentów oprogramowania lub, innymi słowami, mikrousług. Te mikrousługi tworzą dużą, skalowalną aplikację, którą można indywidualnie dostosować. Dzięki dystrybucji komponentów możliwe jest wydajniejsze wykorzystanie zasobów. zenon Service Grid jest idealnie dostosowana do użycia jako zintegrowane rozwiązanie do monitorowania danych w systemach rozproszonych, takich jak sprzęt używany w branży energii odnawialnych. Rozwiązanie umożliwia użytkownikom ciągłe przekazywanie danych z poziomu magistrali polowej do chmury. Dzięki temu użytkownicy oprogramowania zenon zyskują na większej trwałości i szerokim zakresie opcji pozyskiwania i zarządzania danymi. 4. Command Sequencer W celu zwiększenia bezpieczeństwa operacyjnego powtarzalne zadania przełączania mogą być wykonywane automatycznie przez moduł Command Sequencer. Użytkownik może łatwo edytować, testować i wdrażać sekwencje komend bez konieczności programowania. Złożone sekwencje, obejmujące równoległe wykonywanie operacji lub działania warunkowe, można skonfigurować przy użyciu prostej operacji „kliknij i przeciągnij” w edytorze graficznym. 5. Topologia sieci Możliwe jest natychmiastowe sprawdzanie statusu zasilania linii przy użyciu automatycznego kolorowania linii. Wystarczy zdefiniować kolory dla linii zasilanych, niezasilanych i uziemionych na każdym poziomie napięcia, aby uzyskać informacje zwrotne z transformatora. Aby zwiększyć bezpieczeństwo,

Zdj. 5. zenon modul GIS

Zdj. 6. zenon zintegrowana.platforma.programowa

zenon wyświetla zdefiniowane lub wadliwe przełączniki w różnych kolorach. Przejrzysta wizualizacja zwiększa świadomość krytycznych operacji i umożliwia szybkie wykrywanie błędów. Stworzony model topologiczny można wykorzystać również do blokowania sterowań. Topologię można rozwijać w środowisku inżynieryjnym zenon Editor przez proste tworzenie wykresu jednoliniowego. 6. Zmodyfikowana, zautomatyzowana weryfikacja zdarzeń Oprogramowanie zenon skutecznie rejestruje każde zdarzenie na Chronologicznej Liście Zdarzeń (Chronological Event List — CEL). Aby zapewnić szybką i wydajną dostępność wyłącznie niezbędnych informacji dla użytkownika, COPA-DATA zmodyfikowała CEL w nowej wersji zenon 8.20 w sposób zwiększający jej przejrzystość. Obecnie moż-

liwe jest przypisanie wszystkich zdarzeń do jednej lub kilku kategorii. Użytkownicy mogą filtrować listę za pomocą tych kategorii w module Runtime. W zenon Editor, oprócz przypisywania kategorii, użytkownicy mogą także dodawać nowe. To znaczy, że możliwe jest dostosowywanie i konfigurowanie CEL pod kątem każdej aplikacji. Jest to szczególnie przydatne w branżach, w których wymaga się dokumentowania i gromadzenia istotnych danych dla procesów lub na potrzeby audytów.

zenon to zaufany partner w sektorze energetycznym

Od 1987 roku, firma COPA-DATA dostarcza wiodące w branży oprogramowanie do automatyzacji i dzięki funkcjom takim jak: proces recorder, który stale rejestruje dane i pozwala na ich odtwarzanie w przypadku awarii lub błędu, redundancja zapewniająca sta-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ły dostęp do projektów lub moduł Load Flow Calculation służący do do analizy i dystrybucji mocy elektrycznej w sieci jest zdecydowanym liderem w branży energeycznej. Ponad 30 000 instalacji w sektorze energetycznym potwierdza, że zenon oferuje wiodące rozwiązania w dziedzinie wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii.Współpracujemy ściśle z globalną siecią integratorów systemów i partnerów technologicznych w ramach naszego programu partnerskiego, COPA-DATA Partner Community. W ramach globalnych i lokalnych działań dla partnerów oraz codziennej komunikacji dzielimy się z partnerami doświadczeniem branżowym, przyjmujemy od nich informacje i dostarczamy zasoby, aby zapewnić naszym klientom końcowym najlepszą możliwą wiedzę i dostarczyć produkt najwyższej jakości. Jednym słowem zenon Energy Edition to, zintegrowana platforma oprogramowania, obsługująca standardy HMI, SCADA, DMS, GIS i wiele, wiele innych. Wspomagana przez szeroki zakres sterowników i fabrycznie zintegrowanych protokołów komunikacyjnych, w tym IEC 60870-101/104, DNP3 oraz IEC 61850, zenon oferuje wiodące w branży możli-

Zdj. 7. Certyfikat bezpieczeństwa produktu zenon

wości w zakresie komunikacji, wizualizacji i sterowania, z potwierdzoną wydajnością procesów inżynieryjnych, płynnością operacyjną i rentownością.

Spotkaj się z nami na targach ENERGETAB 2020 – Hala A, stoisko: 28

W tym roku podczas targów ENERGETAB zaprezentujemy jak zenon Software Platform sprawia, że proces realizacji założeń Internet of things jest łatwym i intuicyjnym procesem. Prezentujemy również możliwości najnowszej wersji zenon 8.20 oraz zenon Analyzer 3.40. Dzięk prezentacjom multimedialnym projektów DEMO na, ,,smart-multi’’ monitorze, czy też monitorach multi-touch,

każdy odwiedzający stoisko COPA-DATA, będzie mógł samodzielnie przekonać się o niebywałej funkcjonalności oraz rozpiętości zakresu usług, jak również zasięgnąć specjalistycznych informacji o zenon Software Platform oraz korzyściach wynikających z jego stosowania. Wszystkich zainteresowanych zapraszamy serdecznie do odwiedzenia: stoiska numer 28, w Hali: A gdzie odpowiemy na wszystkie pytania. Zachęcamy do wcześniejszej rezerwacji spotkania. Można to zrobić drogą mailową (sales. pl@copadata.com) lub telefonicznie: (12) 290 10 54. Źródło: COPA-DATA Polska na podstawie materiałów Ing.Punzenberger n

Ułatw sobie życie. Inteligentne zarządzanie energią z zenon Software Platform. Efektywny inżyniering, prosty do integracji – od elektrowni aż do Smart Grids: ` Automatyzuj podstacje

` Kontroluj systemy magzynowania energii

` Zarządzaj sieciami dystrybucyjnymi

` Obsługuj energię ze źródeł odnawialnych

` Monitoruj elektrownie wodne

zenon na targach ENERGETAB 2020 15.09 – 17.09.2020 | ZIAD Bielsko-Biała Hala: A | Stoisko numer: 28

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

www.copadata.com/energy

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Automatyka zabezpieczeniowa dla elektrowni fotowoltaicznych Elektrownie fotowoltaiczne w polskich sieciach stają się bardzo często spotykanym źródłem energii, których właściwości, szczególnie przy licznych obiektach na małym obszarze, są słabo rozpoznane. W artykule przedstawiono zabezpieczenia tych elektrowni, ale i sieci z nimi współpracujących, tak z punktu widzenia przepisów, jak i uzupełnione własnymi poglądami autorów. Na podstawie analiz przepisów i teoretycznych analiz zaproponowano terminal polowy CZIP®-PV PRO, który powinien zapewnić wszystkie oczekiwane i potrzebne zabezpieczenia. 1. Wstęp Dynamiczny przyrost liczby inwestycji w zakresie budowy elektrowni słonecznych (inaczej: fotowoltaicznych) i szczególne wymagania stawiane tego typu instalacjom, stały się inspiracją do powstania tego artykułu i skłoniły autorów do opracowania dla nich metodyki zabezpieczania i wyspecjalizowanych przekaźników, które zapewnią ich ochronę przed skutkami różnych zakłóceń. W szczególności ochronę urządzeń elektrycznych, poprzez które są przyłączone do sieci i samych sieci. Opracowana została nowa konstrukcja terminala polowego oznaczonego jako CZIP®-PV PRO, przeznaczonego do pracy w rozdzielnicach pracujących w miejscach przyłączania elektrowni fotowoltaicznych do sieci dystrybucyjnych SN i nn, w tym także dla tzw. mikroinstalacji. W artykule będą używane następujące akronimy: PV – fotowoltaika, EPV – elektrownia fotowoltaiczna, SE – system elektroenergetyczny. Przedmiotem zainteresowania opracowania są przede wszystkim EPV przyłączone do sieci SN, czyli o mocach rzędu (50 – 5000) kW, może wyjątkowo do 10 MW. Będzie jednak wiele odniesień do instalacji przyłączonych do sieci nn, co jest obecnie silnie rozwijającą się gałęzią i nie do zatrzymania, ponieważ na przyłączenie do sieci wystarczy zawiadomienie operatora, a nie jego zgoda. Instalacje o mocy powyżej 200 kW do 10 MW, zaliczają się do modułów wytwarzania energii typu B i podlegają nomie [2]. Powyżej mocy 10 MW są to moduły typu C i będą raczej przyłączone do sieci 110 kV i tam problemy są łatwiejsze do rozwiązania, chociaż wyposażenie w urządzenia EAZ bardziej skomplikowane.

Wydaje się, że w definicji jest nieścisłość – przyłączanie instalacji o mocy do 50 kW ma sens tylko do sieci o napięciu do 1 kV, ewentualnie wyjątkowo SN. Poza tym sieć nie jest charakteryzowana napięciem znamionowym, a napięciem nominalnym. W sieci o określonym napięciu nominalnym pracują urządzenia o różnych napięciach znamionowych – wartość tego napięcia nadaje producent. W sieci o napięciu nominalnym 15 kV spotyka się kable o napięciu znamionowym 20 kV i transformatory o napięciu znamionowym 15,75 kV. Mała instalacja - instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 50 kW i mniejszej niż 500 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu większej niż 150 kW i nie większej niż 900 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 50 kW i mniejsza niż 500 kW. Ważną informacją dla korzystających z tego artykułu jest to, że podane pod koniec proponowane zasady wyposażania EAZ w poszczególne kryteria zabezpieczeniowe są kompromisami przepisów zawartych w [4, 5] oraz [1, 2]. Instrukcja [4] została w większości opracowana przed 2014 r. i nie było

2. Definicje Mikroinstalacja - instalacja odnawialnego źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 50 kW, przyłączona do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV albo o mocy osiągalnej cieplnej w skojarzeniu nie większej niż 150 kW, w której łączna moc zainstalowana elektryczna jest nie większa niż 50 kW [4].

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE jeszcze wówczas norm [1, 2]. Z drugiej strony w wymienionych normach są ewidentne braki, ale nie tutaj jest miejsce na ich szczegółowe wskazywanie. Jaskrawym przykładem jest zabezpieczenie nadnapięciowe dla średniej z 10 minut – w IRiESD (załącznik nr 10) pojawia się w postaci I stopnia zabezpieczenia nadnapięciowego, a w normach [1, 2] jest jako oddzielne kryterium, a wymieniany I stopień zabezpieczenia nadnapięciowego ma działać wg klasycznego algorytmu. Ale czy na pewno jest ono niezbędne, jeśli oprócz tego są dwa zabezpieczenia klasyczne nadnapięciowe? CZIP®-PV PRO został wyposażony we wszystkie te kryteria – nie wiadomo, co przyniosą następne lata. Pewną zagadką są zabezpieczenie od skutków pracy wyspowej (LoM) - tzw. aktywne. Nie są one nawet dobrze rozpoznane w praktyce, a w IRiESD zostały wymienione w karcie aktualizacji nr 10 [5]. W normach [1, 2] nie ma nic o zabezpieczeniach ziemnozwarciowych! Przy opracowywaniu załącznika nr 10 do IRiESD, normy [1, 2] mogły w URE nie być znane, a tablica została prawdopodobnie opracowana przy współpracy z poszczególnymi koncernami energetycznymi. Czy czeka nas znów nowelizacja IRiESD?

3. Zjawiska w sieci Główny problem EPV i związanych z nimi zjawisk w sieci dotyczy zwarć międzyfazowych i będzie omawiany na podstawie schematów pokazanych na rys. 1 i 3. Zjawiska podczas zwarć doziemnych i zabezpieczenia od ich skutków nie różnią się niczym w stosunku do problemów występujących przy podłączaniu innych źródeł lokalnych i są omówione np. w [7]. Tablica 1 zaczerpnięta z [5], której celem głównym jest wykaz wartości nastawczych, podaje wymagane zabezpieczenia dla mikroinstalacji i nie zawiera typowych zabezpieczeń przed skutkami zwarć międzyfazowych (jako „typowe” uważa się zabezpieczenia wykorzystujące prądy fazowe lub kryteria podimpedancyjne). W normie [1] także nie ma wzmianki o zabezpieczeniach od skutków zwarć międzyfazowych. Można w pewnym dużym przybliżeniu uważać, że zabezpieczenie podnapięciowe jest zabezpieczeniem również od skutków zwarć międzyfazowych, bo każdemu zwarciu towarzyszy obniżenie napięcia. Jest to jednak zbyt duże uproszczenie niespotykane w literaturze. Obniżenie napięcia podczas zwarcia międzyfazowego następuje w znacznej części sieci i nie może być kryterium selektywnym. Wczytując się w zasady wyposażania EPV w zabezpieczenia napięciowe odnosi się wrażenie, że ich celem jest ochrona samej instalacji (inwerterów), a nie elementów wyprowadzających moc do sieci elektroenergetycznej. W innych punktach IRiESD dotyczących źródeł lokalnych i linii z nimi współpracujących, zabezpieczenia są wymagane niezależnie od zastosowanej energii pierwotnej. Czyżby nasza IRiESD była zbyt restrykcyjna w stosunku do tych źródeł? Raczej trzeba zastosować przepisy z rozdziału II dotyczącego ogólnie automatyki zabezpieczeniowej, a nie kierować się tylko wytycznymi dla mikroźródeł. Zakłada się przy tym na podstawie ogólnej wiedzy, że prąd zwarciowy generowany przez EPV wynosi co najwyżej 1,1 jej prądu znamionowego. Ten parametr jest podawany także w postaci współczynnika kLR występującego we wzorze

gdzie: ZK- impedancja elektrowni lokalnej,

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

Rys. 1. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do linii SN

Sr - moc znamionowa elektrowni, kLR - współczynnik zwarciowy (nazwa współczynnika - własna autora), który określa, ile razy prąd zwarciowy źródła przy zwarciu na jego zaciskach jest większy od prądu znamionowego. Przy tym jest pewna niejasność, czy dotyczy to impedancji zwarciowej falownika i paneli fotowoltaicznych (tak się raczej obecnie przyjmuje), czy podczas zwarcia odległego także jest ograniczenie do 1,1 (czyli jakby współczynnik kLR nieco wzrastał). Nie ma to prawie znaczenia, ponieważ przy tak dużej impedancji źródła wpływ impedancji od źródła do miejsca zwarcia odgrywa niewielką rolę. Na rys. 1 przedstawiony został sposób przyłączenia EPV do linii SN, do której przyłączeni są również odbiorcy. PZ oznacza w pełni wyposażony punkt zabezpieczeniowy – tzn. przekładniki prądowe i napięciowe, zabezpieczenia i wyłącznik. Prąd zwarciowy Ik jest sumą dwóch składowych: yy Ik-SE płynącego od strony sytemu elektroenergetycznego, można jego wartość dla zwarć trójfazowych szacować najczęściej w granicach 2-5 kA, jeśli zwarcie jest przed transformatorem SN/nn, dla zwarć za nim wartość prądu zwarciowego płynącego przez PZ będzie znacznie mniejsa, yy Ik-EPV płynącego od strony EPV, jego wartość powiązana jest z impedancją zwarciową źródła zależną od współczynnika kLR zgodnie z zależnością (1). Nie potrzeba wielkich analiz, aby stwierdzić, że prąd zwarciowy generowany przez EPV będzie przynajmniej kilkukrotnie mniejszy od płynącego od strony SE. Na rys. 1.a pokazana jest sytuacja, kiedy zwarcie jest za PZ patrząc od strony linii, do której jest przyłączona EPV. Zabezpie-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE czenie od skutków zwarć (na razie nie określa się kryterium jego działania) jest bezwzględnie potrzebne, aby odłączyć uszkodzony fragment w stronę EPV. Wskazany jest taki dobór nastawy, aby zabezpieczenie w PZ zabezpieczało także stronę nn transformatora aż do wyłącznika W przy czym, na ile jest to możliwe, powinny wykazać szczegółowe obliczenia. Prąd zwarcia od strony EPV powinien zostać wyłączony przez wyłącznik W lub sam sterownik falownika (od zabezpieczeń podnapięciowych). Na rys. 1.b jest sytuacja inna. Podczas zwarcia linia zostanie wyłączona w GPZ i pewną wątpliwością jest, czy EPV będzie pracować na zwarcie, jeśli by nie było zabezpieczenia w PZ. Z artykułu [8] wynika, że taka sytuacja jest bardzo prawdopodobna. Na marginesie – z artykułu tego wynika, że falowniki badane przez jego autorów są nadzwyczaj czułe na wszelkie zakłócenia (szczególnie zapady i obniżenia) w stabilnym charakterze napięć w sieci współpracującej, nawet bardzo krótkie. Niezależnie od tej wątpliwości z IRiESD wynika, że w punkcie PZ musi być zabezpieczenie chroniące prze skutkami tego zwarcia, pomimo że prąd nie będzie szkodliwy dla urządzeń. W EAZ jest przyjęta niepisana zasada, że każde zakłócenie w postaci zwarcia międzyfazowego ma być wyłączane automatycznie. Wg IRiESD w tym miejscu od skutków zwarć międzyfazowych należy zastosować zabezpieczenia nadprądowe – zwłoczne lub zwarciowe. Przy nastawieniu zabezpieczenia nadprądowego nawet na wartość prądu znamionowego EPV (zgodnie z zasadami EAZ z różnych względów powinno to być przynajmniej 1,1 prądu znamionowego), współczynnik czułości zabezpieczenia nie przekroczy wartości 1,1. Odpowiedni punkt IRiESD dotyczący współczynników czułości brzmi następująco: II.4.5.4.1.3. Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości: 1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych, 2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych. Jest w nim słowo „zaleca się”, a nie ostre wymaganie. Jednakże żadna literatura nie dopuszcza tak małego współczynnika czułości dla zabezpieczeń nadprądowych, ponieważ nie gwarantuje to ich prawidłowej pracy. Nawet krótki łuk elektryczny w miejscu zwarcia, czy przybliżenia zastosowane podczas obliczeń prądów zwarciowych mogą być przyczyną braku rozruchu. Do tego dochodzą błędy przekładników prądowych czy samego zabezpieczenia. Z kolei zbyt mała nastawa przyczyni się do powstawania rozruchów i zadziałań zbędnych Zaleca się skorzystanie z innego punktu IRiESD: II.4.5.1.15. W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych urządzeniach lub polach można stosować dodatkowe zabezpieczenia działające na wyłączenie lub sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub innych zabezpieczanych elementów. W linii łączącej EPV z siecią SN warto zastosować „dodatkowe zabezpieczenie”. Konieczność jego wprowadzenia wynika z właściwości zabezpieczanego urządzenia, dokładniej – parametrów zwarciowych. Najbardziej odpowiednie będzie kryterium odległościowe, jednak typowe zabezpieczenia tego rodzaju są niepotrzebnie bardzo złożone (wielostrefowe i działające także podczas zwarć z ziemią) oraz w oddzielnych obudowach, stosunkowo drogie. Nieodpowiednie będą zabezpieczenia różnicowe wzdłużne czy inne odcinkowe, ponieważ ich zasięg jest ściśle wyznaczony przez przekładniki prądowe. Wydaje się, że idealnym rozwiązaniem do tego celu będą wprowadzone już wcześniej przez RELPOL S.A. proste kry-

teria podimpedancyjne od skutków zwarć międzyfazowych [9], ponieważ z zasady wykrywają zwarcia niezależnie od wartości prądu zwarciowego. Celem wprowadzenia tych kryteriów było zastępowanie w liniach SN kryteriów nadprądowych zwarciowych, aby uzyskać niezależność zasięgu zabezpieczenia od rodzaju zwarcia, mocy zwarciowej na szynach oraz bardziej precyzyjnie określać ten zasięg. Podstawowym założeniem przy kształtowaniu charakterystyk tego zabezpieczenia, było zapewnienie maksymalnej przejrzystości i prostoty przy nastawianiu. Opracowano i wdrożono trzy stałe charakterystyki, niewymagające ich kształtowania. Przy nastawianiu tego kryterium, należy jedynie wybrać kierunek działania oraz parametry kryterialne rezystancji i reaktancji. Kształt dostępnych charakterystyk przedstawiają rys.2 a-c. Na rys. 2 d pokazano prawidłowe ułożenie charakterystyki „do przodu” względem charakterystyki odbioru. Cechą szczególna jest też wyjątkowo prosty dobór nastaw z punktu widzenia braku pokrycia z charakterystyką odbioru. W sytuacji, kiedy istnieje zagrożenie, że charakterystyka odbioru może pokryć się z charakterystyką zabezpieczenia Z<, należy skorzystać ze wzorów:

gdzie: Imax – maksymalne obciążenie linii. Jeśli maksymalne obciążenie linii nie jest znane, można je przyjmować równe

gdzie: In1 – prąd znamionowy pierwotny przekładnika prądowego współpracującego z terminalem polowym. Musi być spełniona zależność:

w której: kb - współczynnik bezpieczeństwa – zalecana wartość to 1,5, wyjątkowo można przyjąć 1,2 dla linii silnie obciążonych, - przekładnia impedancyjna. Na rys. 2d występuje wartość Zomin która jest związana z ZOBC|min wzorem:

Wartość Xnast należy dobierać do reaktancji linii – należy przy tym określić potrzebny zasięg zabezpieczenia. Kryterium podimpedancyjne, w szczególnych warunkach, może zastąpić lub uzupełnić zabezpieczenie nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych. Na rys. 3 przestawiony został schemat przyłączenia EPV do sieci SN, ale punktem przyłączenia jest pole w GPZ-cie lub RS-ie. W tej sytuacji projektanci przeważnie nie przewidują instalacji wyłącznika w rozdzielni SN EPV, bo jest on wymagany w miejscu przyłączenia. Nie jest to rozwiązanie dobre, ale dopuszczalne i oszczędne. Na rys. 3a pokazano zwarcie w linii łączącej EPV z punktem przyłączenia. Wyłączenie nastąpi w PZ. Można się spodziewać, że w polu odpływowym lub polu transformatora znajdują się przekładniki prądowe, a na szynach SN EPV – napięciowe. Można tam przyłączyć przekaźnik R, który tak jak w poprzedniej sytuacji – nie zapewni prawidłowego dzia-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys.2. Charakterystyki zabezpieczenia podimpedancyjnego (tylko dla zwarć międzyfazowych) α=β=5º. a – „do przodu”, b – „do tyłu”, c – bezkierunkowa, d – prawidłowe ułożenie względem charakterystyki odbioru.

łania kryterium nadprądowemu. Konieczne jest kryterium podimpedancyjne, przy czym przekaźnik miejscowo może spowodować tylko wyłączenie wyłącznika (może to być stycznik) po stronie nn EPV. Powinno to być wystarczające do ochrony sieci, ale i falownika. Na rys.3b zaznaczono zwarcie na szynach zbiorczych GPZ-tu. W tej sytuacji zadziała zabezpieczenie szyn i w związku z małym prądem zwarciowym generowanym przez EPV nie wystąpi zjawisko zbędnej jego blokady przez prąd dopływający do szyn zbiorczych od tego źródła. Zagrożenie od zjawiska zbędnej blokady zabezpieczenia szyn jest znane w sieciach z elektrowniami wiatrowymi i innymi z generatorami synchronicznymi pracującymi synchronicznie z siecią. EPV powinna zostać wyłączona przez jedno z zabezpieczeń napięciowych, częstotliwościowych lub od pracy wyspowej (zabezpieczenia częstotliwościowe także mogą zadziałać po przejściu EPV do pracy na wyspę).

4. Wymagania dla EPV na podstawie IRiESD

Rys.3. Zjawiska podczas zwarć międzyfazowych dla EPV przyłączonej do pola w GPZ-cie lub RS-ie.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

Tablica 1 przedstawia wymagania w zakresie funkcji i nastaw dla mikroinstalacji, a zaczerpnięta jest z [4]. Została opublikowana dopiero w 2019 r. w załączniku nr 10. Cel tablicy to usystematyzowanie wartości nastaw różnych zabezpieczeń w mikroinstalacjach. Jednakże z tablicy tej wynikają przede wszystkim wymagania odnośnie wyposażenia w zabezpieczenia.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tablica 1. Nastawy układu zabezpieczeń (dla mikroinstalacji) wg IRiESD Funkcja zabezpieczenia

ULN

ULL

Wymagane nastawienie wielkości wyłączającej

Minimalny czas zadziałania

Obniżenie napięcia

0,85 Un

195,5 V

1,5 s

1,2 s

Wzrost napięcia, stopień 1)1

1,1 Un

253,0 V

3,0 s

Wzrost napięcia, stopień 2

1,15 Un

264,5 V

0,2 s

0,1 s

Obniżenie napięcia

0,85 Un

340,0 V

1,5 s

1,2 s

Wzrost napięcia stopień 1)1

1,1 Un

440,0 V

3,0 s

Wzrost napięcia stopień 2

1,15 Un

460,0 V

Obniżenie częstotliwości

0,2 s

0,1 s

47,5 Hz

0,5 s

0,3 s

Wzrost częstotliwości Zabezpieczenie od pracy wyspowej

Maksymalny czas wyłączenia

52 Hz

0,5 s

0,3 s

ROCOF

2,5 Hz/s

0,5 s

aktywne

1) 10-minutowa wartość średnia, zgodnie z EN 50160. Szczegółowe wymagania w zakresie pomiaru wartości średniej zawarte są w normie PN-EN 50438:2014-02

Nastawy dla innych EPV (nie mikroinstalacji) zostały określone w normach [1, 2], ale już mniej precyzyjnie. Zapisy w normach należy traktować jako wskazówki, a nie obligatoryjny przepis. Nastawy powinny być obliczane tak, jak to się robi dla innych elektrowni lokalnych np. wiatrowych. Jako zabezpieczenia od pracy wyspowej wymieniono dwie pozycje: ROCOF czyli df/dt i zabezpieczenia aktywne. Kryteria działania zabezpieczeń aktywnych nie są wymienione w żadnym dokumencie. Można na podstawie literatury [10] sądzić, że chodzi o: yy monitorowanie impedancji przy określonej częstotliwości, yy wtrącanie dodatkowego sygnału, yy przesunięcie napięcia Sandia, yy przesunięcie częstotliwości Sandia, yy skok częstotliwości, yy pomiar poziomu zwarciowego (od autorów: zupełnie niezrozumiale jest pojęcie „poziom zwarciowy”), yy uchyb exportu mocy czynnej. Nazwy przytoczono dosłownie, bez jakichkolwiek zmian, chociaż trudno je zrozumieć. Opisy w innej literaturze także są mało komunikatywne. Słowo „Sandia” w nazwach kryteriów pochodzi od Sandia National Laboratories w Stanach Zjednoczonych, które te kryteria opisało. Istnieje jeszcze metoda „vector shift”, czyli „przesunięcie fazora”, którą zalicza się do metod pasywnych. Większość z wymienionych metod jest niedopracowana, a w ocenie autorów zbyt złożona i niepewna, aby być zastosowana w praktyce. Być może pozostanie na etapie analiz teoretycznych. Wiadomo, że są pewne problemy z cyfrowym pomiarem częstotliwości w stanach przejściowych w napięciu sieci. Jeszcze większe podczas pomiaru df/df i wykorzystaniu tej wielkości. Ostatnio można zauważyć, ze kryterium df/dt przestało się pojawiać nawet w automatyce SCO. Postawiono na zwiększenie szybkości działania kryteriów opartych na bezwzględnym pomiarze częstotliwości, co zresztą wywołało spodziewane przez służby eksploatacyjne w OSD zadziałania zbędne. Ale podejście specjalistów od systemów elektroenergetycznych wynika z troski o utrzymanie połączonego systemu elektroenergetycznego, a nie ograniczenie wyłączeń odbiorców. Należy także zastanowić się w tablicy 1 nad dokładnym znaczeniem ROCOF i podanej wartości 2,5 Hz/s. Przy powstaniu

wyspy obciążeniowej df/dt może mieć wartość tak dodatnią, jak i ujemną. W tablicy podano tylko wartość dodatnią, czyli określony przyrost częstotliwości. Powinna być podana wartość bezwzględna tej pochodnej lub lepiej – rozróżnienie wartości dodatniej i ujemnej. Wydaje się, że interpretując wartość 2,5 Hz w tablicy należy traktować jako bezwzględną – zabezpieczenie ma zadziałać, jeśli |df/dt| będzie większe od 2,5 Hz/s. Czy rzeczywiście nastawa w kierunku wzrostu i obniżenia częstotliwości powinna być taka sama? Wydaje się, że należy je rozróżnić, ponieważ wg pobieżnych szacunków – nadmiar mocy czynnej w systemie lub podsystemie raczej jest mniejszy niż niedomiar, stąd zjawisko wzrostu częstotliwości może przebiegać wolniej (mniejsza wartość |df/dt|). Według IRiESD w mikroinstalacjach wymagane jest zabezpieczenie nadnapięciowe dwustopniowe, a w regulacjach dla pozostałych źródeł nie ma o tym wzmianki. W normach [1.2] wymagane jest jeszcze zabezpieczenie oparte na średniej wartości napięcia z ostatnich 10 minut. Wydaje się, że są argumenty przemawiające za zabezpieczeniem trzystopniowym, stąd takie możliwości zostały zapewnione w sterowniku CZIP®-PV PRO. Dla zabezpieczeń podnapięciowych zaproponowano dwa stopnie. Z tabeli 1 wynika pośrednio jeszcze jeden wniosek: kryteria napięciowe w sieci nn mogą korzystać z napięć przewodowych lub fazowych. Zdaniem autorów artykułu warto korzystać z fazowych, bo zjawiska zakłóceniowe w sieci nn w nich obserwowane są bardziej wyraziste. Natomiast pomiar częstotliwości i jej pochodnej musi być oparty na napięciach przewodowych. Szczegółowo analizując IRiESD zauważa się w niej pewne rozbieżności, przy czym są one znacznie mniejsze, niż przed opublikowaniem załącznika nr 10. Otóż w tekście głównym dopuszcza się w elektrowniach wyposażonych w transformator nn/SN instalowanie zabezpieczeń pod- i nadnapięciowych tak po stronie nn, jak i SN definiując jednocześnie, że mają być trójfazowe. Natomiast załącznik nr 10 wymaga zainstalowania zabezpieczeń podnapięciowych po stronie nn, a nadnapięciowych po stronie SN. Skąd takie wymaganie, zupełnie trudno zrozumieć. Podobnie w tekście głównym nie określa się miejsca zainstalowania zabezpieczeń częstotliwościowych, natomiast w załączniku – tylko dopuszcza się po stronie nn. Tutaj przynajmniej brak sprzeczności, jest tylko nieścisłość. Nie wskazuje się tutaj wyraźnego błędu, ale doświadczenia wykazują, że pomiar f po stronie nn może być mało precyzyjny

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 4. Schemat przyłączenia EPV do linii SN.

Rys. 5. Schemat przyłączenia EPV do sieci SN poprzez linię abonencką.

– uwidacznia się wpływ stanów nieustalonych pochodzących od pracy odbiorników. W mikroinstalacji może to być widoczne, ponieważ po stronie nn jest napięcie prosto z falownika. Po stronie SN na kształt krzywej napięcia pozytywne znaczenie może mieć indukcyjność transformatora działająca jako słaby filtr wyższych harmonicznych. Zwraca uwagę, że EPV nie podlegają krzywej FRT (minimalny czas pracy elektrowni wiatrowej przy obniżonym przez zwarcie napięciu sieci). Jest to pewne zaskoczenie, jednak fakt ten należy przyjąć. Jednak gdyby teoretycznie mikroinstalacja bazowała na elektrowni wiatrowej, to już ją krzywa FRT obowiązuje. Jest to problem dla specjalistów z zakresu systemów elektroenergetycznych, ale jeśli udział EPV w mocy zainstalowanej w systemie wzrośnie, to może to stwarzać pewne problemy. Dla elektrowni wiatrowych wymaga się, aby utrzymywały się w pracy, jeśli napięcie trwale obniży się do 0,8Un. Dla mniejszych wartości napięcia są to czasy poniżej 3 s. Poza przepisami dotyczącymi ściśle zabezpieczeń, na parametry zabezpieczeń może mieć wpływ następujący przepis: Dopuszcza się możliwość pracy mikroinstalacji na potrzeby własne instalacji odbiorczej przy zaniku napięcia w sieci OSD. Rozwiązanie takie jest możliwe wyłącznie w przypadku zastosowania w instalacji odbiorczej rozłącznika stwarzającego w sposób automatyczny, na okres braku napięcia w sieci OSD, przerwę izolacyjną pomiędzy instalacją odbiorczą, a siecią OSD. Interpretując go – nie może instalacja pracować na własne potrzeby prosumenta po zadziałaniu jednego z zabezpieczeń wymienionych w tabeli nr 1, a wyłącznie po zaniku na-

pięcia – nawet nie po jego obniżeniu (na okres braku napięcia). Jest to raczej nieporozumienie, bo jeśli sieć operatora nie zapewnia prawidłowych parametrów energii elektrycznej, to dlaczego nie może ich zapewnić jego własne źródło? Jest też taka wątpliwość, że aktualnie stosowane falowniki nie potrafią się utrzymać w pracy „na wyspę”. Ten zapis może przydać się w przyszłości.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

5. Schematy przyłączeniowe Na podstawie powyżej sformułowanych zasad opracowano schematy przyłączeniowe specjalizowanego przekaźnika zabezpieczeniowego: a) na rys. 4 pokazano schemat, jeśli w skład EPV wchodzi transformator SN/nn, a punkt przyłączenia jest w głębi sieci, b) na rys. 5 pokazano schemat przyłączenia dla przypadku, gdy w skład EPV wchodzi transformator SN/nn i jest ona przyłączona linią abonencką do pola w GPZ-cie lub RS-ie, c) na rys. 6 EPV jest mikroźródłem i przyłączona do sieci nn. Z punktu widzenia wyposażenia w urządzenia pierwotne, w przypadku a) jest w EPV wymagany wyłącznik po stronie SN transformatora. Wydaje się na obecnym etapie wiedzy, że zastępowanie go bezpiecznikami, jak to jest stacjach odbiorczych SN/nn, jest niewłaściwe, nawet przy małych mocach. W przypadku b) można w EPV zrezygnować z wyłącznika. W przypadku c) na rys. 6 umieszczono wyłącznik, ale może to być np. także stycznik i bezpieczniki. Jeśli w EPV znajduje się wyłącznik po stronie SN (rys.4), to jest

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE on sterowany przez zabezpieczenie. Jeśli wyłącznik jest tylko w punkcie przyłączenia poza EPV (rys.5) (np. w GPZ-cie), to zabezpieczenie steruje wyłącznikiem po stronie nn. Na schematach zaznaczono tylko niektóre bezpieczniki w obwodach napięciowych i silnoprądowych. Napięcia pomiarowe doprowadzone są z przekładników po stronie SN i także bezpośrednio ze strony nn. Użytkownik sam może zdecydować, do którego z zapisów IRiESD dostosuje się. Przy tym nie należy stosować żadnych podwójnych zabezpieczeń po obu stronach transformatora, w tym pod– i nadnapięciowych. Jeśli specjalizowany przekaźnik zabezpieczeniowy jest zastosowany w mikroinstalacji, to nie podłącza się przekładników napięciowych (w tym także U0), tylko bezpośrednio sieć 230 V/400 V i prądy fazowe ze strony nn (rys. 6).

6. Wykaz zabezpieczeń, w jakie powinien być wyposażony przekaźnik zabezpieczeniowy do EPV Przekaźnik zabezpieczeniowy dla EPV powinien być wyposażony w zabezpieczenia: od skutków zwarć międzyfazowych (co nie wynika z tablicy 1, ale z tekstu IRiESD), napięciowe, częstotliwościowe i ziemnozwarciowe. Od skutków zwarć międzyfazowych jako główne można zastosować nadprądowe, ale warto je uzupełnić podimpedancyjnymi, ponieważ jak podano wcześniej, nadprądowe nie będą wykazywać się odpowiednią czułością. Dodatkowo należy zastosować zabezpieczenie nadnapięciowe, dla którego kryterium jest średnia wartość napięcia z ostatnich 10 minut. Zadziała ono wówczas, jeśli warunek zadziałania spełni jedno z trzech napięć przewodowych lub fazowych. Z napięć strony 230 V/400 V zasilane są zabezpieczenia podane w tablicy 3. Zwraca się uwagę, że pomiar ma następować pomiędzy przewodami L oraz przewodem N. Przewód PE ma być podłączony do obudowy urządzenia (falownika) jako przewód ochronny. Możliwe jest zamiast tego połączenie obudowy z uziemieniem stacji SN/nn. W tablicy 2 należy zwrócić uwagę na wiersze 3-5. W kolumnie proponującej decyzję o uruchomieniu podano NIE/TAK. Wynika to z rozbieżności pomiędzy kolejnymi wersjami dokumentu – użytkownik lub projektant powinien zdecydować, z którego zapisu skorzysta.

Rys. 6. Przyłączenie EPV (mikroźródła) do sieci nn.

Zabezpieczenie zerowonapięciowe wg normy [2] nie jest wymagane i jest to chyba niedopatrzenie. Wg IRiESD jest wymagane i jest to zgodne z ogólnymi zasadami EAZ.

7. Podsumowanie Wydaje się, że opracowanie nie wyczerpuje dokładnie i całkowicie poruszanej tematyki, a autorzy nie zakładają całkowitej słuszności przyjętych tez czy rozwiązań. W omawianej dziedzinie może spotkać technikę zabezpieczeniową jeszcze wiele niespodzianek. Pewien przykład: istnieje dość duża pewność, że współczesne falowniki stosowane w mikroinstalacjach zostają automatycznie wyłączone przez własne

Tablica 2. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony średniego napięcia L.p.

Nazwa kryterium

Symbol

Wymagane wg IRiESD

Podnapięciowe I stopień

TAK

Podnapięciowe II stopień

U<<

TAK

Nadnapięciowe I stopień

NIE/TAK

Nadnapięciowe II stopień

U>>

NIE/TAK

Nadnapięciowe dla średniej z 10 min.

U10>

NIE/TAK

Składowej przeciwnej napięcia

Uneg>

NIE

Zerowonapięciowe autonomiczne

U0>

TAK

Podczęstotliwościowe I stopień

TAK

Podczęstotliwościowe II stopień

f<<

TAK

Nadczęstotliwościowe I stopień

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień

f>>

TAK

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

df/dt

TAK

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Tablica 3. Wykaz zabezpieczeń dla EPV zasilanych z obwodów napięciowych strony niskiego napięcia (w przypadku istnienia transformatora SN/nn, jak i bez transformatora) L.p.

Nazwa kryterium

Symbol

Uruchomione wg IRiESD (kolumna dotyczy tylko sytuacji, kiedy jest tr. SN/nn)

Podnapięciowe I stopień

TAK

Podnapięciowe II stopień

U<<

TAK

Nadnapięciowe I stopień

TAK/NIE

Nadnapięciowe II stopień

U>>

TAK/NIE

Nadnapięciowe dla średniej z 10 min.

U10>

TAK/NIE

Podczęstotliwościowe I stopień

TAK

Podczęstotliwościowe II stopień

f<<

TAK

Nadczęstotliwościowe I stopień

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień

f>>

TAK

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

df/dt

TAK

f>>

TAK

df/dt

TAK

Nadczęstotliwościowe II stopień 12

Od skutków pracy wyspowej (LoM)

sterowniki przy braku napięcia w sieci. Nie potrafią przejść na pracę wyspową nawet wówczas, jeśli w ich pobliżu pracuje odbiór o mocy zbliżonej do aktualne wytwarzanej przez EPV. A jak zostanie przez sterownik danej EPV potraktowane napięcie wytwarzane prze inne EPV, w tej samej sieci, jeśli dodatkowo jeszcze w niej będzie dużo silników asynchronicznych wydłużających stałą czasową tego mikrosystemu? Specyficzne wymagania dla EPV, w zakresie funkcji zabezpieczeniowych, były inspiracją opracowania nowej konstrukcji przekaźnika zabezpieczeniowego firmy Relpol S.A. oznaczonego jako CZIP®-PV PRO. Urządzenie to spełnia wszystkie opisane w artykule wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej dla EPV. Posiada zarówno zabezpieczenia zasilane z obwodów napięciowych strony SN (tabela 2), jak i nn (tabela 3). Na potrzeby realizacji wymaganych funkcji, nowy przekaźnik wyposażony został w dodatkowe wejścia pomiaru napięć po stronie nn. CZIP®-PV PRO jest zbudowany na bazie sprawdzonych rozwiązań sprzętowych i programowych, w tym za-

bezpieczenia podimpedancyjnego od skutków zwarć międzyfazowych. Autorzy zakładają możliwość rozwoju tego nowego urządzenia oraz zaproponowanego układu zabezpieczeń, ich adaptacji do przyszłych potrzeb i wymagań, które mogą zostać dopiero zidentyfikowane w przyszłości po pełnym rozpoznaniu właściwości sieci z większa liczbą EPV. Witold Hoppel, Władysław Sieluk, Beata Zięba Relpol S.A. Zakład Polon Dział Sprzedaży i Marketingu tel. +48 68 45 32 708 Dział Techniczny tel. +48 68 45 32 703 e-mail: polon@relpol.com.pl www.czip-pro.pl n

Literatura [1] PN-EN 50549-1: 2019-02. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 1: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej nN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.) [2] PN-EN 50549-2: 2019-04. Wymagania dla instalacji generacyjnych przeznaczonych do równoległego przyłączania do publicznych sieci dystrybucyjnych. Część 2: Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej SN. Instalacje generacyjne aż do typu B i włącznie z nim (oryg.) [3] PN-EN 50160: 2010. Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. [4] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Data wejścia w życie: 1.01.2014 r., z późniejszymi zmianami. [5] Karta aktualizacji nr 10/2018 nr 10 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. Data wejścia w życie: 22.04.2019 r. (z wyłączeniem zmian w zakresie Załącznika nr 1 do IRiESD, które wchodzą w życie z dniem 15.10.2019 r.) [6] Propozycje progów mocy maksymalnych dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D, zgodnie z Rozporządzeniem Komisji (UE) 2016.631. PSE, Konstancin-Jeziorna, 25. 01. 2018 r. [7] Hoppel W.: Sieci średnich napięć. Automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń. PWN, Warszawa, 2017 r. [8] Miller P., Wancerz M.: Praca źródeł fotowoltaicznych przy zmianach i zanikach napięcia w sieci nn. Rynek Energii, nr 2/2017. [9] Hoppel W., Sieluk W., Czarnecki D.: Zabezpieczenie podimpedancyjne w terminalach polowych CZIP®-PRO. Wiadomości Elektrotechniczne, nr 6/2019 r. [10] Klimpel A.: Automatyka zapobiegająca pracy wyspowej generacji rozproszonej. Wiadomości Elektrotechniczne, 9/12/2016 r.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

33. MIĘDZYNARODOWE ENERGETYCZNE TARGI BIELSKIE

BIELSKO-BIAŁA INTERNATIONAL POWER INDUSTRY FAIR

15-17.09.2020

www.energetab.pl

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Solar Park Management – zdalne zarządzanie farmami fotowoltaicznymi Dynamicznie zmieniający się rynek oraz duża konkurencja w obszarze energetyki odnawialnej obligują wytwórców energii do zwracania uwagi na sprawność urządzeń oraz ograniczanie kosztów instalacji. Dodatkowo są oni zobowiązani, od określonej wielkości instalacji, do integracji z systemem dyspozytorskim Operatora Systemu Dystrybucyjnego, pozwalającym zdalnie zarządzać wytwarzaną energią oraz regulować generację mocy czynnej i biernej.

ystem automatyki WAGO Solar Park Management to niezawodne rozwiązanie do zdalnego zarządzania instalacją fotowoltaiczną, które integruje w sobie trzy podstawowe grupy funkcjonalności: yy monitoring wewnętrzny dla właściciela / operatora / firmy zajmującej się obsługą i utrzymaniem farmy PV yy integrację z systemem SCADA lokalnego Operatora Systemu Dystrybucyjnego yy regulację mocy czynnej i biernej z OZE.

Monitoring wewnętrzny – wsparcie dla operatora farmy PV Główne aspekty przemawiające za stosowaniem ciągłej oceny i monitoringu pracy instalacji to przede wszystkim eliminacja niepotrzebnych wyjazdów serwisowych oraz szybkie wykrywanie i zdalne reagowanie w przypadku zaistniałych awarii. Dodatkowo, coraz większe znaczenie ma również możliwość integracji na jednej platformie sprzętowej wszyst-

Rys. 1. Monitoring wewnętrzny – integracja urządzeń oraz systemu SCADA/Cloud

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE kich funkcji koniecznych do nadzorowania i utrzymania elektrowni PV, tak aby móc realizować usługę w formule O&M (Operations & Maintanance). Wychodząc naprzeciw tym oczekiwaniom WAGO opracowało gotowe rozwiązanie do integracji urządzeń pomiarowych i wykonawczych elektrowni PV oraz komunikacji z systemami zdalnego nadzoru klienta i Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD). Rozwiązanie opiera się na modularnym WAGO I/O System 750, spełniającym wszystkie wymogi stawiane obecnie systemom rozproszonego sterowania. Dzięki swojej modularnej strukturze pozwala na tworzenie dowolnych aplikacji, współpracujących z różnymi protokołami, w tym protokołami telecontrol. Poprzez wykorzystanie WAGO Solar Park Management możliwa jest integracja urządzeń pomiarowych, takich jak: stacje pogodowe, czujniki nasłonecznienia oraz analizatory parametrów sieci. Dodatkowo sterownik może sterować/odczytywać zabezpieczenia w stacji przyłączeniowej SN oraz przekazywać sygnalizację stanu pracy transformatora. W tym celu wykorzystywany jest protokół Modbus RTU/IP oraz odczyt stykowy. Transmisja danych z inwerterów odbywa się z wykorzystaniem komunikacji Modbus RTU, jak również specjalnego protokołu komunikacji typu SunSpec. W przypadku konieczności pozyskania danych pomiarowych liczników energii odczyt realizowany jest zgodnie z IEC 62056-21 i DLMS. Wizualizacja obiektu oparta jest na serwerze WWW w sterowniku WAGO i jest w stanie udostępniać dane, np. poprzez wbudowany modem GPRS. Dodatkowe możliwości daje obsługa protokołu MQTT przez sterowniki WAGO z rodziny PFC200, dzięki czemu użytkownik może nadzorować wszystkie farmy PV poprzez aplikację WAGO Cloud. Cloud Connectivity to również dostęp do obiektów na całym świecie niezależnie od położenia geograficznego. Solar Park Management daje możliwość monitorowania najważniejszych współczynników jakościowych pracy elektrowni PV, takich jak: PR (Performance Ratio – wsp. wydajności pracy) oraz AV (availability for each inverters – współczynnik dostępności inwerterów do pracy). Wszystkie dane rejestrowane są w postaci bazy SQL oraz plików CSV oraz przesyłane

do aplikacji chmurowej bądź tradycyjnego systemu SCADA. Poprzez aplikację chmurową użytkownik ma dostęp do lokalizacji swoich obiektów oraz możliwość generowania raportów z parametrami pracy i ewentualną sygnalizacją awarii w trybie on-line. System jest tak zaprojektowany, aby można było nadawać poziomy uprawnienia dostępu do danych tylko wybranym osobom. Zakres możliwości systemu nadzorującego pracę obiektów jest określany na etapie przygotowywania aplikacji. Cała łączność odbywa się z zachowaniem zasad cyberbezpieczeństwa (OpenVPN, IPsec).

Integracja z Operatorem Systemu Dystrybucyjnego Sterownik PFC200 to jednostka przeznaczona do zapewnienia komunikacji pomiędzy obiektami generacji rozproszonej (np. farm fotowoltaicznych) a systemem nadzoru OSD. Urządzenie pełni rolę koncentratora danych – zbiera i gromadzi informacje z podrzędnych komponentów (np. zabezpieczenia SN, analizatory sieci, zasilacze bezprzerwowe UPS itd.), a następnie udostępnia je urządzeniom nadrzędnym, np. serwerom centrum dyspozytorskiego SCADA. Sterownik posiada rozbudowane możliwości komunikacyjne – wbudowane porty Ethernet oraz złącza szeregowe RS232/-485, jak również zintegrowany modem GPRS 3G. Wbudowany serwer WWW pozwala na konfigurację oraz udostępnia użytkownikowi informacje o statusie PFC200. Podstawowa funkcjonalność urządzenia: yy komunikacja z systemami SCADA poprzez łączność GPRS 3G/LTE oraz protokół DNP 3.0, IEC 60870-5-104 yy odczyt danych z zabezpieczeń SN 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) yy regulacja mocy czynnej i biernej

Aplikacja Regulator mocy

Rys. 2. Integracja z systemem SCADA lokalnego Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD)

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Regulacja mocy czynnej i biernej w punkcie przyłączenia do sieci Sterownik PFC200 WAGO umożliwia regulację mocy czynnej i/lub biernej wytwarzanej przez źródło OZE wg poniższych trybów: yy regulacja skokowa - obniżenie wartości P i Q o określoną wartość procentową yy praca z zadaną wartością yy regulacja płynna (np. charakterystyka P(f), Q(U) Informacje o sieci energetycznej, takie jak napięcie, częstotliwość i moc czynna/bierna, rejestrowane są poprzez moduł pomiaru mocy 3-fazowej (750-495), który stanowi część sterownika WAGO lub z wykorzystaniem zewnętrznego analizatora sieci (Modbus RTU). Wybór trybu regulacji oraz konkretne zadane wartości przekazywane są do sterownika z poziomu systemu sterowania i nadzoru z wykorzystaniem protokołu DNP3.0 lub IEC608705-104. W tym przypadku kontroler pełni rolę koncentratora danych między źródłem OZE a systemem SCADA OSD. Ponadto za pośrednictwem cyfrowego modułu wejściowego można podłączyć jednostkę sterującą w celu dostosowania wartości zadanej mocy czynnej. Wartości zadane wyjściowe z modułu sterowania elektrownią PV wyprowadzane są przez analogowy moduł wyjściowy i wprowadzone na inwertery/ moduły komunikacyjne w standardzie 4 … 20 mA oraz 0 – 10V. Możliwe jest również sterowanie poprzez moduł wyjść

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

cyfrowych 24 V DC (np. obniżenie wartości mocy o 10%). Dodatkowo, sterownik PFC200 jest w stanie komunikować się cyfrowo z dataloggerami oraz modułami komunikacyjnymi dostarczanymi przez producentów inwerterów i tak przesyłać komunikaty o regulacji mocy czynnej i biernej (RS-485, Modbus/SunSpec). Dostępne możliwości regulacji P i Q: yy regulacja wyjściem analogowym 4 … 20 mA yy regulacja wyjściem analogowym 0 – 10 V yy regulacja poprzez wyjścia cyfrowe 24 V DC yy komunikacja cyfrowa z dataloggerm/inwerterem (RS-485 Modbus/SunSpec) Adrian Dałek Menedżer ds. projektów elektroenergetycznyc h n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Precyzyjna synchronizacja czasu dla systemów sterowania i zabezpieczeń w elektroenergetyce Wstęp

Wytwórcy i firmy energetyczne na całym świecie podejmują inicjatywy mające na celu wdrażanie rozwiązań z zakresu energetyki odnawialnej. Wdrożenia odbywają się zarówno w obszarze generacji energii poprzez dotychczas działających wytwórców jak również poprzez zamianę dotychczasowych konsumentów energii w prosumentów. Sytuacja ta powoduje znaczącą dynamizację procesów w sieci elektroenergetycznej zarówno w zakresie generacji jak i dystrybucji co stwarza trudność obserwowalności i stabilizacji systemu poprzez dotychczas stosowane narzędzia. Problemem narastającym będzie również jakość energii generowanej przez wiele niestabilnych źródeł. Dodatkowo, rozwój technologii cyfrowego społeczeństwa postawił wymagania na pewność dostawy energii elektrycznej dla odbiorców i tak już zależnych od cyfrowych usług bankowych, administracji jak również domowych technologii IoT (Internet of Things). Biorąc pod uwagę wymienione trendy nieodzowne staje się zmodernizowanie systemu elektroenergetycznego tak aby sprostać pojawiającym się wymogom w zakresie sterowania, zabezpieczenia oraz szybkiej detekcji i predykcji uszkodzeń. Ponadto kluczowe staje się stałe monitorowanie jakości energii, bieżące jej bilansowanie oraz monitorowanie stabilności systemu. Narzędzia do sprostania przedstawionym wymogom są opracowane i skierowane na wdrożenie rozwiązań cyfrowych technologii z precyzyjną synchronizacją czasu. Każde przedsiębiorstwo tworzy własną ścieżkę rozwoju dla inteligentnej sieci w oparciu powstałe wytyczne i normy oraz założenia biznesowe. Przedmiotem tego artykułu jest przybliżenie zastosowań technologii precyzyjnej synchronizacji czasu w nowoczesnych rozwiązaniach urządzeń inteligentnych dla systemów elektroenergetycznych. Zostały przedstawione przykłady rozwiązań w zakresie precyzyjnej synchronizacji i komunikacji systemów elektroenergetycznych na bazie oferty firmy Bitstream sp. z o.o.

Ewolucja technologii komunikacyjnych w systemach elektroenergetycznych

Zwiększone wymagania w aspekcie niezawodności dla systemów elektroenergetycznych w połączeniu z wymaganiami na jakość energii elektrycznej dostarczanej przez system elektroenergetyczny, wymógł wprowadzenie zaawansowanych technologii cyfrowych w zakresie przetwarzania danych, komunikacji na stacjach i synchronizacji czasu. Ponadto, w trakcie analiz i badań dostrzeżono potencjał wynikający z możliwości technologii opartych na korelacji danych pozyskanych sieci elektroenergetycznej z wykorzystaniem precyzyjnej synchronizacji czasu. W rezultacie został opracowany standard komunikacji dla systemów automatyki na stacjach elektroenergetycznych IEC61850 zbierający wymagania na wykorzystywane technologie. IEC 61850 jest zestawem norm i raportów technicznych dotyczących interoperacyjności pomiędzy urządzeniami i systemami w infrastrukturze stacyjnej. Zapewnia on, łatwość konfiguracji (przypisanie funkcji do urządzeń), długoterminową stabilność (konstrukcja warstwowa, oparta na modelu obiektowym) oraz mechanizmy niezawodność. W modelu komunikacyjnym występują protokoły oparte na sieci Ethernet takie jak m.in. Sampled Values (SV), Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE) i Manufacturing Message Specification (MMS), które transportują dane i polecenia. Związana z tymi protokołami synchronizacja czasu oparta jest o precyzyjny protokół czasowy (PTP) i prosty sieciowy protokół czasowy (SNTP). Nie obejmuje on jednak szeregu kluczowych technologii rozwijanych przed opracowaniem standardu związanych z aplikacjami synchrofazorowymi PMU (Phasor Measurement Unit) jak również nowych mechanizmów protekcji połączeń. Bezstratne architektury protekcji jak Parallel Redundancy Protocol (PRP) i High-availability Seamless Redundancy (HSR), tworzą odporną na błędy sieć dla aplikacji wrażliwych takich jak np. Sampled Values czy PMU.

Na Rys. 1 przedstawiony został model komunikacyjny z zaznaczonymi technologiami powiązanymi z protokołami precyzyjnej synchronizacji czasu. Uwzględnione zostały również aplikacje oparte na technologii Phasor Measurement Unit (PMU), które nie są specyfikowane w normie IEEE/IEC 61850. Nie mniej jednak technologia synchrofazorowa jest kluczowa dla nowoczesnych rozwiązań w energetyce. Rozważając architekturę komunikacyjną dla zastosowań cyfrowych stacji elektroenergetycznych, uwzględniającą precyzyjną synchronizację, protekcję połączeń i bezpieczeństwo można sformułować następujące założenia: 1. W infrastrukturze komunikacyjnej niezbędny jest element precyzyjnej synchronizacji czasu dla podstacji elektroenergetycznych oparty na protokołach PTP Power Profile, względnie Utility Profile i związana z tym możliwość wykorzystania technik synchrofazorowych PMU (Phasor Measurement Unit), Sampled Values i zrealizowania nowoczesnego monitorowania i sterowania telemechaniką. 2. Z racji migracji technik synchrofazorowych do sieci dystrybucyjnej konieczne jest zwiększanie precyzji dostępnego czasu dla urządzeń PMU, w celu detekcji mniejszych różnic faz i częstotliwości charakterystycznych w ocenie tego rodzaju sieci. Dlatego też rekomendowane instalowanie precyzyjnych serwerów czasu oraz wsparcie dla synchronicznego Ethernetu pozwalające na znaczącą poprawę parametrów synchronizacji PTP. Dla aplikacji magistral procesowych jak i również innych (PMU i GOOSE) powinny znaleźć zastosowanie mechanizmy redundancji PRP oraz w celu zapewnienia bezstratnej protekcji połączeń przy jednoczesnej transparentności dla protokołów synchronizacji. 3. Powinny zostać zaimplementowane mechanizmy zabezpieczenia zapasowych źródeł synchronizacji dla urządzeń pozwalające na przełączanie w wyniku utraty źródła synchronizacji (sygnału GPS). Projekt i algorytmy przełączania źródeł synchronizacji powi-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE nien uwzględniać odporność na ataki typu „jamming”, spoofing, i inne. 4. W celu podwyższenia bezpieczeństwa danych infrastruktury krytycznej powinny zostać zastosowane mechanizmy szyfrowania transmisji danych dla warstwy L2(MACSEC) z optymalizacją parametrów dla synchronizacji PTP. 5. Aplikacje typu Sampled Values i PMU generują znaczącą wielkość danych, które wymagają wysokowydajnych przełączników Ethernet. Dlatego rekomendowane są elementy sieciowe przełączające z szybkością 1Gbit/s oraz oferujące połączenia między obiektowe z szybkością 10Gbit/s. Przedstawione wymagania dla nowoczesnych elementów komunikacji i synchronizacji dedykowanych do budowy infrastruktury sieciowej na stacje elektroenergetyczne są zaimplementowane w rozwiązaniach Bitstream

Rozwiązania infrastruktury komunikacyjnej BITSTREAM dla sieci na podstacje elektroenergetyczne z precyzyjną synchronizacją

Biorąc pod uwagę opisane wymagania firma Bitstream zaprojektowała szereg produktów w postaci przełączników Ethernetowych oraz zintegrowanych precyzyjnych serwerów czasu i technologii wymienionych powyżej dla celów ochrony i bezpieczeństwa. Rodzina produktów dedykowanych do rozwiązań z dziedziny energetyki nosi nazwę HYPERION, a jednym z jej najbardziej zaawansowanych przedstawicieli jest przełącznik HYPERION-500. Urządzenie może obsługiwać do 8 modułów, cztery na panelu tylnym i cztery na przednim. Na panelu tylnym znajdują się dwa redundantne moduły zasilaczy, które mogą pracować w trybie podziału mocy, tzn. każdy z zasilaczy jest obciążany w 50%. Jest to ważne w przypadku pasywnych konstrukcji chłodzących. Obok zasilaczy znajduje się moduł Central Ethernet switch unit (CU). Jest to w rzeczywistości moduł, na którym znajduje się cały 36-portowy przełącznik Ethernetowy. Taka konstrukcja umożliwia bardzo łatwą wymianę w przypadku zmiany typu przełącznika lub w przypadku awarii. Na tylnym panelu znajduje się jeszcze jeden slot, który bardzo często jest wypełniony modułem serwera czasu. Na panelu przednim znajdują się 4 sloty, do których możemy wstawić moduły pozwalające na stworzenie portów do 32x1 Gbit/s. Maksymalna ilość portów przełącznika to 36, w tym 32x1Gbit/s i cztery porty 10Gbit/s na module CU.

Rys 1. Zestaw protokołów i standardów wykorzystanych w rozwiązaniach cyfrowej infrastruktury stacyjnej

Urządzenie jest przełącznikiem Ethernetowym z obsługą sprzętową L3. Co najważniejsze, obsługuje on wszystkie możliwe protokoły synchronizacji obecne w aplikacjach cyfrowych podstacji. W kategorii synchronizacji widzimy tutaj IEEE1588v.2, Power Profile w dwóch wersjach z 2011 i 2017, Utlility Profile oraz konwersja PTP do NTP. Urządzenie może pracować we wszystkich konfiguracjach węzłów protokołu PTP tj. Master Clock, Boundry Clock, Transparent Clock oraz Slave. To co wyróżnia urządzenia Bitstream to fakt, że obsługują one Synchroniczny Ethernet. Synchroniczny Ethernet to technologia synchronizacji częstotliwości zaimplementowana na warstwie fizycznej. Technika ta jest znana w sieciach SDH i została przeniesiona w naszym rozwiązaniu dla aplikacji Ethernetowych. Połączenie technologii PTP i Synchronicznego Ethernet pozwala na budowę bardzo precyzyjnych sieci synchronizacyjnych. Jak już wspomniano, jest to bardzo ważne w aplikacjach PMU, szczególnie w sieciach dystrybucyjnych i aplikacjach w nich pracujących. Użytkownicy są przekonani do wspólnego korzystania z tych technik, rozumiejąc, że pozwoli im to na wsparcie dzisiejszych i przyszłych bardzo wymagających aplikacji. Serwer czasu, który został zaimplementowany w urządzeniu, pozwala osiągnąć precyzję czasu

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

lepszą niż 40ns. Serwer czasu, poza zapewnieniem synchronizacji poprzez interfejsy i protokoły Ethernet, zapewnia synchronizację poprzez zewnętrzne interfejsy 1 PPS (Pulse per Second), IRIG-B oraz E1 G.703. Co ważne w module serwera czasu umieszczony jest precyzyjny oscylator OCXO, który zapewnia podtrzymanie czasu i częstotliwości w zależności od typu oscylatora i jego stabilności. Istnieją trzy podstawowe typy oscylatorów o stabilności +/-20ppb, +/-2ppb i 0.2ppb. Dla najlepszego typu oscylatora uzyskujemy podtrzymanie czasu z precyzją +/-1,5us/24h. Urządzenie obsługuje szyfrowanie zgodnie z protokołem IEEE 802.1ae. Szyfrowanie realizuje moduł szyfrujący MACSEC, który może pracować w trybie podwójnego konwertera lub niezależnego przełącznika Ethernet. W trybie podwójnej konwertera dostępne są dwa niezależne konwertery, które konwertują port optyczny na port elektryczny z szyfrowaniem i pełną synchronizacją. Każdy z tych konwerterów posiada dodatkowo oddzielny port zarządzający. W tym trybie konwertery są odcięte od jednostki centralnej głównego przełącznika. W trybie niezależnego przełącznika Ethernet moduł jest połączony z jednostką centralną za pomocą dwóch portów 1Gbit/s dostępnych na wewnętrznym złączu. Moduł może być zarządzany przez system za-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE rządzania przełącznika głównego lub przez własny system zarządzania dostępny pod oddzielnym adresem IP. W przypadku protokołów redundancji, obsługiwane są wszystkie typowe protokoły, takie jak ERPS, Spanning Tree, Chains, ale także bezstratne protokoły bezstratne, takie jak PRP i HSR. W celu wsparcia bezpośredniej współpracy z SCADA zaimplementowane zostały protokoły DNP3.0, DLMS do odczytu bezpośredniego liczników energii na obiektach. W trakcie implementacji jest wsparcie dla protokołów GOOSE, MMS Server, Control i Logi. Urządzenie jest przeznaczone do pracy w trudnych warunkach, takich jak podstacje i jest zgodne ze standardami takimi jak IEC 61850-3 i IEEE1613. Urządzenie jest chłodzone pasywnie, co jest ważne dla trwałości i niezawodności rozwiązania. Rys.2 przedstawia widok urządzenia wraz modułami (od lewej) serwera czasu, RedBox, UTP i SFP. Gdy wymagane jest umieszczenie przełącznika poza standardowa szafą 19” pojawia się rozwiązanie HYPERION-200, które jest wersją przełącznika HYPERION-500 w konfiguracji do montażu na szynie DIN. Jest to rozwiązanie niemodułowe, ale zawiera wszystkie rozwiązania sprzętowe, które są dostępne w HYPERION 500. W zależności od potrzeb wymagane jest określenie opcji rozbudowy. Dostępne są wersje Serwera Czasu, szyfrowania MACSEC, redundancji PRP i HSR, jak również opcja przełącznika 10Gbit/s z maksymalnie 16 portami UTP lub SFP. W tej wersji urządzenia na portach UTP dostępnejest zasilanie PoE (Power Over Ethernet) o mocy do 500 W. -. Rys. 3 przedstawia wersje urządzenia (od lewej) serwer czasu, wersja x10Gbit/s oraz 8xUTP. oraz 16xUTP. Dla istniejącej już infrastruktury, gdy konieczne jest wyniesienie odbiornika GPS na dużą odległość np. ze względu na zakłócenia , należy skorzystać z urządzenia QUAZAR-100, które jest Grand Master Clockiem do zastosowań zewnętrznych synchronizowanym przez GPS oraz zasilanym poprzez PoE. Urządzenie oferuje jednoczesną funkcjonalność synchronizacji sieci protokołami IEEE 1588v2 Precision Time Protocol (PTP), Synchroniczny Ethernet (SyncE) i Network Time Protocol (NTP), który wykorzystuje precyzyjny odbiornik GNSS do synchronizacji. Zintegrowana konstrukcja serwera wraz z funkcją zasilania za pomocą skrętki w standardzie PoE (IEEE802.3af) eliminuje konieczność stosowania do-

Rys 2. Rozwiązanie przełącznika Hyperion 500 dla aplikacji komunikacyjnej podstacji z precyzyjną synchronizacja czasu.

Rys 3. Rozwiązania przełącznika Hyperion 200 dla aplikacji komunikacyjnej podstacji z precyzyjną synchronizacja czasu.

Rys 3. Rozwiązania zegara Quazar-100 dla aplikacji komunikacyjnej podstacji z precyzyjną synchronizacja czasu.

datkowych zasilaczy i pozwala na wyniesienie i oddalenie do 100m anteny poza budynek o dużych zakłóceniach.

Protokół PTP w sieci równoległej redundancji

W nowoczesnych podstacjach konieczna jest implementacja standardu komunikacji IEC 61850 z uwzględnieniem wysokiej dostępność i krótkiego czasu przełączania transmisji Ethernet. Dwie architektury redundancji zdefiniowane w normie IEC 62439-3 to Parallel Redundancy Protocol (PRP) i High-availability Seamless Redundancy (HSR). Konieczne jest również uwzględnienie w cyfrowej podstacji zgodniej z IEC 61850 wymagań odnośnie źródła czasu o wysokiej dokładności. Urządzenia podstacji, które synchronizują się z tym źródłem czasu oczekują, czasu o wysokiej dokładności i tego, że czas dostępny będzie niezależnie od architektury sieci. Schemat aplikacji zaprezentowany na Rys - 4 prezentuje proktokół IEEE 1588 działający w sieci z równoległym protokołem redundancji (PRP) wraz z wieloma zegarami. Chcieliśmy również zilustrować wyzwanie, jakim jest zapewnienie zarówno źródła czasu o wysokiej dokładności, jak i redun-

dancji sieciowej niezbędnej do stworzenia solidnej stacji cyfrowej. W aplikacji podłączone są inteligentne urządzenia elektroniczne (IED, IEC), dwa przełączniki Ethernet w trybie transparent clock, oraz dwa zegary systemu globalnego pozycjonowania (GPS) skonfigurowane jako zegary główne stanowiące źródło PTP 1588 dla całej architektury, zapewniając jednocześnie protekcję połączenia. Zazwyczaj PRP działa w ten sposób, że IED/IEC wysyła identyczne wiadomości ethernetowe z każdego ze swoich portów PRP. Zegary IED z obsługą PRP wykorzystują następnie metodę duplikatu ramki do określenia, która z otrzymanych wiadomości ma być użyta. Dzięki rozwiązaniom Bitstream, można zapewnić w pełną, bezproblemową redundancję sieci wraz z redundancją synchronizacji czasu w ramach tej samej architektury sieci.

Podsumowanie

Cechy, które wyróżniają rozwiązania Bitstream to przede wszystkim zintegrowany z w przełącznikiem Ethernetowym, serwer czasu z bardzo precyzyjnym, stabilnym wewnętrznym generatorem OCXO zapewniającym podtrzymanie czasu po zaniku sygna-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE łu synchronizacji z precyzją nie gorszą niż +/-1,5 mikrosekundy przez 24 godziny dla najlepszej opcji oscylatora. Przełączniki Hyperion, zapewniają wysoką prędkość transmisji (10Gbit/s), co jest ważne ze względu na dużą ilość danych generowanych w magistrali procesowej, jak również poprzez aplikację PMU. Co ważne z punktu widzenia synchronizacji i jej interoperacyjności, wspierany jest każdy protokół synchronizacji z rozważanych standardów synchronizacji urządzeń inteligentnych. Dokładność synchronizacji PTP zwiększa zaimplementowany protokół Synchronicznego Ethernet. Pozwala on na osiągnięcie znacznie większej dokładności synchronizacji i elastyczne budowanie architektury sieciowej na podstacjach. Rozwinięte przez Bitstream algorytmy redundancji serwerów czasu zwiększają bezpieczeństwo synchronizacji i odporność na ataki typu „jamming”. Rozwiązania Bitstream wdrażają prawie wszystkie wymagane technologie komunikacyjne i synchronizacyjne zdefiniowane dla stacji elektroenergetycznych. Urządzenia zawierają algorytm bezpieczeństwa, który pozwala na wykrycie ataku Man In The Middle,

co dodatkowo zwiększa niezawodność i bezpieczeństwo. Modułowa budowa pozwala na lepsze zarządzanie częściami zamiennymi i dopasowanie funkcjonalności do aktualnych wymagań, a tym samym rozłożenie inwestycji

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

na dłuższy okres czasu. Wbudowane szyfrowanie pozwala na zabezpieczenie interfejsów optycznych przed podsłuchem i atakami na krytyczną infrastrukturę energetyczną. BitStream n

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Od prefabrykatów dla energetyki po urządzenia rozdzielcze Strunobet-Migacz Sp. z o.o. to największy w kraju producent strunobetonowych słupów z betonu wirowanego typu E, oświetleniowych typu EOP, konstrukcji wsporczych ETG, oraz masztów segmentowych. Firma produkuje nasłupowe i kontenerowe stacje transformatorowe, oraz szeroki asortyment osprzętu dla elektroenergetyki.

rodukcję żerdzi rozpoczęliśmy w 2001 roku. Nasz sztandarowy produkt jest zgodny z zharmonizowaną normą PN-EN 12843:2008 na podstawie której uzyskaliśmy Certyfikat Zakładowej Kontroli Produkcji, który wprowadza wyrób do obrotu na rynek europejski oznakowany znakiem CE. Asortyment żerdzi (słupów) energetycznych liczy ponad 70 pozycji. Żerdzie wirowe typu E: yy długości od 9 do 18 m z podziałem długościowym co 1,5 m yy nośność od 2,5 kN do 35 kN. Żerdzie dużych wytrzymałość typu Edw: yy długości od 12 do 21 m z podziałem długościowym co 3 m yy nośność od 30 kN do 50 kN.

Wszystkie żerdzie charakteryzuje ta sama stożkowatość wynosząca 15mm/1m. Uzupełnieniem oferty jest gama elementów ustojowych, począwszy od belek, poprzez płyty ustojowe, a kończąc na prefabrykowanych ustojach typu FP z płytami. Do każdego rodzaju fundamentu dołączane są odpowiednie zestawy obejm, do przytwierdzania ustoju do trzonu słupa. W naszej ofercie posiadamy również żerdzie żelbetowe typu „ŻN”, spełniające wszystkie normy dotyczące systemu zakładowej kontroli produkcji (PN-EN 12843:2008). Produkowane są one z betonu klasy >C35/45 ( PN–EN 206), co daje zagwarantowany 50-letni okres trwałości. Nasze słupy oświetleniowe ( EOP 9, EOP 10,5, EOP 12 ) mają szerokie zastosowanie m.in. do oświetlania przejazdów kole-

Zdj 1. Maszt - telekomunikacja

Zdj 2. Maszt

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj 3. Maszt segmentowy

Zdj 4. Stacja słupowa

Zdj 5. Słup kolejowy

Zdj 6. Stanowisko słupowe

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zdj 7. Stacja kontenerowa

jowych, peronów oraz ulic i placów. Słupy EOP mają w szczycie średnicę 150 mm i pogrubioną nasadę na skrzynkę bezpiecznikową oraz zintegrowaną ze słupem głowicę z możliwością mocowania jedno i wieloramiennego wysięgnika (zastępcza siła wierzchołkowa słupa EOP to 2,5 kN). Standardowym wyposażeniem słupa jest estetyczna osłona głowicy, oraz „wandaloodporna” kompozytowa osłona skrzynki bezpiecznikowo-złączeniowej z listwą zaciskową, do podłączenia linii kablowej 2x5x35 mm 2. Słupy EOP produkujemy w systemie zgodności 1 z betonu klasy C40/50 i oznaczone znakiem CE zgodnie z normą PN-EN 40-4:2008. Posiadamy pełen asortyment najwyższej jakości osprzęt potrzebny do instalacji naszych słupów. Strunobetonowe wirowane konstrukcje wsporcze typu ETG (i ETGw) to kolejny nasz flagowy produkt. Przeznaczone są do budowy sieci trakcji kolejowych, oraz tramwajowych, mocowanych na fundamentach zakończonych śrubami, z odpowiednio przyjętym standardem. Wyposażony on jest od dołu w stalową głowicę z czterema otworami montażowymi, rozmieszczonymi w odpowiednich rozstawach w zależności od rodzaju użytego fundamentu i funkcji słupa. Wewnątrz słupa znajduje się otwór, który wykorzystano do przeprowadzenia przewodu uziemienia. W dolnej części przewód uziemiający jest połączony z głowicą. Słupy ETG wyposażone są w tuleje gwintowane M8 do montażu znaków regulacji osi toru. Od 2006 roku jesteśmy producentem w pełni wyposażonych nasłupowych stacji transformatorowych, oraz stanowisk słupowych w dowolnej konfiguracji usytuowania, względem napowietrznej lub kablowej linii zasilającej NN i SN, oraz osprzętu do wywieszenia sieci trakcji elektrycznej na słupach ETG. Nasze słupowe stacje transformatorowe uwzględniają zastosowanie nowych materiałów i urządzeń, oraz nowe wymogi zmierzające do uproszczenia eksploatacji i zwiększenia bezpieczeństwa obsługi oraz osób postronnych. Podstawową dokumentacją wykonawczą stacji jest opracowanie wykonane przez ENERGOLINIA Poznań Sp. z o.o., które zostało przyjęte do powszechnego stosowania przez Zespół Zadaniowy PTPiREE. Naszym nowym produktem są wąskotrzonowe strunobetonowe słupy linii WN 110 kV, w wersji jedno i dwutorowej. Dedykowane są on dla modernizowanych i nowo budowa-

nych linii napowietrznych. Sposób połączenia słupa z fundamentem daje możliwość szybkiego montażu, szczególnie na liniach modernizowanych, lub w pobliżu linii działających. Innowacyjne, ukryte połączenie poprzecznika ze słupem, będące rozwiązaniem opatentowanym, daje duże udogodnienia dla tej serii słupów: skrócony czas montażu, możliwość szybkiej wymiany poprzecznika, nawet po kilkudziesięciu latach eksploatacji, jak również daje możliwość wymiany poprzecznika na mocniejszy, celem powiększenia przekroju przewodów przemysłowych. Ponadto, niska masa zaprojektowanych poprzeczników, mała ilość elementów składowych, daje niższe niż dotąd koszty budowy. Maleją znacznie również koszty konserwacji, gdyż trzon strunobetonowy nie wymaga takich działań. Zaletami naszych nowych słupów są: wąskie gabaryty konstrukcji, odporność na kradzież i dewastację, trudność wejścia na konstrukcję dla osób niepowołanych, możliwość stosowania w zastępstwie starych serii słupów np. SBO, S12, Sc185 czy B2. Produkt ten jest owocem wielomiesięcznych prac doświadczonych projektantów, i realizacją ambitnych planów Zarządy Spółki „Strunobet-Migacz”. Rozwiązanie konstrukcyjne słupów powstało w ścisłej współpracy ze specjalistami z Energoprojekt - Kraków. W swojej ofercie posiadamy również maszty strunobetonowe, które oznaczają się wysokimi parametrami technicznymi, oraz walorami estetycznymi. Nowatorska technologia użyta do ich produkcji minimalizuje ilość widocznych połączeń, jak również znacząco wpływa na zwiększoną wytrzymałość, oraz wysoką odporność na warunki atmosferyczne. Spółka jest również producentem kontenerowych stacji transformatorowych, w monolitycznych obudowach żelbetowych. Nowoczesna linia produkcyjna pozwala na produkcję całej gamy stacji, od małogabarytowych typu KSZ, do wielkogabarytowych KSW, w technologii betonu samozagęszczalnego SCC o wytrzymałości powyżej C30/37. Produkcja obudów odbywa się bez użycia wibratorów, w szczelnych formach stalowych. Wykonane odlewy żelbetowe wykańczane są przez malowanie i nałożenie tynków zewnętrznych, zgodnie z życzeniami klientów. Następnie są wyposażane kompleksowo w urządzenia elektryczne z transformatorem włącznie. W 2019 roku, wprowadziliśmy kolejny produkt do swojej oferty asortymentowej, są nim prefabrykowane pale fundamentowe, stosowane jako podstawa do mocowania stalowych lub strunobetonowych konstrukcji wsporczych do mocowania sieci trakcyjnej oraz tramwajowej. Fundamenty produkowane są w długościach od 2,5m do 5,0m. Poza fundamentami palowymi pod słupy trakcyjne firma Strunobet-Migacz produkuje także pale spełniające funkcje kotew odciągów sieci trakcyjnej. Instalację fundamentów poprzez „wbijanie” wykonuje się przy pomocy palownicy torowej lub torowo-drogowej. Wyrób posiada certyfikat zakładowej kontroli produkcji nr 2311–CPR–170 wydany przez Instytut Materiałów Budowlanych i Technologii Betonu. W związku z tym, że zależy nam na stałym rozwoju firmy, nasi specjaliści stale pracują nad doskonaleniem naszych wyrobów, oraz wdrażaniu nowych technologii. Wysoka jakość naszych produktów, oraz profesjonalizm w zarządzaniu firmą, zostały docenione przez naszych klientów, partnerów i instytucje okołobiznesowe. Na produkty, firma posiada rekomendacje Stowarzyszenia Elektryków Polskich. Ponadto, w poszukiwaniu nowatorskich rozwiązań, współpracujemy z Instytutem Budownictwa Politechniki Wrocławskiej. Strunobet n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

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 4/2020

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 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce Czy zakłady energetyczne mogą zwiększać swoją niezawodność w dostarczaniu energii elektrycznej bez znaczących nakładów inwestycyjnych? Czy w związku ze zmieniającym się zapotrzebowaniem zawsze konieczne są drogie inwestycje w infrastrukturę?

dpowiedź na oba te pytania może wydawać się tendencyjna, jednak z wraz z rozwojem nowych technologii w systemach sieci elektro-energetycznych pojawiają się także zupełnie nowe i rewolucyjne rozwiązania dotyczące konserwacji i utrzymania infrastruktury. Zakłady energetyczne to przedsiębiorstwa niezwykle istotne (jeżeli nie najważniejsze) dla rynku, są niejako „systemem krwionośnym” gospodarki, dostarczającym zapotrzebowaną energię elektryczną odbiorcom w określonym czasie i określonej ilości. Nawet krótkotrwałe planowane przerwy w dostawie energii elektrycznej powodują frustracje i straty zarówno u użytkowników prywatnych jak i przedsiębiorstw. Przerwa dostawy energii elektrycznej u odbiorcy jest zdarzeniem niepożądanym, niejednokrotnie niosącym poważne konsekwencje powstania ogromnych strat materialnych oraz społecznych, w tym również zagrożenia bezpieczeństwa. Przerwy zasilania u odbiorców są zdarzeniami losowymi, które podlegają stosownym regulacjom prawnym jak również późniejszym analizom.

Czasy trwania występujących przerw dostaw energii są bardzo różne - od ułamków sekundy do kilku godzin, a nawet dni. Dlatego też zakłady energetyczne są zobowiązane do corocznego podawania wartości poniżej wymienionych wskaźników: yy wskaźnika przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI - System Average Interruption Duration Index), yy wskaźnika przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI - System Average Interruption Frequency Index). Warto nadmienić, że wskaźniki te wyznaczane są oddzielnie dla: yy przerw planowanych yy przerw nieplanowanych z uwzględnianiem oraz bez uwzględnienia przerw katastrofalnych. Z tego powodu wszyscy dystrybutorzy energii przykładają niezwykłą wagę do poprawy i redukcji parametrów SAIDI i SAIFI. Należy jednak zaznaczyć, że w ostatnich latach sumaryczny poziom nakładów inwestycyjnych 5 największych dystrybutorów energii uległ znacznemu zwiększeniu. Pomimo tego cały czas poziom wskaźników SAIDI, SAIFI w Polsce znaczą-

co odbiega od średniej Europejskiej. W związku z tym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki uznał, że w okresie regulacji jakościowej, tj. w latach 2016-2020, zostanie zastosowany wariant, w którym nie przewiduje się przyznawania premii.

Okresowe przeglądy, czyszczenie i konserwacja Osoby, które na co dzień zawodowo zajmują się energetyką wiedzą, że odpowiednia konserwacja oraz czystość urządzeń jest kluczem do szczytowej wydajności. Jednakże potrzeba utrzymania tych urządzeń w ruchu często prowadzi do odkładania czyszczenia i konserwacji w czasie, zredukowanej wydajności a w pewnych przypadkach niedyspozycyjności powodowanych przez przeskok powierzchniowy. Jak jednak pogodzić dwa tak zdawałoby się odległe od siebie potrzeby: braki w włączeniach poszczególnych stacji energetycznych SN oraz wykonywanie niezbędnych prac konserwacyjno-czyszczących niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania urządzeń. Firma 3N Solutions od ponad 10 lat jest

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE ekspertem w czyszczeniu i konserwacji urządzeń przemysłowych stosując swoją autorską metodę opartą na zastosowaniu innowacyjnego medium czyszczącego, którego głównym elementem jest specjalnie przygotowywana mieszanka suchych gazów przygotowana w oparciu o prawo Bunsena-Grahama. Mieszanka w postaci mgły gazowej, podawana jest na czyszczone urządzenia za pomocą specjalistycznych dysz. Jej skład i ciśnienie robocze (nieprzekraczające wartości 0,5 – 1,5 bara) regulowane jest poprzez moduł sterujący w zależności od stopnia zabrudzenia oraz rodzaju i wrażliwości czyszczonych urządzeń. Mieszanka gazów ma tą przewagę nad innymi metodami czyszczenia, że dociera w miejsca niedostępne dla innych metod (chemia, sprężone powietrze, pędzelki, czyściwo, benzyna, nafta). Po dostaniu się pod zabrudzenie i zetknięciu się z ciśnieniem atmosferycznym mieszanka gazów zwiększa swoją objętość kilkuset krotnie, usuwając nawet najbardziej oporne i groźne zanieczyszczenia, nie ingerując w strukturę podzespołów. Mieszanka gazów jest całkowicie sucha, nie powoduje zawilgocenia, nie wchodzi w reakcje fizyczne ani chemiczne z czyszczonymi elementami, nie ma właściwości ściernych, jest nietoksyczna, bezwonna, niepalna i aseptyczna (to jest warte podkreślenia). Jest całkowicie bezpieczna dla wrażliwych elementów elektronicznych jak i osób, które mają z nią bezpośrednią styczność. Zanieczyszczenia usuwane z urządzeń i podzespołów w miejscu podania mieszanki zabierane są automatycznie poprzez wyciąg ciśnieniowy.

Technologia MCV (medium voltage cleaning) Bazując na swoim wieloletnim doświadczeniu w czyszczeniu urządzeń przemysłowych pod napięciem do 1 kV firma 3N Solutions w 2017 roku rozpoczęła wspólnie z Instytutem Energetyki oraz Wydziałem Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej; realizację projektu „Opracowanie innowacyjnej technologii MVC (medium voltage cleaning) czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych pod średnim napięciem do 60 kV” finansowanego ze środków NCBR. Celem projektu było opracowanie innowacyjnej technologii czyszczenia instalacji elektro-energetycznych średniego napięcia do 60 kV z zachowaniem cią-

Zdj. 1, 2, 3. Stanowisko badawcze technologii MVC podczas testów w Instytucie Energetyki w Warszawie

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE głości pracy urządzeń. Dla podmiotów sektora energetycznego oraz większości podmiotów produkcyjnych duży problem stanowią przestoje, których częstą przyczyną są kumulujące się zabrudzenia różnego pochodzenia, generujące straty, obniżające żywotność podzespołów, wymuszające konieczność czasochłonnych i kosztownych włączeń. Wyzwaniem technologicznym jakie zostało postawione przed projektem było doprowadzenie w wyniku badań do powstania i certyfikowania technologii technologii czyszczenia, która wyeliminuje przestoje w działaniu instalacji podczas jej czyszczenia pod średnim napięciem do 60 kV. Rezultatem badań miało być opracowanie technologii czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych pracujących pod średnim napięciem do 60 kV z wykorzystaniem mieszanki suchych gazów szlachetnych wykorzystywanych wcześniej przez firmę 3N Solutions oraz opracowanie specjalistycznych urządzeń służącego do czyszczenia. Pomysłodawcą i liderem projektu była firma 3N Solutions Sp. z o.o., a prace badawczo-testowe odbywały się w laboratorium 3N Solutions oraz w Zakładzie Wysokich Napięć Instytutu Energetyki. Opracowana technologia miała być wykorzystywana w energetyce i pozwolić na: yy zmniejszenie występowania poważnych awarii, yy zwiększenie wskaźników polaryzacji, yy polepszenie rozpraszania ciepła, yy wyeliminowanie wtórnych odpadów podczas czyszczenia, yy maksymalne wyeliminowanie czasów przestojów Prowadzone prace badawcze zakończyły się pełnym sukcesem. W wyniku przeprowadzonych prac zaprojektowano, zrealizowano oraz przetestowano główne elementy opracowanej technologii MVC czyli: urządzenia podające oraz odsysające za-

brudzenia z urządzeń energetycznych. Firma 3N Solutions uzyskała certyfikat Instytutu Energetyki dla Technologii MVC (medium voltage cleaning). Dodatkowo wynik prac został złożony w urzędzie patentowym jako Sposób czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych będących pod napięciem średnim.

Krótki opis technologii MVC czyszczenia urządzeń elektroenergetycznych będących pod średnim napięciem firmy 3N Solutions Czyszczenie urządzeń elektroenergetycznych pozostających pod średnim napięciem bez konieczności ich odstawiania z wykorzystaniem zestawu urządzeń do czyszczenia odbywa się za pomocą lancy wyposażonej w specjalną dyszę z materiału dielektrycznego z systemem jej grzania, która ma obudowę połączoną przewodem z urządzeniem dozującym mieszaninę gazów i systemem grzewczym. Mieszanina gazów

specjalistycznie przygotowywana na rampie gazowej samochodu technologicznego umożliwia czyszczenie, które przebiega w trzech etapach: 1. etapem pierwszym jest czyszczenie wstępne przy użyciu metody odkurzania, 2. etapem drugim jest czyszczenie podstawowe przez podawanie mieszanki gazów przy użyciu prostej lancy oraz odbieranie zabrudzenia lancą odbierającą w celu usunięcia większości zabrudzeń 3. Etapem trzecim jest czyszczenie zasadnicze – podawanie mieszanki suchych gazów lancą prostą lub zagiętą z zasadą dokładnego czyszczenia każdego podzespołu oraz odbieranie zabrudzeń specjalnie zaprojektowaną lancą odbierającą. Lanca odbierająca z wentylatorem wyciągowym zaopatrzonym w filtry usuwa zanieczyszczenia z powierzchni czyszczonej i odprowadza je do zbiornika za pomocą dyszy ssącej z materiału nieprzewodzącego. Dielektryczna dysza odbierająca zanieczyszczenia z systemem separacji zabrudzenia uniemożliwia powstawanie łuku elektrycznego po ścieżce zabrudzenia. Konstrukcja dyszy obejmująca elastyczne elementy z materiału dielektrycznego umożliwiające manipulowanie końcem dyszy w miejscu odsysania zabrudzeń. Mocowanie manipulatora dielektrycznego do rury ssącej daje możliwość zmiany kąta ustawienia rury ssącej względem manipulatora. Celem nadrzędnym w opracowaniu tej technologii było zmniejszenie przerw w dostawie energii elektrycznej do odbiorców dzięki zastosowaniu technologii prac pod napięciem i w konsekwencji poprawa warunków pracy urządzeń dystrybucyjnych bez konieczności ich wyłączania w trakcie wykonywania czyszczenia. Dodatkowym równie ważnym czynnikiem który przyświecał opracowaniu technologii było bezpieczeństwo osób bezpośrednio pracujących przy usłudze czyszczenia w najsurowszych reżimach PPN. 3N Solutions n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Stosowanie nowoczesnych sterowników obiektowych przy modernizacji infrastruktury energetycznej w sieciach rozdzielczych SN Streszczenie

Wstęp

Eksploatacja elektrycznych sieci dystrybucyjnych SN staje się coraz bardziej skomplikowanym zadaniem dla Operatorów. Wyzwania stawiane przez rosnący popyt, konieczność integracji rozproszonych źródeł wytwarzania energii oraz starzejąca się infrastruktura - to tylko kilka z wielu aspektów, z których każdy z nich może wpływać na ogólną niezawodność sieci i co za tym idzie zadowolenie lub nie klienta. Nowoczesne sterowniki powinny odpowiadać nowym wyzwaniom i wymogom stawianym przy budowaniu i modernizacji stacji transformatorowych SN/SN lub SN/nN oraz monitoringu innych obiektów pracujących w infrastrukturze sieci kablowej i napowietrznej SN. Możliwość optymalizacji inwestycji dzięki systemowi otwartej modułowej platformy zgodnym z IEC61131-3 realizując dodatkowo funkcje RTU umożliwi szeroką implementację funkcji do rzeczywistych wymogów. Nowoczesne sterowniki integrują w sobie wiele funkcji takie jak: łatwa implementacja pod różną ilość pól oraz typy rozdzielnic, zdalne i lokalne sterowanie łącznikami, dostęp do konfiguracji poprzez serwer www, detekcję zwarć dla wszystkich typów uziemienia sieci. Dostarczają wielu informacji pomiarowych w czasie rzeczywistym pomocnych . Wyposażone często w wewnętrzną komunikację P2P umożliwiają realizacje zaawansowanych automatyk w układach scentralizowanych jak i rozproszonych w tym obszarowych systemach restytucyjnych zasilania typu Self Healing Grid, zdalnej automatyce SZR oraz stosowanej przy ważnych klientach. Kluczowym ostatnio staje się pewna i bezpieczna komunikacja sterowników instalowanych w głębi sieci z systemami nadzoru SCADA. Nowoczesne sterowniki obiektowe wyposażane są w systemy bezpieczeństwa zgodnie z normą PN-EN 62351 pomagające ochronić w ten sposób sieć dystrybucyjną przed niepożądanym dostępem oraz zapewniające bezpieczne operacje łączeniowe poprzez różne media komunikacyjne. Jedna modułowa platforma sprzętowa integrująca wiele funkcji ruchowych, pomiarowych, komunikacyjnych i diagnostycznych umożliwia szybkie dopasowanie się pod wymogi klienta przy realizacji i eksploatacji modernizowanych stacji. Celem niniejszej publikacji jest przedstawienie zagadnień związanych z automatyzacją sieci SN z wykorzystaniem urządzeń produkcji Schneider Electric.

Sieci dystrybucyjne SN muszą przejść technologicznie do następnej generacji w celu sprostania wyzwaniom współczesnych wymogów zasilania wynikające ze zwiększenia zapotrzebowania na energię, bardziej rygorystyczne limity emisji CO2 i ostre ograniczenia wydatków operacyjnych (OpEx). Struktury sieci stają się coraz bardziej złożone w wyniku dynamicznej rozbudowy infrastruktury, mocy podłączanych nowych odbiorców (konsumentów i prosumentów), charakteru podłączanych rozproszonych źródeł energii lub innych odbiorników mających wpływ na zmiany parametrów sieci. Dla zachowania ciągłości i odpowiednich parametrów zasilania Operatorzy muszą patrzeć globalnie na to zagadnienie by unowocześniać strukturę sieci na różnych płaszczyznach. Wszelkie rozważania o tworzeniu lokalnych czy globalnych struktur automatyzacji i monitoringu parametrów sieci typu „SmartGrid” czy „Smart Metering” musi rozpoczynać się właśnie od sieci dystrybucyjnej, gdzie w ostatnich latach następuje znaczący rozwój. Szczególnie związane jest to z aglomeracjami miejskimi, gdzie wymusza się rozbudowę i zarazem modernizację sieci zasilania na średnim i niskim napięciu. W sieciach napowietrznych instalowane są rozłączniki i wyłączniki sterowane radiowo. Staje się bardzo istotnym element efektywności zarządzania pracą takiego systemu, gdzie kluczowymi elementami są media komunikacyjne oraz wielofunkcyjne sterowniki, które zarządzają wszystkimi urządzeniami zainstalowanymi na stacjach transformatorowych w głębi sieci zasilającej i dostarczają wszelkich informacji do systemów telemechaniki SCADA oraz systemów obszarowych ADMS. Obok monitoringu przepływu energii do odbiorców istotnym zagadnieniem jest szybka rekonfiguracja sieci podczas stanów zwarciowych. Kluczowy dla spółek dystrybucyjnych staje się czas reakcji poniżej 3 minut, którego przekroczenie wpływa na naliczanie wskaźników odnoszących się do długich i krótkich przerw w zasilaniu typu SAIDI i SAIFI, których zmniejszania, z roku na rok, rygorystycznie będzie domagał się Urząd Regulacji Energetyki. Instalowanie rozłączników wyposażonych w napędy oraz wielofunkcyjnych sterowników obiektowych staje się już powoli standardem. Takie wielofunkcyjne sterowniki często wyposażane są już w układy sterownicze, komunikacyjne, pomiarowe oraz umożliwiają detekcję przepływu prądów zwarciowych (FPI – Fault Passage Indicator) dla różnych typów uziemienia sieci.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE Mówimy tutaj o układach dedykowanych na linie kablowe i napowietrzne. Sterowniki umożliwiają z jednej strony zdalne sterowania łącznikami oraz przesyłanie informacji z danego punktu w głębi sieci o wielkości i jakości obciążenia, parametrów przesyłanej energii, monitoringu parametrów elektrycznych zarówno po stronie średniego i niskiego napięcia wraz z detekcją przepływu prądu zwarcia. Operator po wystąpieniu zakłócenia może w sposób manualny lub automatyczny przeprowadzić rekonfigurację sieci tak, by w możliwie jak najkrótszym czasie jak największa część odbiorców mogła być załączona pod zasilanie a uszkodzony odcinek wyizolowany. Wielomodułowa struktura sterowników, małe gabaryty oraz szeroka gama zintegrowanych funkcji umożliwiają zastosowanie go jako główny element przy budowaniu i zarządzaniu inteligentnych stacji transformatorowych SN/nN tzw. „Smart Kiosk” w głębi sieci dystrybucyjnej. Nowoczesne sterowniki instalowane w głębi sieci na stacjach transformatorowych powinny zapewniać bezpieczną komunikację do systemów SCADA jak i innych połączeń posiadając narzędzia zgodne z normami bezpieczeństwa dostępu IT chroniące sieć dystrybucyjną przed niepotwierdzonym dostępem oraz cyberatakami. Budowanie oraz modernizowanie stacji transformatorowych SN/nN w głębi sieci na bazie nowoczesnych sterowników pozwoli Operatorom na bardziej optymalne zarządzanie siecią i odpowiednio szybką reakcję obsługi w przypadku stanów awaryjnych.

Nowoczesne sterowniki dla stacji transformatorowych SN/nN Innowacyjnym rozwiązaniem dla stacji transformatorowych SN/SN jak i SN/nN w sieciach kablowych jest zastosowanie zaawansowanych sterowników obiektowych, które oprócz funkcji sterowniczych posiadają dodatkowo funkcje automatyk oraz zintegrowane wskaźniki przepływu prądu zwarcia. Urządzenia takie posiadają możliwość implementacji automatyki sekcjonowania odcinka linii, SZR oraz załączenia zewnętrznego generatora/agregatu prądotwórczego, które można aktywować lokalnie lub zdalnie ze względu na potrzeby aplikacji. Pod kątem realizacji automatyk restytucyjnych zasilania SHG sterowniki wyposażane są w otwarte moduły PLC do stworzenia odpowiedniej logiki blokowania od sygnałów wewnętrznych i zewnętrznych. Sterownik taki powinien posiadać rozbudowaną opcjonalną bazę protokołów komunikacyjnych dla różnych mediów transmisji danych do systemów SCADA. Dostępne są protokoły takie jak standardowy Modbus RTU lub sieciowy TCP/IP, IEC870-5-101 lub 104, szeregowy DNP3.0 poziom 3 lub sieciowy TCP/IP. Często producenci wyposażają takie sterowniki w coraz bardziej popularny protokół ethernetowy w standardzie IEC61850, który umożliwia współpracę i realizacje automatyk w trybie „on-line”. Dostęp do odczytu danych zarówno konfiguracyjnych jak i pomiarowych można realizować poprzez wbudowany Webserwer co ułatwia prace nie wiążąc prac ze specjalizowanym oprogramowaniem producenta. Nawet takie lokalne łącza są chronione odpowiednimi narzędziami bezpieczeństwa dostępu. W typowych aplikacjach takie sterowniki montowane są standardowo w dedykowanych szafkach i podłączane do rozdzielnic stanowiąc ich integralną część od strony montażowej jak i prawidłowej współpracy z wszystkimi łącznikami. Często także ze względu na swoje małe gabaryty montuje się je w nadstawkach lub dedykowanych do tego otworach montażowych rozdzielnicy. Jest to praktykowane rozwiązanie, które gwarantuje dla użytkownika prawi-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

dłową pracę całej rozdzielni. Cały układ może być wcześniej przetestowany u producenta jeszcze przed montażem na obiekcie. Jest to typowe rozwiązanie, które daje pewność poprawnej pracy i eksploatacji tego typu rozdzielnic wnętrzowych. Modułowa budowa oraz modyfikowane parametry powodują, że taki sterownik może być z powodzeniem adoptowany do rozdzielnic różnych producentów. Szczególnie będzie to istotne w przypadku stacji modernizowanych, gdzie planowane będzie dołożenie napędów oraz modułu komunikacyjnego. Sterownik jest w pełni zintegrowany co ułatwia jego montaż i późniejszą eksploatację. We wnętrzu metalowej obudowy posiada moduły: synoptyki, komunikacyjny, procesora i zasilania. Zastosowano tutaj wysokiej klasy akumulator 12V/24Ah lub opcjonalnie 12V/32Ah o czasie życia do 10 lat, który umożliwia z jednej strony podtrzymanie działania wszystkich modułów oraz kilku lub nawet kilkunastu sterowań przez operatora załącz/wyłącz przez okres od kilku do kilkunastu godzin po zaniku napięcia na stacji. Wszystkie informacje o stanie aparatury łącznie z akumulatorem są przez ten czas przekazywane do systemu telemechaniki po łączu komunikacyjnym. Komunikacja z systemami nadrzędnymi może być realizowana poprzez różne łącza: od szeregowych RS232/RS485, światłowód, poprzez interfejsy GSM/GPRS/3G/4G i Ethernet aż po cyfrowe modemy radiowe do których dedykowany jest osobny RS232. Wszystkie zewnętrzne urządzenia zasilane mogą być z wewnętrznego źródła 12V/24V/48Vdc. Sterowania można realizować standardowo na napięciu 24Vdc lub 48Vdc, w zależności od opcji zasilania napędów w rozdzielnicy. Opcjonalnie można wykorzystać także lokalny port RS485 z protokołem Modbus lub port Ethernetowy do podłączenia zewnętrznych urządzeń typu „slave”, takie jak: liczniki energii i analizatory parametrów sieci o klasie co najmniej 0,5S po stronie niskiego napięcia, zabezpieczenia prądowe współpracujące z klasycznymi przekładnikami prądowymi lub sensorami czy też dodatkowe moduły I/O rozszerzające ilość wejść/wyjść binarnych. W polach transformatorowych często stosuje się zabezpieczenia autonomiczne, które zasilają się z przekładników prądowych i kierują sygnały wyłączające na cewki wybijakowe. Takie urządzenia także mogą być zintegrowane komunikacyjne z nowoczesnymi sterownikami stacyjnymi. Wszystkie informacje z podłączonych urządzeń mogą być przesyłane po protokole do systemu telemechaniki poprzez różne media komunikacyjne. Użytkownik ma do dyspozycji także rozbudowany lokalny panel sterowania z sygnalizacją diodową łącznie z topologią położenia łączników na stacji oraz stanu pracy poszczególnych modułów i możliwością lokalnego sterowania łącznikiem w danym polu. Często także wprowadzane są dodatkowo panele synoptyczne typu Magelis, które mogą dostarczać dodatkowych informacji o stanie pracy urządzeń na stacji. Nowoczesne sterowniki dysponują także łącznością wifi, gdzie operacje łączeniowe oraz monitoring urządzeń można realizować poprzez graficzne aplikacje zainstalowane na tablecie co powinno usprawniać w przyszłości operacje eksploatacyjne dla służb serwisowych. Dostęp do wszystkich tego typu operacji zarówno dla poziomu lokalnego oraz komunikacji z systemem SCADA realizowany jest zgodnie z normami określającymi bezpieczeństwo sieciowe IEC62351 i IEEE 1686.

Komunikacja peer to peer (P2P) W odniesieniu do automatyk resytucyjnych zarówno rozproszonych SHG czy też scentralizowanych FDIR ważnym staje się drugi wewnętrzny kanał komunikacyjny będący na

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 1. Rozproszona automatyka SZR

wyposażeniu inteligentnych sterowników, gdzie realizowana jest zdalna komunikacja „peer to peer” (P2P) pomiędzy poszczególnymi urządzeniami. Ten rodzaj niezależnej komunikacji służący do przesyłania sygnałów binarnych i ma szczególne znaczenie w przypadku rozbudowanych automatyk służących do wydzielania uszkodzonego odcinka linii i załączeniu pod zasilanie jak największej liczby odbiorców w jak najkrótszym czasie. Wewnętrzne protokoły Modbus/ DNP3/IEC61850-GOOSE są typowo stosowane do tego typu łączności. Poza tym komunikacja P2P może mieć także inne zastosowania. Przykładowo przy realizacji rozproszonej automatyki SZR, gdzie do tej pory kluczowe informacje do wykonania przełączenia były dostarczane drogą przewodową. Przy takim podejściu mamy do dyspozycji łącza ethernetowe lub GPRS do przerzucania sygnałów binarnych lub sterowniczych na większą odległość. Poniżej pokazano schemat komunikacyjny dla typowego układu pierścieniowego sieci o dwóch końcach zasilania oraz z jednym punktem podziału z rozbudowanymi elementami pomiarowymi na stacji transformatorowej SN pracującej i zasilającej odbiorców w głębi sieci. Niezależna komunikacja P2P może znaleźć zastosowania także do budowania lokalnej i rozproszonej automatyki SZR pomiędzy sterownikami nadzorującymi rozłączniki w przypadku projektowania układa zasilania dla krytycznego klienta.

Rozproszona automatyka SHG (Self Healig Grid) / FDIR w rozwiązaniu Schneider Electric Dotychczasowe doświadczenia przy budowaniu systemów automatyki restytucyjnej zasilania SN pokazały realne korzyści dla Operatorów. Rozwiązania Schneider Electric wykazały się szybkim czasem przełączeń typowo poniżej 30 sekund oraz pewnością działania po wystąpieniu zwarcia. Układy rozproszone bazujące na uniwersalnych sterownikach Easergy T200 & T300 umożliwiają objęcie automatyką znacznych

obszarów infrastruktury miejskiej oraz wiejskiej przy wielopunktowych źródłach zasilania. Obecnie istnieje możliwość budowania automatyki restytucyjnych SHG zarówno na liniach kablowych, napowietrznych oraz hybrydowych obejmujących linie mieszane. Klient może dopasowywać algorytm pod swoje procedury eksploatacyjne przy jednoczesnej współpracy wyłączników i reklozerów oraz rozłączników. Wprowadzanie równolegle dodatkowych punktów ze wskaźnikami przepływu prądu zwarciowego posiadających moduły komunikacyjne dają Operatorom pełny obraz pracy sieci i umożliwiają szybką reakcję w przypadku awarii w systemie zasilania. Sterowniki oraz wskaźniki zwarcia podłączone do lokalnych systemów SCADA (SYNDIS, Ex, BTC PRINS) dostarczają niezbędnych informacji pomiarowych umożliwiając wszelkie sterowania Operatorowi nawet po zaniku napięcia po wystąpieniu zwarcia. Zaletą stosowania układów rozproszonych SHG jest ich łatwość rozbudowy i podpięcia do dowolnego systemu sterowania i nadzoru po standardowych protokołach i mediach komunikacyjnych. Klient ma możliwość zaplanowania kosztów i optymalizację inwestycji w infrastrukturę sieci SN/nN na przełomie kilku lat bez potrzeby przebudowy istniejących systemów informatycznych.

Uniwersalny sterownik Easergy T300 Nowej generacji sterownik T300 integruje w sobie wiele funkcji, które pozwalają na zarządzanie przez Operatora stacjami elektroenergetycznymi pracującymi w głębi sieci średniego i niskiego napięcia. Konstrukcja modułowa w sposób elastyczny i prosty umożliwia na dopasowanie się pod bieżące wymagania i schemat stacji tak, aby w jak największym stopniu optymalizować koszty inwestycji. Użytkownik może sam integrować poszczególne moduły dopasowując odpowiednią funkcjonalność pod swoje potrzeby. Otwarta struktura tworzenia układów logicznych realizowana w oparciu o normę IEC61131-3 umożliwia użytkownikowi wprowadza-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 2. Typowy system komunikacyjny dla rozproszonej automatyki SHG

nie nawet złożonych elementów do układów pracy topologii stacji. W połączeniu z dostępną standardowo wewnętrzną komunikacją „peer to peer” realizowaną pomiędzy sterownikami użytkownik dostaje możliwość realizacji bardziej złożonych automatyk restytucyjnych typu Self Healing Grid, które umożliwiają automatyczne przełączanie łącznikami po wystąpieniu zwarcia tak, by w jak najkrótszym czasie bez udziału operatora powrócić do pierwotnego schematu zasilania wydzielając równocześnie uszkodzony odcinek. Sterownik współpracuje z wieloma sensorami pomiarowy-

Rys. 3. Easergy T300 Pełny widok modułów sterownika

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

mi, z których mierzone i obliczane wartości przesyłane są w czasie rzeczywistym do systemów SCADA po różnych protokołach komunikacyjnych wymaganych przez Energetykę. Do zastosowania są tutaj różne media komunikacyjne od bezpośrednich łącz elektrycznych czy też ethernetowych

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 4. Zastosowanie sensorów pomiarowych oraz innowacyjnego sterownika Easergy T300 w rozdzielnicy pierścieniowej RM6 produkcji Schneider-Electric

do najczęściej stosowanych modemów GPS/GPRS/3G/4G. Lokalnie służby serwisowe mają możliwość pobierania informacji ze sterownika oraz jego konfigurację poprzez bezpośrednie łącza ethernetowe, USB, WiFi oraz zdalnie za pomocą przeglądarki www zainstalowanej na laptopie lub tablecie. Wszystkie kanały komunikacyjne chronione są przed dostępem osób nieupoważnionych zgodnie z IEC62351 i IEEE 1686. Ciekawostką jest monitoring temperatury w punktach krytycznych np. połączeń szyn za pomocą przetworników TH110, które komunikują się poprzez łącze WiFi za pomocą protokołu ZigBee Green Power realizując pracę autonomiczną bez potrzeby dostarczania napięcia zasilania. Algorytm SMD w sposób ciągły dostarcza do systemu informacji o statucie temperatury w mierzonym punkcie (np. połączenia śrubowe na szynach zbiorczych, głowice kablowe itp.).

yy realizuje funkcje GATEWAY (np. dla małych stacji możliwość podpięcia zabezpieczeń MiCOM, SEPAM oraz urządzeń innych producentów) yy Obsługa wszystkich standardowych mediów i protokołów komunikacyjnych IEC101/104, DNP3/IP, IEC61850-8.1 Ed.2, Modbus (master – slave) oraz SFTP, HTTPS, SNTP yy Serwer www dla ułatwienia prac konfiguracyjno-serwisowych oraz eksploatacyjnych yy Rozbudowane media komunikacyjne (Ethernet, USB, GPRS, 2G, 3G, 4G) yy interfejsy pod komunikacje modemową: RJ45, RS232, RS422/RS485

Charakterystyka ogólna poszczególnych modułów sterownika Sterownik Easergy T300 posiada budowę modułową aby w prosty sposób umożliwić dopasowanie pod rzeczywisty schemat stacji. Można tutaj tworzyć układy do monitoringu pojedynczych jednostek energetycznych (transformatory, rozłączniki itp. aż po mocno rozbudowane schematy sterowniczo – diagnostyczne dla stacji transformatorowych SN/nN z dużą ilością różnych rodzajów pól. (maksymalnie 24) Jednostka centralna typu HU250 spina komunikacyjnie po łączu ethernetowym wszystkie rodzaje modułów sterowniczo pomiarowych (SC150 i LV150) łącznie ze zintegrowanym modułem zasilacza (PS150 lub PS25) oraz modułami komunikacyjnymi do systemów telemechaniki / SCADA i łącza inżynierskiego. (różne media jak GPRS, WEB Serwer). Jednostka centralna HU250 realizuje następujące funkcje: yy zarządza bezpieczeństwem komunikacyjnym zgodnie z IEC62351 i IEEE1686 do systemów SCADA oraz lokalnych narzędzi programowych yy określanie dostępu RBAC oraz polityki bezpieczeństwa SAT

Jednostka centralna HU250 z modułami komunikacyjnymi

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 5. Układ komunikacyjny urządzeń na stacji

yy komunikacja peer to peer (P2P) do komunikacji pomiędzy sterownikami yy wbudowane gotowe automatyki (SZR,, Załączenie generatora, SHG) z możliwością modyfikacji zgodnie z IEC61131 – 3 PLC yy lokalna i zdalna konfiguracja podłączanych modułów yy posiada 8 wejść binarnych i 2 wyjścia przekaźnikowe modułów yy posiada 1 wejście do pomiaru temperatury (PT100) yy posiada 1 wejście do podłączenia zewnętrznej lampki sygnalizacyjnej yy rejestrator zdarzeń (SOE) – 500 000 zapisów z rozdzielczością do 1ms Podstawowa jednostka sterująca SC150 realizuje następujące funkcje: yy zdalne i lokalne sterowanie oraz monitoring łącznikami yy pomiary prądów (3 prądy fazowe oraz Io oraz napięć fazowych yy detekcja prądów zwarciowych: ANSI

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

Moduł sterowniczy SC150

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 6. RBAC – Struktura zarządzania dostępem

yy zaawansowany pomiar jakości mocy zgodny z dyrektywą EN 50160 yy pomiar mocy zgodny z IEC 61557-12) oraz pomiar jakości mocy zgodny z IEC 61000-4-30 klasa S yy ustandaryzowany model danych (IEC 61850) yy graficzne odwzorowanie stanów łącznika i uziemnika yy Kompatybilny ze standardowymi sensorami prądowymi zgodnie z IEC60044-1 oraz przekładnikami napięcia z godnie z IEC60044-2 yy współpraca z różnymi dzielnikami napięciowymi (LPVT zgodnie z IEC60044-7, VDS, Schneider VPIS oraz zewnętrzne dzielniki napięcia PPACS montowane w rozdzielnicy) yy wbudowana automatyka Sekcjonowania yy detekcja zwarcia dla wszystkich typów uziemienia sieci SN yy rozbudowany panel operatorski (sterowanie, sygnalizacja LED) yy 8 wejść binarnych zgodnych z IEC61132-2 yy 2 wyjścia przekaźnikowe / sterownicze Moduł pomiarowy LV150 do monitoringu transformatora oraz obwodów niskiego napięcia

yy pomiar temperatury transformatora (3 x PT100) yy pomiary napięcia, prądu oraz mocy zgodnie z IEC 61557-12 yy detekcja zerwanego przewodu fazowego (SN lub nN) ANSI 47 yy monitoring strony niskiego napięcia ANSI 27, 59, 59N yy Pomiar jakości mocy zgodnie z IEC 61000-4-30 class S yy dostępny model danych IEC61850 yy pomiary 4 pędów (3 fazowe oraz 1 bezpośredni pomiar Io) yy pomiar prądów min/max (RMS – dla 1 dzień, 7 dni, 1 miesiąc, 1 rok) yy pomiar THD dla prądów i napięć (pofazowo) yy pomiar mocy: P, Q, S (4 kwadranty) yy pomiar pików obciążeń dobowych yy wskaźnik FPI oraz obecności napięcia yy graficzny interfejs HMI ze wskaźnikami LED

Cybersecurity – ochrona infrastruktury komunikacyjnej Modułowy sterownik Easergy T300 umożliwia ochronę infrastruktury komunikacyjnej przed nieautoryzowanym dostępem. Realizuje bezpieczny dostęp do lokalnego i zdalnego sterowania w oparciu o funkcję RBAC (Role-Based-Access-Control), która określa zasady dostępu w zależności od sprawowanej funkcji (uwierzytelnianie użytkowników i zarządzanie hasłami). Prawa dostępu są wstępnie określone zgodnie z normą IEC 62351-8 ale mogą być również modyfikowane zgodnie z wymaganiami użytkownika za pomocą narzędzia zarządzającego cyberbezpieczeństwem typu SAT (Security Configuration Tool). Komunikacja do systemów SCADA realizowana jest zgodnie z normą IEC 62351-5 dla protokołów DNP3 oraz IEC 60870-5-101 i 104. Dodatkowo wspierane są następujące standardy bezpieczeństwa: BDEW, E3, NERC_CIP, IEEE1686, CS_PH1.

Podsumowanie

Moduł pomiarowy LV150

Modułowy sterownik Easergy T300 stanowi elastyczną platformę nowej generacji do tworzenia aplikacji do zarządzania stacjami elektroenergetycznymi pracującymi w sieci dystrybucyjnej średniego i niskiego napięcia. Oferuje zintegrowane rozwiązanie do sterowania i monitorowania urządzeń zainstalowanych na stacji trans-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE formatorowej SN/SN raz SN/nN. Umożliwia współpracę z zewnętrznymi urządzeniami oraz zintegrowanymi sensorami pomiaru prądu, napięć i temperatury. Instalacja wyspecjalizowanych sterowników wyposażonych w możliwość budowania automatyk restytucyjnych typu SHG/ FDIR staje się dla Operatorów ważnym i zarazem najbardziej ekonomicznym rozwiązaniem, które wpływają na zwiększenie niezawodności pracy systemów elektroenergetycznych przez co niewątpliwie wpłynie na zmniejszenie wskaźników SAIDI. Zdalne sterowanie, pomiary i monitoring pracy stacji transformatorowych pracujących w głębi sieci dystrybucyjnej w systemach telemechaniki

SCADA wpłynie znacząco na poprawę efektywności rozbudowujących się struktur sieci zasilających. Nowoczesny sterownik Easergy T300 został wyposażony dodatkowo w najnowsze standardy funkcyjne dotyczące cyberbezpieczeństwa komunikacyjnego. Krzysztof Burek Schneider Electric Poland Sp. z o.o. krzysztof.burek@schneider-electric.com 2018 n

Literatura

1. Wiadomości Elektrotechniczne: Poprawa jakości i niezawodności systemów zasilania w energię elektryczną kluczem do wzrostu przychodów cz.1, Wydawnictwo Sigma, 03 2008. 2. Wiadomości Elektrotechniczne: Poprawa jakości i niezawodności systemów zasilania w energię elektryczną kluczem do wzrostu przychodów cz.2, Wydawnictwo Sigma, 04 2008. 3. User Manual T200I typ SHG, Schneider-Electric 05/2012. 4. Materiały informacyjne Easergy T300, Schneider Electric 2018 5. J.Ahola: A self healing Power system for the accurate fault localization and zone concept, proc. Of T&D conference 2012, Amsterdam 6. E.Coster, W.Kerstens, T.Berry: Self healing distribution networks using smart controllers, CIRED, 22nd International Conference on Electricity Distribution, Paper 0196, Stockholm, 10-13 June 2013 7. Y.Chollot, J.Wild, T.Berry, A.Jourdan, J.Houssin, R. Joubert, B. Raison, R.Marguet: Decentralized self healing solution tested in the framework of GreenLys smart grid project, 2009 8. A.Babś, K.Madajewski, T.Ogryczak, S.Noske, G.Widelski: Pilotażowy projekt wdrożenia w Energa-Operator SA sieci inteligentnej „Inteligentny Półwysep”, Wydanie tematyczneSmart Grid, ActaEnergetica

Weź w swoje ręce MPD 800 – do szybkiego i łatwego testowania wyładowań niezupełnych Nasz nowy MPD 800 uniwersalny system do pomiarów i analizy wyładowań niezupełnych reprezentuje nową generację naszej innowacyjnej i szeroko stosowanej technologii MPD PD. Dodano nową funkcjonalność, dzięki czemu jest to najbardziej wytrzymałe, niezawodne i oszczędzające czas rozwiązanie do wykrywania aktywności wnz i oceny ryzyka uszkodzenia izolacji w szerokiej gamie urządzeń elektrycznych. Wielojęzyczne oprogramowanie jest również w pełni kompatybilne z istniejącymi urządzeniami MPD 600. Ole Kessler Kierownik Produktu

www.omicronenergy.com/mpd800

AD2043-MPD800-210x100mm-Urządzenia dla Energetyki-PLK.indd 1

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

2020-03-31 16:11:42

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Pomiary wyładowań niezupełnych wykonywanych na miejscu zainstalowania transformatorów Streszczenie: W artykule przedstawiono możliwości wykonywania pomiarów wyładowań niezupełnych (WNZ) w miejscu zainstalowania transformatora na stacji elektroenergetycznej. Scharakteryzowano trzy metody umożliwiające wykonanie pomiarów w warunkach stacyjnych: metodę elektryczną, ultra wysokiej częstotliwości (UHF) i akustyczną. Przedstawiono urządzenie pomiarowe umożliwiające wykonywanie pomiarów w trybie off-line, a także rejestrację ciągłą parametrów charakteryzujących WNZ w trybie on-line. Dodatkowo omówiono możliwości praktycznego wykorzystania pomiarów WNZ wykonywanych na miejscu zainstalowania transformatora w codziennej praktyce eksploatacyjnej.

Measurements of partial discharges carried out on-site installation of transformers Abstract: The article presents the possibilities of performing partial discharge measurements (PD) at the place where the transformer is installed at the power station. Three methods have been characterized enabling measurements to be carried out under station conditions: electrical, ultra-high frequency (UHF) and acoustic methods. A measuring device enabling measurements in off-line mode as well as continuous recording of parameters characterizing PD in on-line mode were presented. In addition, the possibilities of practical use of PD measurements taken at the place of installation of the transformer in everyday operational practice were exploitation.

Wprowadzenie Pomiar wyładowań niezupełnych (WNZ) jest jedną z najlepszych metod wykrywania defektów w układzie izolacyjnym transformatora. W tym zakre-

sie wykorzystywane są trzy metody pomiarowe: elektryczna, ultra wysokiej częstotliwości (UHF) i metoda emisji akustycznej (EA). Ze względu na ograniczenia sprzętowe i duży poziom zakłóceń występujący na stacjach elek-

Rys. 1. Widok sondy UHF zainstalowanej do zaworu ewakuacji oleju z kadzi transformatora.

troenergetycznych, do niedawna jedynie metoda akustyczna była stosowana do pomiarów WNZ w miejscu zainstalowania jednostki. Pomiar WNZ wykonywany metodą elektryczną był najczęściej wykonywany na stacjach prób w fabryce i stanowił podstawę oceny jakości wykonania części aktywnej na etapie produkcji nowych lub remontowanych transformatorów. Rozwój technologiczny w zakresie produkowanej aparatury pomiarowej umożliwia obecnie wykonywanie pomiarów WNZ w warunkach stacyjnych również z pomocą metody elektrycznej i UHF. Pomiary te można wykonywać zarówno przy zasilaniu transformatora z sieci elektroenergetycznej (tzw. sieci sztywnej) jak również z mobilnego źródła napięciowego. Stwarza to nowe możliwości wykorzystania pomiarów WNZ w praktyce eksploatacyjnej. Coraz częściej prace remontowe wykonywane przy długotrwale odsłoniętej izolacji takie jak: wymiana izolatorów przepustowych, podobciążeniowych przełączników zaczepów (PPZ) oraz naprawą lub modernizacja wyprowadzeń WN/SN są wykonywane na miejscu zainstalowania transformatora. Jest to spowodowane koniecznością obniżenia kosztów transportu, skróceniem czasu przerwy eksploatacyjnej jednostki oraz problemami logistycznymi pod-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE czas transportu. Bardzo dobrym sposobem weryfikacji poprawności wykonania prac remontowych jest wykonanie pomiaru WNZ po ich zakończeniu, najlepiej na tzw. ruchu próbnym jednostki. Większość awarii powstałych po wykonanych pracach remontowych ujawnia się w pierwszych 72 godzinach pracy jednostki. Związane jest to z procesem rozwoju WNZ w izolacji transformatora. Obecne uwarunkowania techniczne umożliwiają nie tylko pomiar WNZ, ale również ich rejestrację prowadzoną w sposób on-line w dłuższym czasie. W niniejszym artykule przedstawiono możliwości techniczne wykonywania pomiarów na miejscu zainstalowania transformatora i sposoby wykorzystania wyników pomiarów WNZ w codziennej praktyce eksploatacyjnej transformatorów elektroenergetycznych.

Pomiar wnz w miejscu zainstalowania transformatora Od wielu lat pomiary WNZ w transformatorów zainstalowanych na stacjach wykonywano za pomocą metody EA (1,2,3,4,5). Pomiary te są wykonywane podczas normalnej pracy transformatora. Ze względu na rozwój technologii pomiarowej od kilku lat możliwe jest również wykorzystanie w tych warunkach metody elektrycznej i UHF. W praktyce pomiarowej bardzo często te dwie metody są wykorzystywane równocześnie. Sonda UHF jest umieszczana w środku transformatora za pomocą zaworu do ewakuacji oleju (rys. 1). Natomiast źródłem sygnału pomiarowego dla metody elektrycznej są najczęściej zaciski pomiarowe izolatorów przepustowych (rys. 2). Pomiar WNZ może być wykonywany przy zasilaniu napięciem znamionowym z tzw. sieci sztywnej lub ze źródła zewnętrznego. Zdecydowany niższy poziom zakłóceń uzyskuje się podczas zasilania z układu składającego się z generatora oraz z transformatora podwyższającego napięcie. Istnieje w tym przypadku także możliwość wykonania pomiarów w szerszym zakresie napięciowym. Dobór źródła zasilania dla potrzeb pomiarowych jest jednak sprawą indywidualną i zależy od konkretnej sytuacji transformatora oraz warunków sieciowych. W praktyce pomiarowej firma Energo – Complex wykorzystuje system pomiarowo – rejestracyjny Montesto 200 (rys. 3), umożliwiający równoczesną analizę sygnałów elektrycznych, jak również sygnałów rejestrowanych w paśmie ultra wysokich częstotliwo-

Rys.2. Widok zacisku pomiarowego izolatora przepustowego.

Rys. 3. Widok systemu pomiarowo – rejestrującego Montesto 200.

ści za pomocą sondy UHF. Ze względu na fakt, iż w warunkach stacyjnych występują zakłócenia na wiele wyższym poziomie niż podczas pomiarów wykonywanych na stacji prób, bardzo istotną kwestią jest umiejętne dobranie parametrów metrologicznych. Zazwyczaj różnią się one znacząco parametrów wykorzystywanych podczas pomiarów na stacji prób. Przed przystąpieniem do wyko-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

nywania pomiarów metodą elektryczną konieczne jest przeprowadzenie kalibracji wszystkich torów pomiarowych. W metodzie UHF niezbędne jest dobranie odpowiedniego pasma częstotliwości, dlatego przed rejestracją sygnałów wskazane jest przeprowadzenie skanowania całego zakresu dostępnych częstotliwości. Wykorzystując funkcję pomiarową urządzania dokonujemy zapisu sygna-

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 4. Widok okna programu do analizy wyników pomiarowych.

Rys. 5. Widok okna programu do monitoringu on-line WNZ

łów ze wszystkich torów pomiarowych równocześnie. W oknie graficznym programu istnieje możliwość bieżącej obserwacji mierzonych sygnałów i odczytu ich wartości. W przypadku metody elektrycznej wynik pomiarowy podawany jest bezpośrednio w Cu-

lombach lub w innych wybranych parametrach. Pomiar metodą UHF jest pomiarem pośrednim dlatego wynik pomiarowy otrzymujemy w mV. Po zakończeniu pomiarów zapisane pliki mogą być poddane szczegółowej analizie za pomocą oprogramowania, któ-

rego widok przedstawiono na rys. 4. Za pomocą oprogramowania możliwa jest analiza sygnałów generowanych przez WNZ przy jednoczesnej eliminacji sygnałów zakłócających, których poziom na stacji elektroenergetycznej jest zazwyczaj wysoki. Bardzo istotny

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Rys. 6. Szczegółowa analiza sygnałów generowanych przez WNZ dla przykładowego punktu pomiarowego

wpływ na możliwość ograniczenia zakłóceń ma także równoczesne wykorzystywanie pomiarów metodą UHF. Sonda UHF znajdująca się w środku metalowej kadzi transformatora nie jest narażona na oddziaływanie czynników generujących zakłócenia na zewnątrz jednostki (metalowa kadź transformatora ekranuje zakłócenia zewnętrze na zasadzie klatki Faradaya). Sygnał pomiarowy z sondy UHF może być wykorzystywany jako sygnał wyzwalający wykonanie pomiaru metodą elektryczną. Połączenie tych dwóch metod pozwala na skuteczne ograniczenie wpływu zakłóceń zewnętrznych i uzyskanie wiarygodnych wyników pomiarowych. Ponadto na podstawie wyników pomiarowych uzyskanych jednocześnie z wszystkich trzech fazach transformatora umożliwia wskazanie uzwojenia, w którym występują defekty generujące WNZ.

Monitoring on-line wnz w transformatorach elektroenergetycznych Wyładowania występujące w izolacji uzwojeń transformatorów elektroenergetycznych są zjawiskiem silnie stochastycznym. Często zmieniają swoją amplitudę czy intensywność występowania. Niejednokrotnie rzetelna ocena stopnia uszkodzenia układu izolacyjnego wymaga obserwacji zachodzącego zjawiska w dłuższym czasie. W takim przypadku istnieje możliwość wykorzystania funkcji monitoringu on-line, rejestrującej sygnały WNZ w pierwszych newralgicznych 72 godzinach pracy jednostki. Urządzenie pracując w trybie monitoringu jest w sposób trwały zainstalowane na badanej jednostce, natomiast dostęp do danych pomiarowych jest możliwy zdalnie za pomocą komputera lub urządzeń mobilnych. Na rys. 5 przedstawio-

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

no widok okna programu z funkcją monitoringu WNZ. Podczas konfiguracji funkcji monitoringu istnieje możliwość określenia przedziałów czasowych w jakich wykonywana jest rejestracja oraz czasu trwania a także wszystkich parametrów metrologicznych sygnału pomiarowego. Na rys. 5 widoczna jest zmiana wielkości ładunku odpowiadającego mierzonym WNZ w funkcji czasu wykonywania pomiaru. Ponadto za pomocą kursora w bardzo prosty sposób można odczytać podstawowe wielkości pomiarowe. Po kliknięciu w dany punkt pomiarowy otwiera się okno graficzne, w którym możliwe jest przeprowadzenie pełnej analizy (rys. 6). Ponadto istnieje możliwość analizy innych parametrów charakteryzujących WNZ takich jak: intensywność występowania impulsów, czy zmiany napięcia w czasie rejestracji. Okna graficzne programu z przykładowymi wynikami przedstawiono na rys. 7 i 8.

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE pomiar bez możliwości regulacji napięcia ale znacząco obniża koszty badania. Zdecydowanie lepszym rozwiązaniem jest przeprowadzenie pomiarów z wykorzystaniem źródła zewnętrznego. Poza możliwością regulacji i przeprowadzenia pełnej próby napięciowej pomiar wykonywany w tych warunkach jest zdecydowanie mniej narażony na wpływ zakłóceń z sieci elektroenergetycznej. Pomiar ten jest również znacznie bezpieczniejszy, gdyż moc zwarciowa mobilnego źródła jest znacznie niższa niż od mocy sieci sztywnej.

Rys. 7. Intensywność występowania impulsów WNZ

Podsumowanie

Rys. 8. Zmiany napięcia zasilania w czasie rejestracji pomiarów

Podczas instalacji urządzenia monitorującego definiowane są poziomy WNZ po przekroczeniu których generowany jest sygnał ostrzeżenia lub alarmu. Sygnały te mogą być wysyłane drogą mailową.

Możliwości wykorzystania wyników pomiarów wnz wykonywanych na miejscu zainstalowania w praktyce eksploatacyjnej Dla większości transformatorów pomiary WNZ wykonywane na miejscu zainstalowania są przeprowadzane stosunkowo rzadko. Istnieją jednak sytuacje, w których wykonanie tego pomiaru jest niezbędne do wykonania właściwej oceny stanu technicznego układu izolacyjnego transformatora w z izolatorami przepustowymi. Niewątpliwą przesłanką do wykonania pomiarów WNZ są wyniki zawartości gazów rozpuszczonych w oleju wskazujące na obecność WNZ. Badanie przeprowadzone metodą chromatografii gazowej jest bardzo dobrym wskaźnikiem sygnalizującym problem występowania WNZ. Analizując zmiany koncentracji gazów w czasie można zaobserwować intensywność rozwoju WNZ. Wykonanie pomiarów WNZ przy wykorzystaniu łącznie dwóch metod pomiarowych: metodę elektryczna i UHF umożliwia określenie wielkości WNZ, intensywności, a także wskazanie uzwojenia, którego problem

dotyczy. Chcąc przeprowadzić dokładniejszą lokalizację miejsca występowania WNZ można zastosować również jednoczesny pomiar WNZ metodą EA. Inną ważną przesłanką do wykonania pomiarów WNZ jest wykonywanie prac remontowych na miejscu zainstalowania. Nawet stosunkowo proste prace remontowe takie jak wymiana izolatorów przepustowych czy remont podobciążeniowego przełącznika zaczepów z klatką wybierakową nie są wolne od ryzyka uszkodzenia elementów układu izolacyjnego, znieczyszczenia oraz zawilgocenia elementów cześci aktywnej transformora. W polskiej praktyce eksploatacyjnej występowały przypadki awarii transformatorów po przeprowadzonych remontach. Awarie te nie występowały od razu po podaniu napięcia ale zazwyczaj w pierwszych 72 godzinach po uruchomieniu. W tych przypadkach wykonanie podstawowych prób pomontażowych nie wykazało żadnych nieprawidłowości. Usunięcie takich awarii jest dodatkowo związane z bardzo dużymi kosztami i utrudnieniami eksploatacyjnymi dla właściciela jednostki. Istnieje zatem uzasadniona ekonomicznie i możliwa do realizacji technicznie konieczność weryfikacji wykonywanych prac remontowych za pomocą systemów umożliwiających pomiar WNZ na miejscu zainstalowania. Możliwe jest to do wykonania przy zasilaniu sieciowym co powoduje jednak

Rozwój technologii metrologicznej umożliwia obecnie wykonanie pomiarów WNZ na miejscu zainstalowania transformatora trzema niezależnymi metodami pomiarowymi. Łączne wykorzystanie metody elektrycznej i UFH pozwala na ograniczenie zakłóceń podczas pomiarów przy zasilaniu z sieci elektroenergetycznej i zwiększenie wiarygodności wyników pomiarowych. Istnieje uzasadniona potrzeba włączenia pomiarów WNZ do prób odbiorczych transformatorów remontowanych na miejscu ich zainstalowania. Marek Szrot, Janusz Płowucha, Paweł Molenda, Andrzej Cichoń, Sebastian Borucki Energo – Complex Sp. z o. o. Politechnika Opolska

Literatura

[1] Boya, C.; Ruiz-Llata, M.; Posada, J.; and Garcia-Souto, J. A., Identification of multiple partial discharge sources using acoustic emission technique and blind source separation, IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, vol.22, no 3, 2015, pp. 1663–1673. [2] Kil, G. S.; Kim, I. K.; Park, D. W.; Choi, S. Y.; and Park, C. Y., Measurements and analysis of the acoustic signals produced by partial discharges in insulation oil, Current Applied Physics, vol.9, no 2, 2009, pp. 296–300. [3] Kunicki, M. and Cichoń, A., Characterization of surface type partial discharges using electrical , acoustic emission and UHF methods, Measurement Automation Monitoring, vol.61, no 1, 2015, pp. 12–15. [4] Skubis, J., Emisja akustyczna w badaniach izolacji urządzeń elektroenergetycznych. Opole: IPPT PAN, 1998. [5] Ramírez-Niño, J. and Pascacio, a, Acoustic measuring of partial discharge in power transformers, Measurement Science and Technology, vol.20, no 11, 2009, pp. 115108. n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE

Zmiany w wymaganiach dotyczących badań i konstrukcji transformatorów suchych, wnoszone przez nową edycję normy IEC 60076-11:2018

2018 roku wprowadzono nową drugą edycję normy IEC 60076-11, która jest przystosowana do potrzeb producentów i eksploatujących transformatory suche. Wnosi ona kilka istotnych zmian: yy Rozszerza zakres stosowania normy do napięcia 72,5 kV; yy Przedstawia zagadnienia związane z zarządzaniem eksploatacją; yy Precyzuje wymagania dielektryczne i termiczne związane z położeniem nad poziomem morza; yy Wprowadza nowe klasy klimatyczne i środowiskowe dla lepszego dostosowania do potrzeb klienta; yy Ustanawia zależności pomiędzy lokalizacją a klasami środowiskowymi; yy Dla klasy palności, określa graniczną moc badanych transformatorów do 1000 kVA, aby ograniczyć zanieczyszczenie; yy Wprowadza definicje i wymagania dla klas sejsmicznych; yy Wprowadza konieczność sprawdzenia zdolności transformatorów z rdzeniem amorficznym do długiej eksploatacji. Norma wprowadza zmiany w punkcie „Normalne warunki pracy”, do których należą: yy woda jako czynnik chłodzący transformator suchy(4.2b); yy zawartość harmonicznych w prądzie obciążenia (4.2 d); yy klasy środowiskowe, warunki środowiskowe zdefiniowane zgodnie z IEC 60721-3-4 obejmujące warunki biologiczne 4B1, substancje aktywne chemicznie 4C2, substancje aktywne mechanicznie 4S3 oraz warunki mechaniczne 4M4 (4.2 f); yy ograniczniki prądu rozruchu(4.2h); yy częstotliwość załączeń pod napięcie (4.2i)

yy ochronę przed kapiącą i płynącą wodą (4.2 j); yy szczególne warunki środowiska wokół transformatora (4.2 k); yy poziom drgań (wibracji) (4.2 l); yy ochronę przed korozją (4.2 m); yy właściwe warunki eksploatacji i serwis.(4.2 n); Norma wymienia te czynniki jako elementy, które powinny być uwzględnione i określone przez zamawiającego oraz podane producentowi, na etapie formułowania zamówienia. Dokument ten wprowadza pojęcie mocy znamionowej z wentylatorami lub wymiennikami ciepła (pkt.5.2.2). Jako moc znamionową, w sytuacji gdy pozorna moc transformatora może mieć różne wartości, w zależności od zastosowanych sposobów chłodzenia, przyjąć należy największą z tych wartości jako moc znamionową. W sytuacji kiedy przewidziane jest dodatkowe chłodzenie, to sposób określenia mocy z i bez dodatkowego chłodzenia powinna być uzgodniona pomiędzy producentem a nabywcą. Punkt 5.2.4 normy określa wymagania dla transformatorów w obudowie w dwóch przypadkach: kiedy transformator montowany, badany i dostarczany jest w obudowie oraz w przypadku kiedy część aktywna transformatora i obudowa dostarczane są osobno. Jest to nowość, gdyż poprzednia edycja nie przewidywała takiego rozwiązania. Określone zostały tutaj także wymagania dotyczące transportu i magazynowania transformatorów suchych, takich jak: gabaryty i masa jednostki, przyspieszenia jakim może być poddany transformator w czasie transportu, a także temperatury i wilgoci. Warunki w jakich będzie składowany i transportowany przez nabywcę, powinny być przedstawione wytwórcy. Poprzednia edycja przewidywała zakres napięć Um trans-

Tabela 1. Probiercze poziomy napięciowe wg IEC 60076-11:2018 Najwyższe napięcie dla wyposażenia Um (r.m.s.) kV

Napięcie przyłożone AV kV

≤1,1

Udar piorunowy pełny (wartość szczytowa) kV Lista 1 Lista 2 -

3,6

7,2

12,0

17,5

95 125

24,0

36,0

145

170

40,5

170

200

52,0

200

250

72,5

140

250

325

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE formatorów suchych do 36 kV, obecna edycja rozszerza ten zakres do Um = 72,5 kV. Dopuszcza stosowanie wyższych poziomów napięciowych zgodnie z IEC 60076-3. Norma podaje także sposób uwzględniania poprawek związanych z położeniem stanowiska pracy transformatora i/lub laboratorium badawczego nad poziomem morza dla położeń pomiędzy 1000 m, a 4500 m n.p.m. Edycja normy IEC 60076-11:2018 przewiduje wodę jako czynnik chłodzący i wprowadza nowe oznaczenie symbolem W - woda, przy czym zachowuje pozostałe oznaczenia nie zmienione. Zostały zdefiniowane nowe symbole sposobu chłodzenia AFWF - chłodzenie wymuszone z zastosowaniem wodnego wymiennika ciepłą, WF - oznacza wymuszone chłodzenie wodne wewnątrz cewki. Omawiana norma dopuszcza stosowanie przełączników zaczepów typu OLTC. W pkt. 10.1 omawianego dokumentu podano klasy temperaturowe uzwojeń i odpowiadające im średnie przyrosty temperatury przy prądzie znamionowym. Dołączono klasę temperaturową 250°C, patrz Tabela 2. Zdefiniowano nowy sposób obliczania dopuszczalnych przyrostów temperatury dla transformatorów przewidzianych do pracy powyżej 1000 m n.p.m.. Zalecono zmniejszenie dopuszczalnych średnich przyrostów temperatury na każde 100 m o następujące wartości: yy dla transformatorów chłodzonych naturalnym obiegiem powietrza o 0.5% a dla transformatorów chłodzonych wymuszonym obiegiem powietrza o 1 %. Klasy Klimatyczne – do tej pory definiowane były 2 klasy klimatyczne: C1 – transformator może pracować w temperaturze nie niższej niż -5°C, ale może być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -25°C.

C2 – Transformator może pracować, być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -25°C. Nowa edycja normy przewiduje jeszcze 4 klasy klimatyczne: C3 - transformator może pracować w temperaturze nie niższej niż -25°C, ale może być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -40°C. C4 - transformator może pracować w temperaturze nie niższej niż -40°C, ale może być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -50°C. C5 - transformator może pracować w temperaturze nie niższej niż -50°C, ale może być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -60°C. Cxy - transformator może pracować w temperaturze nie niższej niż -Y°C, ale może być transportowany i składowany w temperaturze nie niższej niż -X°C. Ta ostatnia klasa powinna zostać zdefiniowana na drodze porozumienia pomiędzy zamawiającym a dostawcą. Klasy środowiskowe – dotychczasowe trzy klasy środowiskowe zostały inaczej zdefiniowane w wyniku czego wprowadzone dodatkowe dwie klasy. Nie uległy zmianie definicje klasy E0 i E1. E0 – Na transformatorze nie pojawia się kondensacja a zanieczyszczenia są pomijalnie małe. To zwykle jest możliwe do osiągnięcia w czystych wnętrzowych instalacjach. E1 - Na transformatorze może pojawić się sporadycznie kondensacja (na przykład, gdy odłączone jest zasilanie transformatora). Możliwe jest ograniczone zanieczyszczenie. E2 - Częsta kondensacja lub/i małe zanieczyszczenie. E3 - Częsta kondensacja lub/i średnie zanieczyszczenie. E4 - Częsta kondensacja lub/i duże zanieczyszczenie. Wprowadzone zostały wprowadzone klasy środowiskowe dla transformatorów bez obudowy (IP00) przeznaczonych do pracy na zewnątrz:

Tabela 2. Klasy temperaturowe układów izolacyjnych Klasa temperaturowa układu izolacyjnego °C

Dopuszczalny średni przyrost temperatury uzwojeń przy prądzie znamionowym K

105 (A)

120 (E)

130 (B)

155 (F)

100

180 (H)

125

200 (N)

135

220 (R)

150

250

175

Tabela 3 - Sekwencja prób (dla klas klimatycznej, środowiskowej i palności) Klasa Próba

Klimatyczna Podpunkt normy

C1, C2, C3, C4, C5, Cxy TAK

Próby klimatyczne

14.4.4

Próby środowiskowe

14.4.5 Załącznik B

Próba palności

14.4.6

Środowiskowa E0

E1, E2, E3, E4, E-0-1, E-0-2, E-0-3

NIE

TAK

Palności F0

NIE

TAK

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

TECHNOLOGIE, PRODUKTY – INFORMACJE FIRMOWE E-O-1 - Teren wiejski lub teren o niskim zanieczyszczeniu, E-O-2 - Teren miejski, obszar przemysłowy lub przestrzeń o umiarkowanym zanieczyszczeniu, E-O-3 - Teren nadmorski lub obszar o silnym . Klasy palności pozostały bez zmian. Podana sekwencja umożliwia przeprowadzenie prób dla klas – klimatycznej, środowiskowej i palności – na jednym transformatorze. Największytransformatorzalecanydopróbypalnościto1000kVA z izolacją na 12 kV lub 24 kV. Dla transformatorów o mocy większej niż 1000 kVA lub poziomie izolacji wyższym niż 24 kV próbę klimatyczną i środowiskową, można uznać za ważną jedynie gdy wytwórca posiada certyfikat na całą sekwencję prób dla transformatora 1000 kVA o poziomie izolacji 24 kV. Jeśli poziom wstrząsów ziemi ag w miejscu zainstalowania transformatora przekracza 2 m/s2 lub około 0,2 g konstrukcja transformatora musi być odporna na wstrząsy. Klasa sejsmiczna powinna być określona zgodnie z IEC 60068-3-3 i uzgodniona pomiędzy nabywcą, a wytwórcą. Przedstawiono dwie metody umożliwiające wyznaczenie zastosowanego spektrum wzbudzenia dla określenia klas sejsmicznych: 1) Metodę znormalizowanej amplitudy, gdy niedostępne są dane o lokalizacji transformatora i o strukturze konstrukcji nośnej(podłoża), 2) Metodę obliczenia amplitudy, gdy dostępne są dane o lokalizacji transformatora i o strukturze konstrukcji nośnej.

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

Podano w jaki sposób, na podstawie dostępnych danych i IEC 60721-2-6 określić przybliżony poziom wstrząsów i klasę sejsmiczną. Podano sposób obliczania amplitudy umożliwiającą zakwalifikowanie transformatora do klasy sejsmicznej w oparciu o IEC 60068-3-3. Jak wynika, z przedstawionych powyżej, najważniejszych zmian w normie IEC 60076-11:2018 (od 2019 norma ta znajduje się w zbiorze Polskich Norm PN) transformator suchy stał się ważnym elementem systemu energetycznego i należy traktować te jednostki z pełną uwagą. A próby typu i specjalne przeprowadzać w sposób optymalny dla środowiska, producenta i zamawiającego. Anna Krajewska - Instytut Energetyki n

LITERATURA: [1] IEC 60076-11:2018 Transformatory-Część 11: Transformatory suche. [2] IEC 60076-11:2004 Transformatory-Część 11: Transformatory suche. [3] Anna Krajewska – „Zmiany wnoszone do wymagań dotyczących badań i konstrukcji transformatorów suchych przez normę IEC 60076-11:2018” - Prezentacja na Międzynarodowej Konferencji Transformatorowej TRANSFORMATOR’19 – Toruń 7-9 maja 2019r.

TARGI

Targi Energetyczne ENERGETICS 17-18 listopada 2020, Lublin W dniach 17-18 listopada 2020 r. odbędzie się XIII edycja Targów Energetycznych ENERGETICS (Targi Lublin, ul. Dworcowa 11, Lublin).

argi Energetyczne ENERGETICS to jedno z najważniejszych w Polsce spotkań przedstawicieli sektora energetycznego. Wydarzenie koncentruje się na zagadnieniach kluczowych z punktu widzenia branży oraz gospodarki. Ekspozycja targowa obejmie ofertę zarówno firm o charakterze koncernów (krajowych i międzynarodowych), jak i indywidualnych przedsiębiorców m.in. z obszaru: wytwarzania, przesyłu i rozdziału energii elektrycznej oraz cieplnej, elektrotechniki oraz elektroniki przemysłowej, automatyki elektroenergetycznej, a także budownictwa energetycznego, urządzeń (pojazdów) do transportu czy przemysłowych systemów IT, inteligentnych sieci energetycznych, energii alternatywnej i odnawialnej czy elektromobilności. Targi skupiają zwiedzających z Polski, Białorusi, Ukrainy, Rosji, reprezentujących sektory: paliwowo-energetyczny, elektromaszynowy, wydobywczy, budowlany, metalurgiczny, motoryzacyjny. W tym gronie znajdują się pracownicy zakładów energetycznych, elektrowni, elektrociepłowni, działów energetycznych firm i zakładów przemysłowych, hurtowni elektrycznych, przedstawiciele biur projektowych branży elektrycznej i budowlanej, firm wykonawczych władz samorządowych, a także inżynierowie, elektrycy i instalatorzy. Wydarzenie jest doskonałą okazją do nawiązania kontaktów z liderami branży energetycznej i elektroenergetycznej, poznania nowości rynkowych oraz podniesienia kwalifikacji zawodowych. Dopełnieniem ekspozycji będzie bogaty program wydarzeń towarzyszących (konferencje, seminaria, szkolenia) przygotowany we współpracy z partnerami branżowymi. Wstęp na Targi dla przedstawicieli branży jest bezpłatny po rejestracji. Szczegółowe informacje dostępne na stronie internetowej: www.energetics.targi.lublin.pl. Targi Energetyczne ENERGETICS 17 listopada 2019 godz. 9.00 – 17.00 18 listopada 2019 godz. 9.00 – 17.00 Targi Lublin S.A. ul. Dworcowa 11, 20-406 Lublin Szczegóły: www.energetics.targi.lublin.pl n

URZĄDZENIA DLA ENERGETYKI 4/2020

PRZEKSZTAŁCAMY WYZWANIA W SPEKTRUM ROZWIĄZAŃ KSZTAŁTUJĄC PRZYSZŁOŚĆ ZRÓWNOWAŻONEJ ENERGETYKI Nigdy nie jesteśmy oślepieni skalą wyzwania. Łącząc talenty i wiedzę dwóch pionierów, zyskujemy wyjątkową perspektywę, która przekształca globalne wyzwania energetyczne w całe spektrum rozwiązań – wykorzystujących nasz potencjał w zakresie cyfryzacji oraz energetyki na rzecz mocniejszej, inteligentniejszej i bardziej ekologicznej przyszłości: www.hitachiabb-powergrids.com

Urządzenia dla Energetyki nr 4/2020

Articles inside

Stosowanie nowoczesnych sterowników obiektowych przy modernizacji infrastruktury energetycznej w sieciach rozdzielczych SN

Pomiary wyładowań niezupełnych wykonywanych na miejscu zainstalowania transformatorów

Nowa Technologia z pomocą Polskiej Energetyce

Karuzela produktów stale się kręci – napędy bezszafkowe przyszłości

Solar Park Management – zdalne zarządzanie farmami fotowoltaicznymi

Precyzyjna synchronizacja czasu dla systemów sterowania i zabezpieczeń w elektroenergetyce

Innowacyjność pracowników skraca czas usuwania awarii

Wymagania dla urządzeń łączeniowych w schemacie głównym morskiej stacji transfomatorowej (kolektorowej) 66 kV/220 kV, ze szczególnym uwzględnieniem prób WN oraz ochrony antyprzepięciowej

PGE wspiera rozwój aplikacji Pola w ramach akcji „Polskie – kupuję to

Kogeneracja, czyli tania energia i czyste powietrze

zenon Energy Edition — intuicyjne narzędzie do realizacji digitalizacji w branży energetycznej