Powrót na stronę główną
E-mail do autora

Część 3 (rozdziały: 6, 7 i 8)

ROZDZIAŁ
[Rozmiar: 1603 bajtów] [Rozmiar: 904 bajtów]
6. ROZDZIELNICE WYSOKONAPIĘCIOWE OSŁONIĘTE IZOLOWANE SF6





































[Rozmiar: 5017 bajtów]

Przekrój komory
z odłącznikiem
i uziemnikiem 123 kV.


Rozdzielnice osłonięte najwyższych napięć to podstawowy powód zastosowania sześciofluorku siarki w urządzeniach elektroenergetycznych. Zadecydowały, jak wcześniej podano, dobre własności izolacyjne tego gazu. Z chwilą zastosowania tego gazu stało się możliwe konstruowanie rozdzielnic wysokonapięciowych w obudowach - na wzór rozdzielnic niskiego napięcia – zwanych często okapturzonymi. Technologia opierająca się na SF6 ma kilka istotnych zalet [20]:
* dzięki wykorzystaniu dobrej zdolności izolacyjnej i wyłączeniowej sześciofluorku siarki wymiary urządzeń zostały znacznie zredukowane.

To z kolei pozwala na:
* zmniejszenie obszaru zajmowanego przez instalację i polepszenie rozplanowania stacji elektroenergetycznej,
* znaczne ograniczenie liczby części składowych, co wiąże się ze zmniejszeniem zużycia surowców i energii w produkcji, procesie technologicznym, obróbce, użytkowaniu i likwidacji (recyklingu),
* hermetyczna obudowa szynoprzewodów wysokonapięciowych w uziemionych osłonach sprawia, iż system oparty na wykorzystaniu SF6 jest niezależny od zanieczyszczeń atmosferycznych i procesów degradacyjnych, a także umożliwia:
* znaczne wydłużenie czasu niezawodności sprzętu,
* znacznie ograniczone wymagania odnośnie konserwacji, przeglądów i napraw, w rezultacie większa niezawodność, wytrzymałość i dyspozycyjność czyli stała gotowość do działania,
* ograniczenie strat energii i zagrożenia pożarowego.

Powyższe stwierdzenia pokazują, abstrahując od znakomitych parametrów technicznych, pewności działania i aspektów ekonomicznych, że izolacja SF6 nie ma żadnych alternatywnych rozwiązań, które by ją przewyższały z ekologicznego punktu widzenia. To pozwala na zastosowanie najbardziej korzystnych rozwiązań jeżeli mamy na uwadze okoliczności środowiskowe występujące podczas całego cyklu użytkowania, oraz całkowite koszty [20].

Konstrukcje osłoniętych rozdzielnic wysokonapięciowych zaczęto od budowy rozdzielnic na napięcie 123 kV. Szczelnie osłonięta rozdzielnica wysokonapięciowa z izolacją gazową SF6 wygląda jak konglomerat metalowych rur i zbiorników o znacznych wymiarach. Jej widok nasuwa skojarzenie raczej z urządzeniami fabryki chemicznej, niż z jakimkolwiek typowymi urządzeniami elektrycznymi.
Aby móc ocenić całość takiej budowy, trzeba wprowadzić szereg specyficznych kryteriów klasyfikacyjnych, nie stosowanych na ogół przy innym wykonaniu rozdzielnic. Te kryteria klasyfikacyjne mieszczą się w obrębie kilku najważniejszych grup zagadnień. Pomijając aspekty drugorzędne, podział rozdzielnic można przedstawić następująco:
1. Ze względu na sposób izolowania szyn zbiorczych:
     - rozdzielnice z szynami zbiorczymi izolowanymi
       jednobiegunowo,
     - rozdzielnice z szynami zbiorczymi izolowanymi
       trójbiegunowo,
2. Ze względu na układ szyn zbiorczych:
     - pojedynczy układ szyn zbiorczych,
     - podwójny układ szyn zbiorczych,
3. Ze względu na zdolność łączenia zastosowanego łącznika:
     - rozdzielnice (pola) wyłącznikowe,
     - rozdzielnice (pola) rozłącznikowe,
4. Ze względu na sposób ustawienia wyłączników:
     - rozdzielnice z wyłącznikami poziomymi,
     - rozdzielnice z wyłącznikami pionowymi,
5. Ze względu na konstrukcję nośną:
     - rozdzielnice z odrębną konstrukcją nośną,
     - rozdzielnice „samonośne” (osłony stanowią
       jednocześnie konstrukcję nośną),
     - konstrukcja złożona, specjalna konstrukcja podporowa i na niej
      obudowy pola,
6. Ze względu na miejsce zainstalowania rozdzielnicy:
     - rozdzielnice wnętrzowe,
     - rozdzielnice napowietrzne.
7. Ze względu na rodzaj wyłącznika:
     - wyłączniki z czynnikiem gaszeniowym SF6,
     - wyłączniki próżniowe (rozdzielnice średnio wysokiego napięcia).

Poszczególni producenci projektowali tak poszczególne składniki (elementy) rozdzielnic, aby były możliwe różne kompozycje rozdzielnic, różne aparaty łączeniowe, różne układy i przyłącza (kable, linie napowietrzne). W przypadku rozdzielnic osłoniętych na najwyższe napięcia stosuje się z reguły kompozycję polową. Są one instalowane najczęściej w pomieszczeniach. Ocenia się, że ze względu na kompozycję rozdzielnicy, najkorzystniejsze jest odprowadzenie kabla ku dołowi. Wówczas szyny zbiorcze umieszcza się u góry. Przy dużych stacjach stosuje się najczęściej podwójny system szyn zbiorczych i we wszystkich takich rozwiązaniach kable odprowadzane są w dół. Pobieżna analiza schematów rozdzielnic pozwala stwierdzić, że fakt zastosowania rozdzielnicy osłoniętej nie musi oznaczać rezygnacji z typowych układów stosowanych w praktyce rozdzielnic konwencjonalnych – tradycyjnych (napowietrznych). Rozdzielnica osłonięta ma te same zestawy aparatów co rozdzielnica konwencjonalna, ale o innej konstrukcji – właściwej do zastosowania w zamkniętej obudowie i do izolowania SF6. Dlatego podstawowa zaleta rozdzielnic osłoniętych izolowanych SF6 to ich zdecydowanie mniejszy gabaryt.

Analizując konstrukcje rozdzielnic różnych producentów dostrzega się pewne różnice „architektoniczne” w konstrukcji, ale nie ma to istotnego wpływu na ich funkcjonowanie. Zauważamy stosowanie obudów ze stali nierdzewnej i niemagnetycznej, aluminiowych zwijanych, aluminiowych odlewanych. Producenci zwykle podkreślają wyższość wybranego rodzaju obudowy. Można jednak zauważyć pewne odchodzenie od obudów stalowych – głównie ze względu na stosunkowo dużą masę rozdzielnicy z tego materiału. Oczywiście producenci nie poprzestali na budowie rozdzielnic 123 kV. PóĄniej czołowe firmy instalowały rozdzielnice 245 kV, 300 kV i 525 kV. Najważniejsze jest to, że ze wzrostem napięcia znamionowego zwiększa się stosunek gabarytów rozdzielnic w rozwiązaniu tradycyjnym do gabarytów rozdzielnicy osłoniętej. W efekcie ogranicza się wielokrotnie powierzchnia zajmowana przez rozdzielnicę i uwidacznia się całkowity efekt ekonomiczny instalacji dzięki zmniejszeniu kosztów gruntów. W przypadku rozdzielnic osłoniętych najwyższych napięć, szczególnie istotny jest fakt, dużej pewności jej działania (mała awaryjność), gdyż eliminuje się zagrożenie czynnikami zewnętrznymi (zanieczyszczenia, wyładowania atmosferyczne, pęknięcie izolatorów, ptaki itd.).

W celu przybliżenia czytelnikowi nieco szczegółów rozwiązań konstrukcyjnych wnętrza rozdzielnicy osłoniętej, wybieramy jako przykład rozdzielnicę zainstalowaną już w Polsce, tzn. rozdzielnicę firmy ABB. Przekrój tej rozdzielnicy obrazuje slajd na stronie głównej. Widzimy, że są tu wmontowane wszystkie niezbędne apqaraty: szyny zbiorcze (układ podwójny), wyłącznik, przekładniki prądowy i napięciowy, odłącznik, uziemnik, mufy kablowe i oczywiście napędy aparatów łączeniowych.

Niezbędnymi aparatami rozdzielnicy są odłącznik i uziemnik. Najczęściej obie funkcje są zawarte w jednej obudowie. Podstawową konstrukcję tego aparatu firmy ANSALDO przedstawia rysunek (konstrukcja ABB nie jest tak czytelna na rysunku z racji trójbiegunowego aparatu w jednej obudowie). Styki ruchome odłącznika (pionowo) i uziemnika (poziomo) mają oddzielne napędy. Oczywiście jest wzajemna blokada napędów, uniemożliwiająca równoczesne zamknięcie obu aparatów. W początkowym okresie instalowania rozdzielnic osłoniętych były dość powszechne obawy co do spełnienia wymogu widocznej przerwy odłączników. W rozdzielnicach osłoniętych spełnienie tego warunku nie było możliwe.

Stan (położenie) odłącznika jest sygnalizowany wskaĄnikiem. I tylko on służy do wzrokowej oceny stanu zamknięcia – otwarcia aparatu. Odłączniki nowoczesnych rozdzielnic z SF6 są aparatami o bardzo dużej pewności działania, a przerwa elektryczna w gazie zapewnia wystarczającą wytrzymałość. Wyjątkowo ostre wymagania w zakresie bezpieczeństwa przerwy odłącznikowej postawiła energetyka francuska.
Producenci (np. Delle-Alsthom) musieli zastosować w swych odłącznikach ekrany izolacyjne, które w stanie otwarcia odłącznika wsuwały się między styki, zapewniając koordynację izolacji przerwy. Obecnie rozwiązanie odłącznika z ekranem izolacyjnym nie znalazło naśladowców – uznano go za zbędnie komplikujące konstrukcję.
W rozdzielnicach osłoniętych z SF6 najbardziej newralgicznymi elementami są izolatory i uszczelnienia. Izolatory – wykonywane najczęściej jako odlewy epoksydowe, muszą spełniać wymagania w zakresie:


* wytrzymałości mechanicznej,
* wytrzymałości dielektrycznej powierzchniowej i wskroś materiału,
* odporności na produkty rozpadu SF6.

Należy podkreślić, że spełnienie dwóch ostatnich warunków w pewnym zakresie zależy od czystości montażu i napełnienia rozdzielnicy. Przestrzeganie zasad w tym względzie ma szczególnie znaczenie przy ewentualnych remontach wymagających demontażu izolatorów. Ponowny montaż musi odbywać się przy zachowaniu wyjątkowej czystości. Nawet śladowe zanieczyszczenia powierzchni izolatorów (np. potem z rąk) może być powodem wyładowań niezupełnych, a w konsekwencji wytwarzanie toksycznego S2F10 podczas eksploatacji. Uszczelnienia urządzeń z SF6 warunkują długotrwałą eksploatację bez potrzeby dopełniania gazem. Eliminuje to lub wydatnie ogranicza możliwość w prowadzenia do gazu zanieczyszczeń z zewnątrz (powietrze, wilgoć). Wprzypadku potrzeby demontażu i ponownego montażu nie wolno montować wcześniej używanych uszczelek (tylko nowe – właściwego typu) i montaż musi być szczególnie czysty.

Dobre doświadczenia z wykorzystaniem SF6 jako izolacji w rozdzielnicach osłoniętych najwyższych napięć, spowodowały podjęcie prac nad konstrukcjami rozdzielnic izolowanych na średnie napięcie, to znaczy 12 kV; 17,5; kV; 24 kV; 36 kV itp. W tym zakresie napięcia ukształtowały się w zasadzie dwa rodzaje konstrukcji:
- konstrukcje „rurowe” o zbliżonej koncepcji jak rozdzielnic 123 kV,
- konstrukcje „szafowe” o zbliżonej koncepcji jak rozdzielnice
  prefabrykowane konwencjonalne.
W pierwszym przypadku rozdzielnica jest zbudowana w zasadzie z aparatów dostosowanych do techniki SF6 – tzn. projektowanych do danego typu rozdzielnicy. Wyjątek stanowi wyłącznik. Jest to najczęściej typowy wyłącznik próżniowy, dostosowany do zainstalowania w rozdzielnicy z SF6. Wybór tego typu wyłącznika do rozdzielnicy osłoniętej ma na celu zapewnienie dużej trwałości łączeniowej aparatu (właściwej dla wyłączników próżniowych) bez potrzeby przeglądów konserwacyjnych. Rozdzielnica ta ma te same zalety co rozdzielnica osłonięta najwyższych napięć: zmniejszone gabaryty, ograniczona awaryjność, bezpieczeństwo obsługi (wyeliminowanie zagrożenia porażeniowego) itd.

Zautomatyzowanie czynności manewrowych daje możliwość praktycznie bezobsługowej eksploatacji rozdzielnicy. Ciśnienie gazu SF6 w tego rodzaju rozdzielnicach jest dość niskie (2 - 2,5 bar. abs.) co ułatwia zachowanie szczelności i ogranicza ubytki gazu z obudów (uwaga: 1 bar = 0,1 Mpa). Rozdzielnica tego typu jest dostosowana na ogół do pracy w temperaturze od -50C do 350C, a więc w warunkach wnętrzowych. Drugie rozwiązanie konstrukcyjne rozdzielnic izolowanych SF6 opiera się na koncepcji rozdzielnic prefabrykowanych z typowymi najczęściej aparatami. Sześciofluorek siarki spełnia zadanie izolacji doziemnej i międzybiegunowej. Z racji lepszej wytrzymałości elektrycznej i przewodności cieplnej SF6 od powietrza, rozdzielnice te mogą być o mniejszych gabarytach w porównaniu do tradycyjnych.
W obu typach rozwiązań konstrukcyjnych, są instalowane wyłączniki próżniowe. Na pierwszy rzut oka może wydawać się to dziwne. Jednak okazało się, że mimo zastosowania izolacji w postaci SF6, jest uzasadnione montowanie w tego typu rozdzielnicach wyłączników próżniowych. Wynika to, jak już wcześniej wspomniano, z potrzeby większej trwałości łączeniowej aparatu bez potrzeby wykonywania zabiegów konserwacyjnych, oraz możliwości uzyskania mniejszych gabarytów pola. Zastosowanie wyłączników próżniowych w tych rozdzielnicach ma jeszcze jedno bardzo ważne znaczenie: brak praktycznie produktów rozpadu SF6 (jak w wyłącznikach z SF6) i nawet przy wyciekach gazu do atmosfery w pomieszczeniu nie ma zagrożenia toksycznego dla ludzi.

Zwłaszcza, że przy tym napięciu trudno oczekiwać wyładowań niezupełnych w przedziałach wypełnionych SF6. Stąd widać, że w przypadkach obu typów rozdzielnic, zagrożenie może być tylko w wyniku łuku wewnętrznego i eksplozji osłony – a to na tym poziomie napięcia i pewności konstrukcji jest prawie niemożliwe.




ROZDZIAŁ
[Rozmiar: 1603 bajtów] [Rozmiar: 904 bajtów]
7. WYŁĄCZNIKI z SF6











Przekrój komory wyłącznika nowej generacji


Przekrój komory wyłącznika WN.

Pierwsze wyłączniki, w których zastosowano sześciofluorek siarki jako czynnik gaszący łuk elektryczny powstały o około 10 lat wcześniej, niż rozdzielnice izolowane tym gazem. Wyniki badań gaszenia łuku w SF6 stały się zaczynem do pomysłu konstruowania wyłączników na najwyższe napięcia. Pierwszy wyłącznik wprowadziła do eksploatacji firma Westinghouse w pierwszej połowie lat pięćdziesiątych (na 115 kV). Był to wyłącznik sześcioprzerwowy, z pojemnościowym sterowaniem rozkładu napięcia. Jaki jest postęp w dziedzinie konstrukcji wyłączników z SF6 świadczy fakt, że obecnie nie jest ewenementem jedna przerwa w wyłącznikach na napięcie 245 kV. Proces gaszenia łuku w komorze gaszeniowej wyłącznika WN z SF6 wymaga wydmuchu sprężonego gazu. Podczas otwierania styków następuje jednoczesne sprężanie gazu w ruchomym cylindrze.

Dzięki zamknięciu przekroju krytycznego dyszy stykiem stałym i łukiem, w początkowej fazie otwierania wyłącznika, gaz ulega sprężeniu w ruchomym cylindrze. Gdy styki rozejdą się na odległość, przy której może nastąpić zgaszenie łuku, ciśnienie gazu jest na tyle duże, że następuje jego silny wypływ w strefie łukowej. A zatem gaszenie łuku jest oparte na zasadzie samosprężania i samoregulacji przepływu gazu powodującego chłodzenie łuku. Kolumna łukowa ogranicza przepływ gazu i powoduje chwilowy, dodatkowy wzrost ciśnienia, proporcjonalny do wartości wyłączanego prądu. Podczas wyłączania prądów roboczych (poniżej prądu znamionowego) zjawisko hamowania wypływu gazu jest niewielkie i zgaszenie łuku następuje natychmiast, jak styki rozejdą się na odległość, przy której wytrzymałość dielektryczna przerwy w chwili przejścia prądu przez wartość zerową jest dostatecznie duża. Wyłączanie prądu zwarciowego – zwłaszcza o wartości zbliżonej do prądu wyłączalnego, wiąże się z zablokowaniem przepływu SF6 dyszą, co sprzyja wzrostowi ciśnienia wskutek sprężania gazu w cylindrze i jego nagrzaniu łukiem w strefie dyszowej. Dopiero zanik kolumny łukowej w okolicy przejścia prądu przez wartość zerową, umożliwia wypływ gazu, chłodzenie kolumny łukowej i odbudowę wytrzymałości dielektrycznej przerwy.

Proces odbywa się bardzo „płynnie” – zgaszenie łuku i przerwanie prądu przy jego zerze, co sprzyja ograniczeniu tzw. przepięć łączeniowych. Obecnie w komorach gaszeniowych nowej generacji wzrost ciśnienia uzyskuje się nie tylko z samosprężania, ale też dzięki termoekspansji i ablacji materiału dyszy (opis dalej)
W praktyce są stosowane trzy zasadnicze rozwiązania konstrukcyjne komory gaszeniowej pod względem sposobu wypływu gazu, sprężonego w cylindrze podczas otwierania styków, w strefę łuku. Obecnie są preferowane układy dwustrumieniowe: np. niesymetryczne stosują ABB, AEG, MAGRINI itd., symetryczne stosuje Siemens.
To preferowanie dwustrumieniowych komór gaszeniowych wynika z ich większej zdolności wyłączania i przy większej stromości napięcia powrotnego przerywanego obwodu. Zauważono, że w omawianych wyżej komorach gaszeniowych, nie ma możliwości wykorzystania w pełni porcji sprężonego gazu i zdolności energetycznej napędu. Przy wyłączaniu małych prądów brak „zatkania” dyszy łukiem i gaz prawie swobodnie wypływa ze zbiornika sprężania. Stąd przyrost ciśnienia gazu jest stosunkowo mały. Aby wyłączyć obwód o dużej stromości napięcia powrotnego trzeba zapewnić odpowiednią wartość ciśnienia.

Wymaga to napędu gwarantującego dużą prędkość otwierania wyłącznika. Dla odmiany podczas wyłączania dużego prądu zwarcia (np. prądu wyłączalnego) następuje „zatkanie” dyszy łukiem elektrycznym i zatrzymanie wypływu gazu. Napęd ulega zahamowaniu, gdyż duże ciśnienie SF6 w cylindrze sprężania powoduje duży opór ruchu. Przy niewłaściwym doborze wymiarów cylindra sprężania i energii napędu, może nastąpić, niekorzystne dla procesu wyłączania, cofnięcie (tzw. odbicie) styku ruchomego do momentu przejścia prądu przez zero. Dopiero w strefie zera prądu otwiera się wypływ gazu dyszami i następuje przywrócenie ruchu napędu. Wyeliminowanie tych „odbić” w ruchu styków wymaga odpowiednio silnego napędu. Energia takiego napędu nie jest efektywnie wykorzystana przy wyłączania mniejszych prądów. Wada ta była niewielka gdy stosowano napęd hydrauliczny, a szczególnie istotna przy napędach sprężynowych. Najnowsza generacja wyłączników z SF6 ma zmodyfikowaną komorę samosprężną tak, że omawiane wady działania są wyeliminowane. Na przykład firmy: ABB, AEG i GEC Alsthom, zastosowały w swoich konstrukcjach komór gaszeniowych dwustopniowy system sprężania gazu (przekrój takiej komory jest na stronie głównej).

Komora sprężania jest tu podzielona na dwie objętości V1 i V2, połączone zaworami. W pierwszej fazie ruchu cylindra podczas otwierania wyłącznika następuje sprężanie gazu w objętości V2 i jego przetłaczanie uchylonymi zaworami do przestrzeni V1 i dalej w strefę łuku Tak powstały warunki do zgaszenia małych prądów (np. roboczych). Gdy dysza jest „zatkana” łukiem dużego prądu zwarciowego, pojawia się zjawisko silnej „termoekspansji”, tzn. wzrostu ciśnienia gazu w objętości V1 w wyniku wzrostu jego temperatury (ogrzanie łukiem). Zawory między objętościami V1 i V2 ulegają zamknięciu, co zapobiega zwrotnemu przepływowi gazu. Ponieważ nadal zmniejsza się objętość V2 następuje w niej dalszy wzrost ciśnienia SF6 – co mogło by powodować zahamowanie ruchu. Zapobiega temu otwarcie zaworu „bezpieczeństwa” w tłoku i upuszczenie gazu z tej objętości. W ten sposób następuje automatyczne regulowanie ciśnienia w strefie gaszenia łuku. Wyłącznik z taką komorą może być wyposażony w ekonomiczny napęd sprężynowy.
Ponieważ jednym z czynników wzrostu ciśnienia gazu podczas gaszenia łuku w komorze wyłącznika jest ablacja (gazowanie materiału dyszy), może pojawić się pytanie o stopień zużycia dyszy w procesach wielokrotnego wyłączania.

Badania trwałości dysz wykazują, że w przedziale przypisanej wyłącznikowi zdolności łączeniowej nie następuje nadmierne zużycie dysz. Wynika to z dwóch faktów: odpowiedniego doboru materiału i narażenia dyszy na ablację tylko podczas wyłączania dużych prądów zwarciowych. Łatwo zauważyć z powyższych opisów działania komór gaszeniowych, dlaczego w gazie wyłączników oprócz produktów rozpadu gazu znajdują się związki tych produktów zależne od materiału styków i dysz. Każde wyłączanie prądu wiąże się z kolejną porcją związków chemicznych w wyniku działania łuku na gaz i materiały styków oraz dysz. Znaczna część tych produktów ulega adsorpcji w specjalnych filtrach. Jednak długa eksploatacji powoduje, że w wyłączniku znajduje się znaczna porcja toksycznych związków chemicznych.

Wspomnieliśmy wcześniej (rozdz. 6), że w rozdzielnicach osłoniętych izolowanych SF6 na napięcie 12 - 36 kV są instalowane najczęściej wyłączniki próżniowe. Nie oznacza to, że nie produkuje się wyłączników na ten przedział napięcia z czynnikiem gaszeniowym w postaci SF6. Ze względu na wiele walorów wyłączników z SF6 są produkowane takie wyłączniki z przeznaczeniem do rozdzielnic konwencjonalnych i prefabrykowanych.

Zastępują one w tym przypadku wyłączniki małoolejowe. Wyłączniki z SF6 w zakresie napięcia 12 - 36 kV mają bardziej urozmaiconą konstrukcję niż na wysokie napięcia. Różne firmy znalazły swoją konstrukcję – dogodną do własnej technologii. Jednak zasada działania większości układów gaszeniowych wynika z poznanych układów samosprężnych. W latach osiemdziesiątych pojawiły się też, na ten przedział napięcia, wyłączniki z łukiem wirującym, w których wykorzystano oddziaływanie pola magnetycznego na łuk elektryczny i możliwość chłodzenia łuku w SF6 w skutek jego szybkiego poruszania się. Przykładem wyłącznika samosprężnego może być wyłącznik typu HC (firmy ABB). Każdy biegun wyłącznika jest zamknięty w oddzielnej obudowie z żywicy epoksydowej. W celu wyeliminowania zużycia uszczelnienia ruchowego, zastosowano odmienny sposób uszczelnienia dĄwigni napędowej niż w innych typach wyłączników. Wyłącznik tego typu, o prądzie znamionowym od 630A do 2500A, ma prąd wyłączalny do 25kA przy napięciu do 24kV.
Podczas otwierania wyłącznika łuk elektryczny zapala się między stykami opalnymi: stałym w formie krążka i ruchomym rurowym. Prąd przerywany płynie wtedy przez cylindryczną cewkę, wytwarzając pole magnetyczne oddziałujące na łuk (jak na przewodnik z prądem). Firma ABB wprowadziła też do produkcji wyłącznik średniowysokiego napięcia z łukiem wirującym.

W wyniku tego pojawia się siła poprzecznie skierowana do osi łuku, powodująca jego ruch wirowy. Podczas tego ruchu następuje ochładzanie łuku na tyle skuteczne, że podczas przejścia prądu przez wartość zerową następuje przerwanie prądu. Wyłącznik tego typu jest produkowany na prąd znamionowy od 630 do 1600 A, prąd wyłączalny od 12,5 kA do 25 kA, przy napięciu znamionowym od 7,2 kV do 24 kV. Na średnie napięcia są też produkowane wyłączniki z komorami samogenerującymi ciśnienie SF6. Przykładem może być tu wyłącznik firmy ABB SACE typu HA 1 – HA 2. Charakterystyczne dla tego wyłącznika jest całkowite rozdzielenie toru do przewodzenia prądu ciągłego i podczas wyłączenia. Podczas otwierania wyłącznika najpierw otwiera się „odłącznik”, tzn. styk przewodzący prąd ciągły. Prąd podlega komutacji na zestyk opalny. Następnie otwiera się zestyk opalny i zapala się łuk. Dokąd styk ruchomy opalny jest w obrębie przestrzeni zamkniętej specjalną dyszą izolacyjną, palący się łuk nagrzewa pewną porcję gazu. Zwiększa się jego ciśnienie wskutek termoekspansji i ablacji. Gdy dalej styk wysuwa się z dyszy następuje wydmuch gazu do przestrzeni rozprężania i zgaszenie łuku (podczas przejścia prądu przez wartość zerową). Parametry łączeniowe tego wyłącznika, przy jego technice gaszenia łuku, potwierdzają dobitnie doskonałe właściwości gaszeniowe SF6.




ROZDZIAŁ
[Rozmiar: 1603 bajtów] [Rozmiar: 904 bajtów]
8. ZASADY BEZPIECZNEJ PRACY PRZY URZĄDZENIACH z SF










Ponad trzydziestoletnie doświadczenia stosowania SF6 w urządzeniach elektroenergetycznych pokazały, że nie powstają groĄne problemy w zakresie bhp, wszakże pod warunkiem, iż są podejmowane określone środki ostrożności, oraz są przestrzegane ustalone procedury postępowania. Prowadzone liczne badania w skali międzynarodowej, szczególnie cenne opracowania grupy roboczej CIGRE WG 23.03 (publikacja w Electrze), podkreślają, że we wszystkich przypadkach kiedy personel obsługi odniósł jakieś obrażenia nie były przestrzegane procedury dotyczące bezpieczeństwa lub personel nie był wyposażony w odpowiedni sprzęt ochronny. Można wysnuć konkluzję, że nie praca przy urządzeniach z SF6 jest niebezpieczna, tylko niebezpieczne jest nie zachowywanie procedur postępowania. Pracownicy pracujący przy urządzeniach zawierających SF6 powinni być przeszkoleni w zakresie:
* informacji o właściwościach czystego SF6, powstawaniu
  produktów rozpadu i ich wpływu na organizm człowieka,
* zasad bezpiecznej pracy przy urządzeniach z SF6,
* użytkowania sprzętu pomocniczego do pracy
  z urządzeniami zawierającymi SF6,
* stosowania sprzętu ochrony ogólnej i osobistej, oraz zasad
  higieny,
* postępowania z zanieczyszczonym gazem i stałymi
  produktami rozpadu w celu wyeliminowania zagrożenia dla
  ludzi i środowiska, udzielania pierwszej pomocy.

Zagadnienia bezpiecznej i racjonalnej technicznie eksploatacji urządzeń elektroenergetycznych z sześciofluorkiem siarki są bardzo ważne [46]. Są one przedmiotem szkoleń realizowanych przez autora tego opracowania.


↑ Wracam "do góry" ↑

E-mail do autora


Główna

  STRONA  

Następna
[Część 4]