Łączniki w Eksploatacji 2018

Doświadczenia z uruchomienia i eksploatacji wyłącznika próżniowego na napięcie 110 kv

Streszczenie:

Populację wyłączników NN i WN zainstalowaną w sieci przesyłowej zdominowały wyłączniki w izolacji gazem SF6. Ze względu na zaostrzanie przepisów związanych z użytkowaniem tego gazu oraz wycofania się producentów z technologii powietrznej, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podjęły starania związane z testową instalacją wyłącznika próżniowego WN. Technologia ta jest z sukcesem wdrażana głównie w Azji.

W artykule prezentuje się doświadczenia związane z uruchomieniem i eksploatacją jedno-przerwowego wyłącznika z komorami próżniowymi w izolacji 145 kV zainstalowanego na jednej z rozdzielni 110 kV.

Wstęp

Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. eksploatują ponad 1300 wyłączników na napięcie ≥ 110 kV. Ze względu na medium izolacyjne rozróżnia się wyłączniki:

  • pneumatyczne (powietrzne), gdzie medium izolacyjne stanowi sprężone powietrze,
  • gazowe, izolowane gazem SF6 (GCB);
  • małoolejowe, gdzie medium izolacyjnym jest olej elektroizolacyjny;
  • próżniowe (VCB), gdzie medium izolacyjne stanowi próżnia.

Udział poszczególnych grup w populacji wyłączników przedstawiono na wykresie 1. Niemal ¾ populacji stanowią wyłączniki izolowane gazem SF6 (w wykonaniu napowietrznym, w rozdzielnicach GIS, czy polach kompaktowych MTS).

Wykres 1. Udział poszczególnych grup w populacji wyłączników z podziałem na medium izolacyjne

Mając na uwadze problemy w eksploatacji wyłączników małoolejowych czy powietrznych oraz rozwój sieci elektroenergetycznej skutkujący wzrostem mocy zwarciowych w jej poszczególnych węzłach, tym samym niedostosowania podstawowych parametrów wyłącznika do miejsca zainstalowania, niezawodność pracy, dostępność części zamiennych, czy konieczność utrzymania infrastruktury sprężonego powietrza, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. podjęły decyzję o stopniowym wycofywaniu tych wyłączników z eksploatacji. Od lat 90 –tych, w nowobudowanych, czy modernizowanych stacjach stosowano wyłączniki zawierające gaz SF6. Przez lata było to jedyne sprawdzone rozwiązanie. Ze względu na duże oddziaływanie na środowisko naturalne gazu SF6, uznanego za gaz cieplarniany, oraz bardzo szkodliwych produktów jego rozpadu, trwają poszukiwania alternatywnych rozwiązań. Naturalnym kierunkiem badań jest sprawdzona w rozdzielnicach SN technologia próżniowa. Ponadto argumentem do poszukiwania rozwiązań alternatywnych jest tworzenie restrykcyjnych przepisów dotyczących prowadzenia gospodarki gazem SF6, który traktowany jest jako fluorowany gaz cieplarniany. Wprowadzanie kolejnych przepisów prawnych dotyczących m.in. obowiązkowego posiadania certyfikatów przez osoby wykonujące wszelkie czynności na urządzeniach z ww. gazem, wymogów prowadzenia kontroli szczelności urządzeń, będących rozdzielnicami elektrycznymi, zawierającymi fluorowane gazy cieplarniane w ilości co najmniej 5 Mg ekwiwalentu CO2, jeśli nie są one wyposażone w przyrządy do pomiaru gęstości i ciśnienia lub jeśli poziom ulotu w ciągu roku podany w specyfikacji technicznej producenta jest mniejszy niż 0,1%. Wiąże się to także z prowadzeniem Kart Urządzeń w Centralnym Rejestrze Operatorów, czy prowadzenia Bazy Danych Sprawozdań, jako podmiot stosujący FGC w instalacji, serwisowaniu lub konserwacji urządzeń. Skutkuje to wzrostem kosztów zakupu i eksploatacji tych urządzeń. Dodatkowo, w wyniku emisji gazu do powietrza właściciel urządzeń zawierający gaz SF6 staje się podmiotem korzystającym ze środowiska zgodnie z ustawą Prawo ochrony środowiska i na tej podstawie jest zobowiązany do sporządzania sprawozdań dotyczących informacji o zakresie korzystania ze środowiska, a w niektórych przypadkach, do ponoszenia opłat za korzystanie ze środowiska. Należy jednak zwrócić uwagę, że ilość gazu SF6 w wyłącznikach WN (NN) jest wielokrotnie mniejsza, niż np. w rozdzielnicach WN (NN) typu GIS czy polach kompaktowych MTS.

Zdjęcie. 1. Wyłącznik próżniowy w izolacji 145 kV w eksploatacji od 2012 r., zainstalowany na jednej ze stacji rozdzielczej 110 kV. Liczba operacji łączeniowych ok. 450.

W związku z powyższym, kilka lat temu, PSE S.A. zwróciło się do wiodących producentów wyłączników WN z zapytaniem o rozwijane technologie, będące alternatywą dla gazu SF6. Jeden z nich potwierdził wdrożoną technologię wyłącznika próżniowego z komorą jedno-przerwową oraz wyraził chęć współpracy w zakresie instalacji i próbnej eksploatacji wyłącznika w sieci PSE S.A.

Celem wykonania testowej instalacji wyłącznika próżniowego WN była weryfikacja możliwości technicznych aparatów tego typu oraz ocena możliwości szerszego stosowania tej technologii na bieżącym etapie rozwoju w sieci przesyłowej. Do postępowania prowadzonego w trybie zamówienia z wolnej ręki zaproszono trzech dostawców wyłączników z komorami w technologii próżniowej.

Ze względu na brak doświadczeń stosowania próżni w sieciach WN, przed podjęciem próbnej instalacji nie można było wykonać szczegółowej analizy kosztów eksploatacji wyłącznika próżniowego 110 kV i porównania jej do kosztów eksploatacji wyłączników w technologiach powszechnie stosowanych (np. SF6).

Porównanie technologii

Wyłączniki z komorami próżniowymi nie wymagają medium izolacyjnego i gaszącego oraz nie posiadają materiału podlegającego jonizacji. Rozłączanie styków następuje w obecności łuku wytworzonego z par stopionego materiału stykowego. Pary metalu istnieją tylko podczas palenia się łuku pod działaniem energii zewnętrznej i zanikają w okolicy zera prądu po zgaśnięciu łuku. W tym momencie następuje spadek obciążenia i gwałtowna kondensacja par metalu na ekranie kondensacyjnym. Wyłącznikowa komora próżniowa odnawia swoje własności izolacyjne tak szybko, że wytrzymuje przejściowe napięcie powrotne o bardzo dużej stromości narastania. Dzięki wysokiej próżni (ok. 10-11 mbar), nawet przy małych odległościach styków osiąga się wysoką wytrzymałość elektryczną. Specjalna konstrukcja i dobór materiału styków, jak też ograniczony czas oddziaływania na nie łuku elektrycznego zapewnia minimalne zużywanie się styków i tym samym ich długą żywotność. Dodatkowo próżnia zapobiega utlenianiu i zanieczyszczeniom powierzchni styków głównych.

W porównaniu do technologii SFzwraca się uwagę na następujące zalety technologii próżniowej:

  • Liczba możliwych łączeń wyłącznika próżniowego jest większa niż wyłącznika SF6 ze względu na większą wytrzymałość styków na działanie łuku. To powoduje, że próżnia jest atrakcyjnym rozwiązaniem, tam gdzie wymagane jest wykonywanie częstych operacji łączeniowych, na przykład operacji dziennych.
  • Napięcie łuku w wyłączniku próżniowym (VCB) jest o wiele niższe niż w wyłączniku SF6 (GCB) – kilkadziesiąt woltów do kilkuset woltów. Również czas trwania łuku w trakcie wyłączenia zwarcia jest krótszy w przypadku wyłącznika próżniowego – minimalny czas trwania łuku typowy dla wyłącznika próżniowego wynosi 5 ÷ 7 ms, a dla wyłącznika SF6 10 ÷ 15 ms. Konsekwencją tego, jest istotnie większa liczba możliwych operacji łączeniowych, jakie może wykonać wyłącznik próżniowy w porównaniu do wyłącznika SF6 w czasie cyklu życia aparatu.
  • Wyłączanie prądu zwarciowego i związane z tym bardzo szybkie tempo wzrostu zdolności wytrzymywania przepięć jest większe dla wyłącznika próżniowego niż SF6, ze względu na jego bardzo szybkie możliwości odtwarzania zdolności dielektrycznych.
  • Przerwy w próżni charakteryzują się występowaniem przeskoku stosunkowo późno, nawet do kilkuset ms po przerwaniu prądu. Mimo to, konsekwencje tego są ograniczone ponieważ przerwa w próżni natychmiast odzyskuje swoje właściwości izolacyjne. Skutki tego są wciąż dyskutowane i nie do końca poznane. W przypadku wystąpienia późnego przeskoku w przerwie izolowanej SF6, co jest niezmiernie rzadkim zjawiskiem, przerwa ta zazwyczaj nie jest w stanie odbudować swoich właściwości.

Porównując obie technologie pod kątem charakteru przyłączonego odbioru można wyróżnić:

a) Łączenie prądów roboczych: Literatura nie stwierdza istotnych różnic pomiędzy GCB i VCB w tym względzie.

b) Łączenie prądów o charakterze pojemnościowym

Nie stwierdza się występowania istotnych problemów z wyłącznikami, w przypadku łączenia prądów o charakterze pojemnościowym. Szczególnie w węzłach o wysokich poziomach mocy zwarciowej mogą występować niewielkie napięcie powrotne TRV (ang. Transient Recovery Voltage), wynikające z różnicy pomiędzy napięciem kondensatora a napięciem strony zasilającej. Konstrukcja wyłączników SF6 umożliwia łączenie prądów pojemnościowych występujących na najwyższych poziomach napięć, ale nie jest ona wolna od występowania zjawisk, które mogą w szczególnych przypadkach być dla niej groźne, np. napięcia powrotne, będące wynikiem stworzenia przerwy później niż ćwierć okresu po przerwaniu prądu.

Konstrukcja wyłączników VCB umożliwia wprowadzenie niższego prawdopodobieństwa występowania wyładowań powrotnych, jednak ich występowanie jest nieprzewidywalne, co do wartości oraz czasu wystąpienia w całym zakresie napięcia. Konstrukcja wyłącznika VCB dwu-przerwowego wpływa pozytywnie na powstrzymanie (spowolnienie) występowania napięć powrotnych lecz poprzez wytwarzanie przepięć łączeniowych (wynikającymi z konstrukcji wyłącznika
dwu-przerwowego), może doprowadzać do podbicia napięcia (ang. voltage escalation). W czasie tworzenia się coraz większej przerwy, napięcie powrotne i w rezultacie napięcie całkowite są coraz większe.

Odrębnym przypadkiem jest łączenie baterii kondensatorów, jako szczególny (bardziej wymagający) rodzaj łączenia prądów pojemnościowych. W przypadku VCB może to wymagać zastosowania kontaktów o innej konstrukcji, niż dla wymagań standardowych.

c) Łączenie prądów o charakterze indukcyjnym

Obwody indukcyjne wprowadzają maksymalne przesunięcie fazy pomiędzy prądem i napięciem. Dla prądu o wartości bliskiej zeru, napięcie osiąga wartość maksymalną, co stwarza warunki do powstawania zapłonów (zerwanie przerwy łączeniowej bardzo krótko po przerwaniu prądu). Pojawiają się oscylacje napięcia spowodowane wpływem pojemności doziemnych na układ.

Rozróżnia się trzy kategorie łączeń obwodów o charakterze indukcyjnym (ze względu na wartość prądu):

  • Małe prądy indukcyjne (do kilku amperów), jak w przypadku łączenia nieobciążonych transformatorów;
  • Prądy o wartościach dziesiątek do setek amperów, jak w przypadku łączenia dławików kompensacyjnych;
  • Prądy o wartościach kilku do dziesiątek kiloamperów, jak w przypadku pieców łukowych lub rozruchu silników indukcyjnych.

Istotną kwestią z punktu widzenia konstrukcji wyłącznika, jest zjawisko ucięcia prądu (ang. „current chopping”). Obecnie prądy te, zarówno dla wyłączników SF6, jak i VCB, notuje się na poziomie < 5 A. Są one porównywalne dla obydwu rodzajów konstrukcji.

Zjawisko ucięcia prądu powoduje przepięcia w systemie WN i w wyłącznikach VCB zależy przede wszystkim od rodzaju materiału, z jakiego wykonane są styki oraz rodzaju konstrukcji samego wyłącznika, a tylko w niewielkim stopniu od równoległej pojemności systemu. Można przyjąć, że wyłączniki VCB i GCB są w równym stopniu czułe na zjawisko ucięcia prądu i generują przepięcia. Wartości prądów ucięcia dla wyłączników VCB nie różnią się pomiędzy rozwiązaniami jedno i dwu-przerwowymi.Kolejnym zjawiskiem ściśle związanym z łączeniem prądów o charakterze indukcyjnym, są wielokrotne ponowne zapłony związane z łączeniem małych prądów indukcyjnych.

Porównanie technologii VCB i GCB w tym względzie pokazuje, że obydwie konstrukcje mają tendencje do tworzenia ponownych zapłonów w trakcie operacji łączeniowych, a ich ilość jest większa dla VCB. Nie można więc wykluczyć, że przy wyłączaniu małych prądów indukcyjnych przepięcia mogą uzyskiwać wyższe wartości.

Wyłączniki próżniowe (VCB) mają doskonałą charakterystykę przerywania prądu oraz charakterystyki odtwarzania zdolności dielektrycznych, a także mogą przerywać prądy wysokiej częstotliwości, które wynikają z niestabilności łuku. Przerwanie prądów wysokiej częstotliwości prowadzi do wielokrotnych ponownych zapłonów podczas otwierania wyłączników. W pewnych warunkach sieciowych mogą wystąpić poważne podbicia napięcia, szczególnie w przypadku wyłącznika próżniowego używanego do wyłączania transformatorów, ze względu na ich prądy indukcyjne. Powstałe napięcia powrotne i przepięcia wysokiej częstotliwości powstają gdy VCB przejawia wielokrotne ponowne wzbudzenie prądów uciętych (wielkość prądu uciętego zależy od momentu rozłączenia kontaktów wyłącznika – im bliżej przejścia przez zero otwierają się styki, tym wyższy prąd ucięty).

Wielokrotne wzbudzanie prądów uciętych to szybkie przepięcia, które przebiegają wzdłuż linii (kabla) i docierają do urządzeń (np. zacisków transformatora). Z powodu różnej impedancji udaru na zaciskach ma miejsce odbijanie i pochłanianie fal. W związku z tym przebiegi napięciowe w określonym przedziale czasowym mogą mieć bardzo różną amplitudę i tempo wzrostu. Ich oscylacje zawierają szeroki zakres częstotliwości, tj. od kilku kHz do kilku MHz. Jest to zjawisko niepożądane, ponieważ może spowodować pogorszenie i uszkodzenie izolacji urządzeń elektrycznych.

Przepięcia generowane na stykach VCB podczas przerywania prądu w obwodzie mają inny charakter niż wytworzone w tych samych warunkach przez inne rodzaje wyłączników (powietrze, SF6, olej, itp.). Gdy styki wyłącznika otwierają się tuż przed przejściem przez zero, w określonych warunkach sieciowych wystąpią stany przejściowe o wysokiej częstotliwości. Po otwarciu styków VCB, wytrzymałość dielektryczna szczeliny próżniowej zwiększa się wraz z upływem czasu. Jeśli wzrost chwilowego napięcia powrotnego (TRV) jest szybszy niż wzrost wytrzymałości dielektrycznej, nastąpi ponowny zapłon. Dalsze zapłony będą się powtarzały do momentu, gdy wytrzymałość dielektryczna będzie większa niż wartość TRV.

Rys. 1. Typowe zjawisko pojawienia się prądu uciętego zachodzące w wyłączniku VCB 84 kV mierzone podczas operacji łączenia prądów indukcyjnych (200 A). [1]

Rys. 2. Łączenie wysoko częstotliwościowe oraz ponowny zapłon obserwowane na wyłączniku 84 kV VCB i 84 kV SF6 w trakcie testu łączenia małych prądów indukcyjnych. [1]

Instalacja i uruchomienie wyłącznika próżniowego (145 kV)

Jako miejsce instalacji przedmiotowego wyłącznika wskazano pole liniowe, w którym odnotowano największą liczbę zadziałań automatyki samoczynnego ponownego załączania (SPZ). Taka lokalizacja umożliwiała lepsze przetestowanie wyłącznika ze względu na ilość spodziewanych cykli łączeniowych.

Realizując założenia, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., przy współpracy z producentem podjęły prace polegające na próbnej instalacji wyłącznika próżniowego 145 kV wraz z niezbędnymi pracami dostosowawczymi w sierpniu 2015 r. Wykonane zostały z wynikiem pozytywnym wszystkie próby pomontażowe, podczas których wykonywano szereg czynności łączeniowych. W dniu 31.08.2015 r. z wynikiem pozytywnym dokonano komisyjnego odbioru prac związanych z instalacją wyłącznika próżniowego w polu rozdzielni 110 kV, umożliwiając tym samym rozpoczęcie programu pierwszego uruchomienia pola po modernizacji.

Dnia 01.09.2015 r. o godz. 03:03 podczas prób obciążeniowych wyłącznika VCB, doszło do eksplozji przekładnika prądowo-napięciowego w izolacji 123 kV na fazie L2, poprzedzonego samoczynnym zamknięciem bieguna fazy L3 wyłącznika VCB.

Analiza przeprowadzona później pozwala na sformułowanie następujących przyczyn awarii. Podczas prowadzonej próby napięciowej (podanie napięcia na pole do otwartego odłącznika liniowego) obciążenie wyłącznika miało charakter indukcyjny o bardzo małych wartościach prądu. Na podstawie analizy zjawisk zachodzących w komorze próżniowej, można założyć, że w momencie wyłączenia, kiedy prąd osiąga wartość prądu uciętego, łuk w VCB staje się niestabilny i gasnący. W tym momencie prąd gwałtownie spada do zera, styki wyłącznika zostają otwarte (wraz z powstaniem przejściowego przepięcia). Ze względu na liczne pobudzenia liczydeł licznika zadziałań ogranicznika przepięć fazy L2 (ok. 230 pobudzeń), można wnioskować, że największe przepięcia zostały wygenerowane w tej fazie. W pozostałych fazach najprawdopodobniej rozwinęły się również prądy wysokiej częstotliwości, które poprzez sprzężenie pojemnościowe pomiędzy fazami nałożone na prąd częstotliwościowy fazy L2 dodatkowo wpłynęły na wartość prądu wysokiej częstotliwości tej fazy. Indukowane przepięcie na stykach wyłącznika prowadziły do przepływu przez izolację dużych prądów (poprzez ekrany sterujące). Po wielu cyklach skutkowało to zainicjowaniem uszkodzenia izolacji w części napięciowej przekładnika (np. wskutek utraty połączenia cewki uzwojenia pierwotnego z wyprowadzonym ekranem sterującym rozkładem pola). Zainstalowany ogranicznik przepięć skutecznie chronił aparaturę przed uszkodzeniem od przepięć przy częstotliwości sieciowej, lecz nie ochronił urządzeń przed przepięciami częstotliwości rzędu kHz ÷ MHz.

W następstwie eksplozji przekładnika, górna część uszkodzonego przekładnika przemieściła się w kierunku oszynowania tego pola, co spowodowało wystąpienie zwarcia 2-fazowego z ziemią w obrębie systemu I A i powstania pożaru. Po zadziałaniu zabezpieczeń oraz wyłączeniu spod napięcia systemu I A szyn zbiorczych, doszło do przeskoku napięcia na system I A z pozostającego pod napięciem sąsiedniego pola, przyłączonego do systemu II szyn zbiorczych R 110 kV. Doprowadziło to do powstania zwarcia 2-fazowego w obrębie II systemu szyn zbiorczych 110 kV, które następnie przekształciło się w zwarcie 2-fazowe z udziałem ziemi.

Podczas szczegółowej rewizji bieguna w fabryce ustalono, że bezpośrednią przyczyną samoczynnego zamknięcia bieguna fazy L3 podczas przeprowadzanych prób, było urwanie cięgna izolacyjnego w okolicy śrubunku. Przeprowadzone testy RTG nie potwierdziły wady materiałowej. Najbardziej prawdopodobną przyczyną uszkodzenia mechanicznego drążka izolacyjnego był wadliwy montaż (dokręcanie siłą niezgodną ze wskazaną w dokumentacji technicznej, bez użycia klucza dynamometrycznego), co spowodowało mikropęknięcia w strukturze materiału. Po przeprowadzeniu kilkunastu operacji łączeniowych podczas testów wyłącznika przed załączeniem, powyższe uszkodzenie rozwinęło się do trwałego uszkodzenia mechanicznego.

Przeprowadzone szczegółowe obliczenia techniczne przy udziale producentów wyłącznika i przekładnika oraz instytucji naukowych, na podstawie dostępnych danych, wykluczyły możliwość powstania zjawiska ferrorezonansu.

Uszkodzony wyłącznik został wymieniony przez producenta, na nowy tego samego typu. Zainstalowano komplet przekładników prądowo-napięciowych innej konstrukcji. Odbudowano pozostałe uszkodzone elementy pola. Wykonano pełen zakres prób i sprawdzeń pomontażowych. Z wynikiem pozytywnym, w dniu 24.11.2015 r. dokonano komisyjnego odbioru prac, przed rozpoczęciem programu uruchomienia.

W trakcie realizacji programu załączenia, po zakończeniu próby napięciowej, a w trakcie realizacji próby obciążeniowej, stwierdzono niepoprawne wyłączenie wyłącznika na fazie L1. Pomiary diagnostyczne wykonane 25.11.2015 r. wykazały niedopuszczalnie wysoką wartość rezystancji zamkniętych styków głównych bieguna A (wart. max. 1462 µΩ). Podjęto decyzję o wymianie uszkodzonej kolumny fazy L1. Została ona wymieniona w dn. 14.12.2015 r. i przeszła pozytywnie pomiary diagnostyczne. Próby napięciowe i obciążeniowe przeprowadzono z wynikiem pozytywnym w dn. 11.01.2016 r.

Przyczyną uszkodzenia bieguna wyłącznika w dniu 25.11.2015 r. było uszkodzenie mieszka styku ruchomego komory próżniowej (utrata próżni) wskutek nieprawidłowo przeprowadzonego w fabryce procesu zalewania komory silikonem.

Niezastosowanie się do opisanej w procesie technologicznym technologii zalewania komory próżniowej silikonem oraz okresowej wymiany uszczelnień w formie, spowodował przedostanie się silikonu do mieszka, co doprowadziło do jego niesymetrycznej pracy, pęknięcia i utraty próżni. Ponadto, operator procesu zalewania zatuszował powstałą nieprawidłowość.

Od momentu uruchomieniu wyłącznika w dniu 11.01.2016 r. miało miejsce pięć operacji SPZ w cyklach WZW. Nie odnotowano żadnych problemów z wyłącznikiem. Ponadto w dn. 22.02.2017 r. wykonana została diagnostyka kontrolna wyłącznika w pełnym zakresie (jak dla prób pomontażowych). Stan techniczny badanego wyłącznika nie budził zastrzeżeń.

Zdjęcie 2. Widok uszkodzeń aparatury w polu rozdzielni 110 kV.

Zdjęcie 3. Widok uszkodzonej części napięciowe przekładnika.

Zdjęcie 4. Wyłącznik VCB przed rewizją bieguna w fabryce.

Zdjęcie 5. Widok uszkodzonego cięgna napędowego wyłącznika VCB.

Zdjęcie 6. Wyłącznik VCB – uszkodzony mieszek styku ruchomego

Zdjęcie 7. Komora próżniowa wyłącznika.

Wnioski końcowe

  • Stwierdzone przypadki uszkodzeń bieguna podczas realizacji programu uruchomienia wynikały bezpośrednio z nienależytej jakości montażu w fabryce i nie stosowania się do zapisów dokumentacji technicznej oraz technologii wykonywania poszczególnych prac.
  • Zgodnie z informacjami przekazanymi przez producenta wyłącznika do końca 2015 r. wyprodukowane zostało ponad dwadzieścia wyłączników na napięcie 145 kV z komorami próżniowymi jedno-przerwowymi, a samych komór tej konstrukcji zainstalowano ponad 200, głównie na rynku azjatyckim.
  • Nie potwierdzono bezpośredniego związku uszkodzenia cięgna izolacyjnego bieguna z uszkodzeniem przekładnika. Zgodnie z założoną teorią, zakłócenie mogło być spowodowane przepięciami wysokiej częstotliwości spowodowane ponownymi zapłonami podczas procesu wyłączania bardzo małych prądów.
  • Zastosowanie technologii próżniowej jest ciekawą alternatywą dla wyłączników z izolacją gazową. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. są zainteresowanie rozwojem tej technologii i kontunuowaniem pracy badawczo – rozwojowej w tym zakresie, uwzględniając wnioski wyciągnięte po instalacji pierwszego wyłącznika z komorami próżniowymi.
  • Wyzwanie wciąż stanowi budowa wyłączników WN z komorami próżniowymi o prądach znamionowych powyżej 2500 A. Wynika to przede wszystkim z problemem generacji i odprowadzanie ciepła przez strukturę styków oraz ograniczonej możliwości jego przewodzenia przez mechanizm rozłączający.
  • Nie opracowano dotychczas praktycznych rozwiązań umożliwiających kontrolę stopnia próżni w warunkach normalnej eksploatacji.
  • Wyłącznik próżniowy wysokonapięciowy powyżej 145 kV może potrzebować więcej niż jednej przerwy łączeniowej połączonej w szereg; w technologii SF6 od 1994 stosowane są wyłączniki jedno-przerwowe na napięcia do 550 kV. Są one w powszechnym użyciu w wielu krajach (w PSE S.A. dominują wyłączniki
    dwu-przerwowe).
  • Emisja promieniowania rentgenowskiego (ang. „X-Ray emmision”) z wyłącznika próżniowego na napięcie do 145 kV mieści się w normie i wynosi 5 μSv/h.
  • Nie do końca zostały poznane możliwości wyłączników próżniowych zastosowanych do łączenia obwodów indukcyjnych (dławiki) i pojemnościowych (baterie kondensatorów). Charakterystyka działania tego wyłącznika wprowadza dodatkowe zjawiska, nieznane dla wyłączników stosowanych dotychczas, które wymagają dodatkowych badań.

Literatura:

The Impact of the Application of Vacuum Switchgear at Transmission Voltages; CIGRE Working Group A3.27, July 2014.

Piotr Mański, Wyłącznik próżniowy – stadium wykonalności i możliwości zastosowania w sieciach NN iWN. Raport z realizacji pracy badawczo rozwojowej, 2018 r.

Protokół Komisji Badania Zakłócenia związany z awarią wyłącznika próżniowego 145 kV, Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., luty 2016 r.

M.S. El-Bages, M.A. Abd-Allah, T. Elyan, Sh. Hussein, Overvoltage Transient Analysis of Vacuum Circuit Breaker Switched Arc Furnace Installation; Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering at Ahoubra Benha University, September 2015 r.

Maciej Lechman, Piotr Mański
Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A.

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top