Powrót na stroę główną
E-mail do autora
Część 1 (rozdziały: 1 i 2)

ROZDZIAŁ
[Rozmiar: 1603 bajtów] [Rozmiar: 904 bajtów]
1. DLACZEGO SF6? RYS HISTORYCZNY























































































[Rozmiar: 28422 bajtów]

We wczesnych latach siedemdziesiątych czołowe firmy aparatowe na świecie rozwinęły produkcję wysokonapięciowych rozdzielnic osłoniętych z izolacją w postaci sześciofluorku siarki (SF6 - dalej dla wygody SF6!), oraz wysokonapięciowych wyłączników, w których ten gaz stanowił medium gaszące łuk elektryczny. Póżniej nastąpił szybki rozwój tej techniki aparatowej, co można tłumaczyć ogromnymi możliwościami jakie otworzyły się przed konstruktorami aparatów elektrycznych po wykryciu doskonałych własności SF6. Konstruktorzy dawno próbowali budować prefabrykowane rozdzielnice osłonięte najwyższych napięć (pow. 110 kV) na wzór rozdzielnic osłoniętych na niskie (do 1 kV) i średniego napięcia (poniżej 110 kV). Próby budowy rozdzielnic osłoniętych z izolacją stałą (żywice), olejową lub ze sprężonym powietrzem nie dawały zadowalających rezultatów. Prefabrykowane elementy rozdzielnic z izolacja stałą o wymaganej wytrzymałości dielektrycznej były ciężkie i zawodne, wskutek pęknięć odlewów żywicznych o dużej objętości. Rozdzielnice z izolacją olejową były niebezpieczne pod względem wybuchowym i pożarowym i również ciężkie.

Rozdzielnica z izolacją w postaci sprężonego powietrza była w próbnej eksploatacji, ale i ta technika nie znalazła szerszego zastosowania z racji konieczności stosowania wysokiego ciśnienia (ok. 6 MPa) i związaną z tym potrzebą obudów o wielkiej wytrzymałości mechanicznej. Dopiero kombinacja izolacji stałej jako elementów wsporczych, oraz izolacji gazowej (SF6) jako izolacji głównej, spełniła oczekiwania konstruktorów i umożliwiła powszechne budowanie rozdzielnic małogabarytowych na najwyższe i średnie napięcia, w których szyny zbiorcze i wszystkie aparaty zostały zamknięte w szczelnych osłonach metalowych. Rozdzielnice z SF6 zajmują powierzchnię 10-20 krotnie mniejszą od rozdzielnic konwencjonalnych. Różnica zajmowanych objętości jest jeszcze większa – co ma szczególne znaczenie przy potrzebie budowy rozdzielnicy halowej. Dla rozdzielnic z SF6 jest obojętne czy atmosfera jest chemicznie zanieczyszczona, zakurzona, zawierająca sole lub mgłę kwaśną. Niegrożne są dla nich wyładowania atmosferyczne. Są bezpieczne pod względem wybuchowym i pożarowym. Obsługa i konserwacja tych rozdzielnic jest uproszczona z racji stosowania bezpiecznych, uziemionych osłon torów prądowych, oraz wielu systemów technicznych bezpieczeństwa.

Pomimo eksploatowania na świecie dużej liczby rozdzielnic osłoniętych z SF6 to w literaturze nie było informacji o poważniejszych awariach, które spowodowałyby śmierć lub poważne obrażenia personelu. Duże bezpieczeństwo obsługi rozdzielnic z SF6 wynika stąd, że ten typ urządzeń może pracować bez obsługi, części pod wysokim napięciem są niedostępne. Zatrucia personelu produktami rozpadu SF6 są w praktyce mało prawdopodobne, głównie z powodu niewielkiego stężenia związków toksycznych, łatwości stwierdzenia ich obecności po zapachu i naturalnemu odruchowi personelu opuszczenia pomieszczenia w przypadku awarii polegającej na gwałtownym rozszczelnieniu obudowy. Awaryjność rozdzielnic osłoniętych z SF6 jest znacznie mniejsza niż rozdzielnic otwartych. Literatura przedmiotu podaje, że względna liczba poważniejszych uszkodzeń w rozdzielnicach osłoniętych jest około sześciokrotnie mniejsza od analogicznych danych rozdzielnic konwencjonalnych. Rozdzielnice osłonięte stwarzają również znacznie mniej kłopotów eksploatacyjnych niż rozdzielnice tradycyjne.

Przy czym niesprawności rozdzielnic z SF6 można podzielić na dwie grupy: niesprawności tego samego rodzaju, co rozdzielnic konwencjonalnych, tzn. niezależnych od rozwiązań (np. uszkodzenie mechaniczne napędu aparatu lub sterowania) i niesprawności charakterystyczne dla rozdzielnic osłoniętych z SF6 (np. elementów izolacji stałej, rozszczelnienie obudów itp.). Częstość występowania niesprawności pierwszego rodzaju jest mniej więcej zbliżona w obu typach rozdzielnic. Natomiast z dostępnych statystyk uszkodzeń (literatura), specyficznych dla rozdzielnic izolowanych gazem wynika, że względne liczby niesprawności są bardzo niskie. Jednak należy wziąć pod uwagę, że usunięcie uszkodzenia w tym typie rozdzielnicy może okazać się trudne i trwać na tyle długo, że porównanie wskażników awaryjności będzie mniej korzystne. Musimy pamiętać, że wystąpienie awarii w rozdzielnicy z SF6 ma znacznie poważniejsze konsekwencje dla ruchu systemu energetycznego niż w stacjach konwencjonalnych. Bardziej skomplikowany demontaż, naprawa i ponowny montaż powodują, że czas do ponownego włączenia do ruchu jest stosunkowo długi.

Szczególnie grożne w skutkach i powodujące długie przerwy w ruchu są awarie spowodowane zwarciem wewnętrznym i wynikającym z niego łukiem pomiędzy torem prądowym a obudową. Powstaje wówczas gwałtowny wzrost ciśnienia gazu w obudowie, rozładowywany przez zadziałanie membrany zabezpieczającej lub otwór wytopiony w osłonie. Po takiej awarii (zdarzającej się bardzo rzadko) niezbędna jest wymiana elementów rozdzielnicy, z wszystkimi towarzyszącymi zabiegami, co powoduje długą przerwę w pracy pola. W pierwszych rozwiązaniach rozdzielnic osłoniętych z SF6, ze względu na brak pewności co do uszczelnień, stosowano urządzenia do samoczynnego dopełniania gazem w przypadku ubytków poniżej wyznaczonego poziomu. Szybko jednak rozwiązania konstrukcyjne i zastosowane systemy uszczelnień zapewniły dostateczną szczelność, co pozwoliło na zrezygnowanie z samoczynnego dopełniania. Obecnie firmy zapewniają roczne ubytki gazu nie przekraczające 1%, a niektóre nawet mniejsze (0,5%, 0,1%). Pierwsze rozdzielnice osłonięte z SF6 zaczęły pojawiać się na świecie od roku 1965.

Już do roku 1974 wszyscy producenci, których liczbę można było oceniać na 20-25 firm, wyprodukowali około 2000 pól. Początkowo wysokie ceny hamowały popyt na tego rodzaju urządzenia rozdzielcze (cena nowości, koszt badań). W póżniejszych latach łączne koszty inwestycji rozdzielnic z SF6 były już konkurencyjne w porównaniu do rozwiązań konwencjonalnych (halowych). Inwestorzy uwzględniali zmniejszenie kosztów zajmowanego terenu i możliwości architektonicznego dopasowania obiektu do otaczającej zabudowy w miastach lub terenów zakładów przemysłowych. Rozdzielnica z SF6, przy zastosowaniu linii kablowych, może być instalowana w podziemiach budynków, pod skwerami lub placami. Ten rodzaj urządzeń skraca czas montażu na miejscu zainstalowania, gdyż rozdzielnica jest dostarczana w dużych zestawach (np. pola). Obniżają się wyrażnie koszty eksploatacji dzięki ograniczeniu zabiegów konserwacyjnych, przeglądów i liczby obsługi, oraz dzięki zwiększeniu w dużym stopniu niezawodności działania urządzeń elektroenergetycznych. Dynamiczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną wymaga rozbudowy sieci energetycznych i zmusza do wprowadzenia linii najwyższych napięć w głąb miast i zakładów przemysłowych.

W wielu przypadkach rozdzielnice osłonięte z izolacją SF6 są jedynym możliwym rozwiązaniem przy napięciu 123 kV i wyższym w konkretnych warunkach zabudowy (więcej o rozdzielnicach w rozdziale 6). Równolegle z postępem w dziedzinie techniki izolowania sześciofluorkiem siarki i budowy rozdzielnic izolowanych tym gazem postępowały prace nad wykorzystaniem SF6 w wyłącznikach do gaszenia łuku elektrycznego. Trudno spodziewać się, aby wykryto w najbliższych latach lepszy gaz do zastosowania w aparatach elektrycznych jako medium gaszące łuk elektryczny niż sześciofluorek siarki. Przy zastosowaniu SF6 znacznie upraszcza się konstrukcja wyłączników w porównaniu do pneumatycznych i małoolejowych. Równocześnie aparat ten ma zwiększoną niezawodność i wydłużony okres eksploatacji. Charakterystycznym dla SF6 jest to, że przy wyłączaniu nawet małych prądów w atmosferze tego gazu, nie ma gwałtownego „zrywania łuku”, a tym samym nie ma niebezpiecznych przepięć. Korzystnym zjawiskiem jest też szybki wzrost wytrzymałości elektrycznej przerwy po zgaszeniu łuku w SF6 i tym samym możliwość przerywania obwodu przy dużych stromościach napięcia powrotnego.

Ważną zaletą SF6 jest to, że niezbędne ciśnienie gazu do gaszenia łuku wysokonapięciowego nie musi być tak duże jak w wyłącznikach pneumatycznych. Stąd możliwość stosowania wyłączników samosprężnych lub samogenerujących ciśnienie w obszarze łuku. Komory gaszeniowe mają stosunkowo prostą konstrukcję (więcej o wyłącznikach w rozdziale 7). Niestety technika SF6 ma też wady. Gaz SF6 jest droższy niż sprężone powietrze, wymaga osłon o dużo większej szczelności. Powoduje pewne trudności przy napełnianiu urządzenia (wysoka próżnia). Wybór materiałów izolacyjnych i konstrukcyjnych do wyłączników utrudnia agresywność produktów rozpadu gazu pod działaniem łuku elektrycznego i ich związków. W wyłączniku tworzą się związki toksyczne stwarzające zagrożenie dla ludzi – zwłaszcza podczas remontów i demontażu. Ostatnia wada powoduje, że technika SF6 nie może być uważana za całkowicie bezpieczną. Ale też nie powinna być nadmiernie eksponowana i szczególnie podkreślana przez przeciwników tej techniki. Eksploatacja urządzeń elektroenergetycznych z sześciofluorkiem siarki wymaga stosowania niezbędnych zabezpieczeń ogólnych i indywidualnych, co jest m.in. treścią niniejszej broszurki.

Zainteresowanie tą techniką w Polsce zostało zapoczątkowane na początku lat siedemdziesiątych w Instytucie Elektrotechniki. Podjęte badania i prace konstruktorskie doprowadziły do zainstalowania do badań eksploatacyjnych (stacja elektroenergetyczna w Sulejówku) jednopolowej rozdzielnicy na napięcie 123 kV i prąd ciągły 1250A, z wyłącznikiem o prądzie wyłączalnym 25 kA. Do próbnej eksploatacji zainstalowano też dwa wyłączniki napowietrzne 123 kV (Mory, Gdańsk). Póżniej opracowano, wykonano i przeprowadzono badania laboratoryjne prototypu wyłącznika 123 kV o prądzie wyłączalnym 31,5 kA. Wykonana została też w Instytucie Elektrotechniki, na zamówienie Energetyki, prototypowa rozdzielnica pięciopolowa na napięcie 123 kV – ale do jej zainstalowania nie doszło. W Polsce nastawiono się na produkcję wyłącznika licencyjnego (EDF) i zakup rozdzielnic producentów zagranicznych. Wieloletnie prace badawcze i konstruktorskie realizowane w Instytucie Elektrotechniki procentowały jedynie zdobytym bogatym doświadczeniem w zakresie techniki SF6.

Rosnąca liczba instalowanych w kraju pól rozdzielnic osłoniętych, oraz wyłączników średnio- i wysokonapięciowych sprawia, że jest konieczna edukacja obsługi tych urządzeń w zakresie bezpiecznej pracy i prawidłowej eksploatacji. Długoletnie doświadczenia ze stosowaniem SF6 w urządzeniach rozdzielczych pokazały, że nie ma poważnego zagrożenia dla ludzi, wszakże pod warunkiem, iż są podejmowane odpowiednie środki ostrożności, oraz są przestrzegane ustalone procedury postępowania w całym zakresie eksploatacji i likwidacji urządzeń. Personel pracujący z SF6 musi być bardzo szczegółowo zapoznany z właściwościami produktów rozpadu gazu, być świadomy zagrożenia dla zdrowia i powiadomiony o niezbędnych środkach bezpieczeństwa, które należy podjąć, aby ryzyko było ograniczone do minimum.





ROZDZIAŁ
[Rozmiar: 1603 bajtów] [Rozmiar: 904 bajtów]
2. SZEŚCIOFLUOREK SIARKI W STANIE DOSTAWY; WŁAŚCIWOSCI CHEMICZNE
i FIZYCZNE SF6

[Rozmiar: 23755 bajtów]





































































































































Według Encyklopedii Chemii sześciofluorek siarki (SF6) jest gazem syntetycznym, otrzymywanym przez działanie gazowym fluorem na siarkę.

Produkcja SF6
Cząsteczka ma kształt oktaedryczny (ośmiościenny) z sześcioma atomami fluoru w wierzchołkach i atomem siarki w środku. Siarka w tym związku ma największą wartościowość. Ta struktura jest przyczyną niezwykłej stabilności gazu i jego wyjątkowo dużej bezwładności chemicznej, gdyż do jego rozpadu potrzeba znacznej energii. Rozpad SF6 pod wpływem temperatury zaczyna się w zasadzie dopiero przy około 5000C. Jednak w obecności niektórych metali, a zwłaszcza metali i ich stopów zawierających krzem, rozkład może następować już w temperaturze 180-2000C. Trudno rozpuszcza się w wodzie, nieco łatwiej w alkoholu. Czysty gaz nie reaguje z wodorem ani z metalami, a z tlenem jedynie w obecności wyładowań elektrycznych. Jest gazem bezbarwnym, nietrującym, bez zapachu i niepalnym. Przeprowadzone doświadczenia ze szczurami, umieszczonymi w mieszaninie 80% SF6 i 20% tlenu wykazały, że po 24 godzinach zwierzęta nie objawiały żadnych zmian fizjologicznych.

Według publikacji 376 CEI z 1971 r.(również PN-87/E-29-10) normującej odbiór świeżego gazu, wprowadzono próbę biologiczną, przy której myszy są umieszczane na 24 godziny w atmosferze, w której azot powietrza zastąpiono SF6. Brak objawów zatrucia u myszy świadczy o braku toksycznych domieszek, które mogłyby się pojawić w produkcji. Ciężar cząsteczkowy SF6 wynosi 146,06 a gęstość przy temperaturze 200C i ciśnieniu 1 bara jest 6,16 g/l, czyli około 5 razy więcej niż gęstość powietrza. Jest to więc jeden z najcięższych znanych gazów.
Własności termodynamiczne SF6 wynikają z wykresu Moliera. Punkt krytyczny SF6 jest przy ciśnienieniu 37,46 barów i temperaturze 45,580C, co pozwala na jego skraplanie przez sprężanie do transportu i przechowywania. Zastosowanie SF6 w aparatach elektroenergetycznych wynika z jego doskonałych właściwości elektrycznych. Wiadomo, że wytrzymałość elektryczna gazów zależy od wielu czynników: drogi swobodnej cząsteczki, jej przekroju czynnego, powstających zderzeń niesprężystych i zdolności wiązania elektronów przy tych zderzeniach i magazynowania ich energii. Gazy elektroujemne, jak SF6, mają zdolność wiązania elektronów przez tworzenie jonów ujemnych, co znacznie zwiększa ich wytrzymałość elektryczną (spowalnianie ruchliwych elektronów).

Wytrzymałość elektryczna SF6 przekracza 1,8 – 3,0 razy wytrzymałość powietrza w zależności od warunków wykonania próby. W polu jednorodnym jest ok. 2,4 razy większa. Przy ciśnieniu ok. 3 barów SF6 osiąga 75% wytrzymałości oleju izolacyjnego w przypadku pola jednorodnego, a przy polu niejednorodnym może nawet wykazywać lepsze niż olej właściwości izolacyjne [1]. Warto wiedzieć, że przy niesymetrii pola i napięciu przemiennym występuje w zależności od ciśnienia gazu pewne maksimum wytrzymałości przy określonym ciśnieniu, zwanym krytycznym, potem wytrzymałość dość gwałtownie spada, ulegając następnie powolnemu wzrostowi ze wzrostem ciśnienia. Wpływ zjawiska daje się wyrażniej stwierdzić przy większych odstępach elektrod. Wynika stąd, że wzrost ciśnienia gazu niekoniecznie oznacza wzrost wytrzymałości elektrycznej przy danym odstępie elektrod - podobne zjawisko zachodzi przy odpowiedniej zmianie układu elektrod. Sześciofluorek siarki nie może stanowić jedynego materiału izolacyjnego zastosowanego w rozdzielnicy czy wyłączniku - izolatory wsporcze i przepustowe muszą być wykonane ze stałych materiałów izolacyjnych.

Materiały te pracują w atmosferze SF6, a więc istotną sprawą jest poznanie wpływu SF6 na stałe materiały izolacyjne. Oczywiście trzeba tu rozróżnić wymagania stawiane materiałom izolacyjnym naprężanym tylko napięciowo w atmosferze czystego SF6, np. izolatorom szyn zbiorczych, a materiałom pracującym w komorach gaszeniowych, narażonym dodatkowo na działanie produktów rozpadu SF6. Szczególnie istotna jest wytrzymałość powierzchniowa tych izolatorów w atmosferze SF6. Wiadomo, że większość wytwórców używa na izolatory żywic epoksydowych ze specjalnymi wypełniaczami. Ten materiał spełnia całkowicie wymagania wytrzymałości elektrycznej i mechanicznej. Badania próbek pokrytych warstwą tworzywa zawierającego związki fluoru (zwanego teflonem) wykazały znaczne powiększenie napięcia wyładowania powierzchniowego w gazie. Istnieje jednak szereg innych materiałów izolacyjnych, które mogą stykać się z SF6 w urządzeniach elektrycznych. Materiały te mogą wykazywać dość znaczne różnice własności zależnie od producenta, nawet przy bardzo zbliżonym składzie, dlatego też można uznać, że każdy stały materiał izolacyjny, który zamierza się zastosować w urządzeniach z SF6 musi być poddany badaniom (uwaga dotyczy np. remontów).

Wiele badań przeprowadzono dla ustalenia zdolności przenoszenia ciepła w SF6. Zagadnienie jest o tyle interesujące, że ciepło właściwe (molowe) SF6 jest mniejsze niż powietrza, jednak na jednostkę objętości gazu jest ono 3,7 razy większe niż ciepło właściwe powietrza. Przewodność cieplna SF6 wynosząca 1,26×10-4W/cm×K jest przeszło dwukrotnie mniejsza niż przewodność cieplna powietrza (2,86×10-4W/cm×K), jednak przy uwzględnieniu konwekcji zdolność przenoszenia ciepła przez SF6 charakteryzująca się współczynnikiem przenoszenia ciepła, jest większa niż odpowiednia zdolność powietrza i zbliża się do wartości osiąganych przy helu lub wodorze. Wynika stąd możliwość powiększenia gęstości prądu w przewodniku (np. szyny zbiorcze) znajdującym się w atmosferze SF6 w stosunku do gęstości w przewodniku w powietrzu. Odrębne zagadnienie stanowi przewodność cieplna SF6 przy wysokich temperaturach, tzn. podczas gaszenia łuku elektrycznego. Autorzy badań, opierając się na tym, że dysocjacja SF6 przebiega szczególnie intensywnie w temperaturze 2000-2100 K i kończy się praktycznie przy ok. 4000 K, a zatem przy tej temperaturze SF6 jest zdysocjowany na F i S przy niewielkiej części związków dwuatomowych, są zdania, że w tych warunkach można przyjąć stosunek ciepła właściwego i przewodności cieplnej jako stały.

Badania wykonywane w tych warunkach wykazały, że w SF6 jest intensywne odprowadzanie ciepła z łuku, co prowadzi do zmniejszenia jego średnicy i wzrostu rezystancji łuku [2]. Zastosowanie SF6 w komorach gaszeniowych wyłączników jest związane z wyjątkowo dobrymi właściwościami tego gazu jako medium gaszące łuk elektryczny. Już pierwsze próby (1954 r., USA) wykazały, że przy swobodnym wyłączaniu prądu, zdolność gaszenia w SF6 przekracza około stukrotnie zdolność gaszenia w powietrzu. Wiadomo, że wyłączanie prądu przemiennego, zwłaszcza przy małym współczynniku mocy, zależy znacznie bardziej od szybkości narastania wytrzymałości przerwy połukowej, niż od wytrzymałości elektrycznej zimnego gazu. Szybkość narastania wytrzymałości przerwy, tzn. szybkość dejonizacji kolumny połukowej, zależy od parametrów cieplnych i elektrycznych plazmy. Istotne są zwłaszcza: przewodność cieplna i rozkład temperatury w łuku, warunki dysocjacji, spadek napięcia, mocy i energii łuku, a wreszcie stała czasowa łuku. Badania łączeniowe w SF6 wykazują walory tego gazu z punktu widzenia wymienionych cech. Podstawowe własności gaszeniowe SF6 są związane z przebiegiem dysocjacji tego gazu.

Dysocjacja zaczyna się przy stosunkowo niskich temperaturach ok. 2000 K i przebiega „na raty” przy zmiennych energiach jonizacji, a jednocześnie przy spadku temperatury następuje bardzo szybki wzrost wytrzymałości elektrycznej. Battaglia [2] następująco ujmuje zjawiska gaszenia łuku. Dobrze gaśnie łuk w gazach, w których mogą nastąpić gwałtowne spadki temperatury w kolumnie połukowej, prowadzące do temperatur mniejszych od tej, przy której gęstość elektronów wynosi 109/cm3. Temperatura ta, nazwana temperaturą gaszenia, jest rzędu 3000 K. Rdzeń łuku powstaje wówczas, gdy temperatura łuku przewyższa temperaturę dysocjacji cząsteczek gazu, a więc dobre własności gaszeniowe przejawiają gazy, których temperatura dysocjacji jest niższa od temperatury gaszenia. W tych przypadkach temperatura łuku poza rdzeniem jest niższa od 3000 K. Rdzeń gwałtownie zanika przy zgaśnięciu łuku, kolumna połukowa ma temperaturę mniejszą niż 3000 K, a gęstość elektronów zmniejsza się tak dalece, że ponowny zapłon nie może nastąpić. W SF6 rdzeń łuku przewodzi praktycznie cały prąd; poza rdzeniem panują temperatury, przy których gęstość elektronów, a więc i przewodność elektryczna są bardzo małe.

Temperatura dysocjacji SF6 leży poniżej 3000 K, stała czasowa łuku jest bardzo mała, a więc gaz ten musi mieć dobre własności gaszeniowe. Ponieważ SF6 jest gazem elektroujemnym, należy dodatkowo uwzględnić, że wobec wiązania swobodnych elektronów z cząsteczkami SF6, gęstość elektronów będzie mniejsza, niż wynika to jedynie z zależności temperaturowych. Wpływ ten jest w przybliżeniu równoważny z wpływem, który wywarłoby obniżenie temperatury gazu o 500 K. Za wielką zaletę SF6 jest uważane zanikanie rdzenia łuku dopiero przy przejściu prądu przez zero i trudność wcześniejszego zniszczenia rdzenia przez zewnętrzne oddziaływanie. Rozpad kolumny łukowej w SF6 jest bardzo gwałtowny dopiero na 6 – 7 ms przed przejściem prądu przez zero. Stanowi to o przewadze wyłączania w SF6 nad wyłączaniem w powietrzu i próżni – w SF6 nie ma praktycznie przepięć nawet przy wyłączaniu małych prądów (indukcyjnych i pojemnościowych). Małą energię łuku przy zanikającym prądzie można wytłumaczyć niewielką temperaturą rekombinacji, co pokrywa utratę przewodności elektrycznej w dość dużym zasięgu poniżej 2000 K, w którym następuje ponowne związanie z fluorem dotychczas wolnych, łatwo jonizujących się atomów siarki.

W zakresie temperatur leżących poniżej wartości, przy których zachodzi dysocjacja SF6 można uznać ten gaz za niemal idealne środowisko gaszeniowe. Oczywiście znakomicie zwiększa zdolność gaszenia łuku podmuch gazu. To że w SF6 łuk ma zwartą budowę rdzenia nawet przy gwałtownym spadku prądu interpretuje się w ten sposób, że w procesie rozpadu główną rolę odgrywają nie zjawiska termodyfuzyjne, a bardzo krótko trwający lawinowy proces powstawania w chłodzonej plazmie mało ruchliwych ujemnych jonów. Dodatkową zaletą SF6 jest mała prędkość dĄwięku – 136 m/s (znacznie mniejsza niż w powietrzu). Stąd minimalna prędkość przepływu gaszenia w dyszy naddżwiękowej jest dużo mniejsza deformacja łuku niż w powietrzu. Podstawową deformacją powstającą wskutek przepływu SF6 jest zmniejszenie średnicy kolumny łukowej w pobliżu przejścia prądu przez zero, dzięki czemu straty spowodowane dyfuzją osiągają wartość umożliwiającą zgaszenie łuku [11]. Należy pamiętać, że na prawidłową pracę urządzeń elektroenergetycznych – zwłaszcza wyłączników, ma wpływ jakość gazu. Gaz w stanie dostawy musi spełniać określone wymagania pod względem zawartości zanieczyszczeń (tablica 1), gdyż te mają wpływ na właściwości gazu.

Zanieczyszczenia w gazie muszą być ograniczone do takich ilości, aby pojedynczo lub łącznie nie stanowiły zagrożenia dla funkcjonowania urządzenia, w którym gaz ma być zastosowany. Na przykład woda (wilgoć), zanieczyszczenia kwaśne i tlen (gdy występują łącznie) mogą wywoływać korozję elementów, prowadzącą do niewłaściwego funkcjonowania urządzenia. Woda w obecności zanieczyszczeń kwaśnych może ulegać kondensacji w niskiej temperaturze i przy wysokim ciśnieniu pracy, co może zagrozić bezpieczeństwu pracy urządzenia pod względem elektrycznym. Ogólnie stopień zanieczyszczeń gazu ma wpływ na ilość i rodzaj wtórnych związków chemicznych tworzących się w czasie termicznego rozpadu SF6 (np. po wystąpieniu łuku).
Wydaje się oczywistym zalecenie, aby w eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych z SF6 zapewnić napełnianie i dopełnianie gazem o sprawdzonej jakości – najlepiej od jednego dostawcy. Zapewnienie dostaw gazu od tego samego dostawcy ułatwia gospodarkę butlami do gazu.

Tab. 1. Największe dopuszczalne ilości zanieczyszczeń świeżego SF6 [40].
   Rodzaj lub grupa zanieczyszczeń
Największa zawartość w stosunku
do mas
 CF4
 CF4O2 + N2, powietrze
 H2O
 Kwasy wyrażone w HF
 Fluorki rozpuszczalne wyrażone w HF
 Zawartość oleju
 0,05% (500 ppmm*)
 0,05% (500 ppmm)
 15 ppmm
 0,3 ppmm
 1,0 ppmm
 10 ppmm
  *) ppm – parts per million (m masy,)
 tzn. liczba części na milion części


Choć objętości butli gazowych są znormalizowane: 3, 5,10, 40 litrów, a zalecane dla odbiorców SF6 są butle 10 i 40 litrowe, to trzeba się liczyć z faktem różnej konstrukcji butli stosowanych przez różnych dystrybutorów. Przy czym zawsze każda butla z SF6 powinna być czytelnie oznakowana obok zaworu (najlepiej powyżej części cylindrycznej): symbolem SF6, słowami „sześciofluorek siarki” w języku kraju pochodzenia, wielkością tary butli bez kaptura ochronnego, rzeczywistą masą zawartości butli.

↑ Wracam "do góry" ↑



E-mail do autora


Główna

  STRONA  

Następna
[Część 2]