Wyniki 1-10 spośród 17 dla zapytania: authorDesc:"Andrzej Juszczyk"

Eliminacja zwarć i zakłóceń w sieciach SN oraz WN z wykorzystaniem autonomicznych zabezpieczeń nadprądowych

Czytaj za darmo! »

Zagadnienia związane z zastosowaniem zabezpieczeń autonomicznych na stacjach energetyki zawodowej lub przemysłowej nabierają coraz większego znaczenia. W artykule dokonano przeglądu typowych aplikacji oraz aparatury, która znajduje zastosowanie w takich aplikacjach, oferowanej przez firmę AREVA. W sieciach elektroenergetycznych coraz częściej istnieje potrzeba stosowania zabezpieczeń, które[...]

Wpływ stanów nieustalonych w sieci średniego napięcia na działanie kryteriów podczęstotliwościowych

Czytaj za darmo! »

Energetyka w Polsce jest zobowiązana skrócić czas zadziałania automatyki SCO. W części zakładów zainstalowano już nowe przekaźniki cyfrowe, bez wymiany przekładników napięciowych, skracając jednocześnie czas zadziałania SCO. Krótkie czasy zadziałania (100-150 ms) sprawiają, że przekaźniki zabezpieczeniowe muszą zmierzyć wartość częstotliwości oraz wypracowywać decyzję o zadziałaniu automatyki SCO w trakcie trwania stanów przejściowych w sieci. Może to powodować wyliczenie wartości częstotliwości odbiegającej od tej, która jest w rzeczywistym systemie elektroenergetycznym. W artykule przeanalizowano zjawiska zachodzące w sieci SN, opierając się na zarejestrowanych przebiegach podczas takich zdarzeń oraz przedstawiono wytyczne dotyczące nastaw SCO, tak aby zminimalizować wpływ [...]

Nowe funkcje w zespołach zabezpieczeń MiCOM platformy P10


  W ostatnich dwóch latach, Schneider Electric Energy w Świebodzicach wprowadził na rynek nowe typy zespołów zabezpieczeń elektroenergetycznych - MiCOM P111Enh oraz MiCOM P116, należących do platformy MiCOM P10. Oba produkty zostały opracowane przez konstruktorów w Świebodzicach, z zamiarem ich wprowadzenia do globalnych sieci dystrybucyjnych Schneider Electric. W związku z tym, przy ich opracowaniu brano pod uwagę wymagania i potrzeby klientów z różnych regionów świata. Działanie na tak szerokim rynku pozwala na wzbogacanie rozwiązań technicznych wiedzą i doświadczeniem inżynierów z globalnej wioski, jaką jest współczesny świat. Ze względu na fakt, że zostały opracowane w Polsce, uważny obserwator może doszukać się w nich wielu rozwiązań wynikających z doświadczeń polskiej energetyki. Przyczyniły się one do sukcesu tych przekaźników na wielu rynkach zagranicznych. Pomimo że produkty zostały wprowadzone stosunkowo niedawno, konstruktorzy ciągle uzupełniają je o nowe funkcje. MiCOM P111Enh oraz MiCOM P116 łączy przede wszystkim fakt, że należą do tej samej platformy - P10, stąd struktura menu oraz funkcje są bardzo zbliżone do siebie. Jednak ze względu na różną aplikację, warstwa sprzętowa bardzo się różni. MiCOM P111Enh MiCOM P111Enh (rys. 1) jest przeznaczony do sieci średniego napięcia jako atrakcyjne rozwiązanie dla obiektów elektroenergetycznych, wymagających ekonomicznych rozwiązań (optymalnego stosunku - cena/funkcje). Całość sprzętu P111Enh jest zamknięta w bardzo małej obudowie (107×107×113 mm). Może to sugerować, że mamy do czynienia z prostym przekaźnikiem nadprądowym. Jednak dzięki graficznemu wyświetlaczowi LCD i oprogramowaniu komunikacyjnemu MiCOM S1 Studio zauważa się mnogość funkcji i elastyczność w jego konfiguracji (rys. 2 przedstawia dostępne funkcje w P111Enh). Co ważne, nie odbywa się to kosztem skomplikowania jego obsługi. Osoba, niepasjonująca się zbytnio automatyką zabezpieczeniową, jest w stanie w kr[...]

Stacja cyfrowa - przedstawienie technologii, sensory optyczne, cechy i aplikacje DOI:10.15199/74.2015.9.5


  W artykule przedstawiono najważniejsze różnice pomiędzy dotychczasową technologią obwodów wtórnych oraz cyfrową (z wykorzystaniem IEC 61850-9-2), ze szczególnym uwzględnieniem różnic w realizacji pomiarów w dwóch technologiach. Stacja cyfrowa to nazwa marketingowa, stosowana przez firmy dostarczające najnowszą technologię opartą na IEC 61850. Oznacza ona, że obwody wtórne w sposób maksymalny wykorzystują cyfrową, światłowodową komunikację w protokole IEC 61850. Stacja cyfrowa - czym się różni od tradycyjnej Pomiędzy obiektami pierwotnymi (wyłącznik, przekładniki, odłączniki, itd.) a szafami EAZ znajdują się połączenia światłowodowe, przez które IED (inteligentne urządzenia elektroniczne) zamontowane w szafach EAZ , zbierają niezbędne informacje z pola (np. pomiary analogowe w postaci próbek z cechą czasu, informacje dwustanowe, itp.) oraz wysyłają komendy do urządzeń pierwotnych przez moduły wejść/wyjść (SCU ) zainstalowane w szafie kablowej (komunikacja w ramach pola). Urządzenia typu IED podłączone są dodatkowo do światłowodowej magistrali (szyny) stacyjnej, dzięki której wymieniają informacje z innymi urządzeniami IED (np. w innym polu). Do tej wymiany wykorzystywane są komunikaty nazywane przez IEC 61850 GOOSE . W dotychczasowej technologii do realizacji powyższych powiązań wykorzystuje się bardzo liczne nienadzorowane połączenia miedziane, które cechuje: wysoki koszt instalacji, duży koszt eksploatacji, brak nadzorowania połączenia, podatność na wpływ zakłóceń typu EMC , długi czas usuwania potencjalnych usterek w obwodach, możliwość zaistnienia pomyłek podczas serwisowania itd. Rozwiązania stacji cyfrowych są bardzo elastyczne w zakresie: sprzętu, funkcji, architektury i usług. Na rys. 1 przedstawiono ogólny przykład realizacji stacji cyfrowej. W dolnej jego części przedstawiono urządzenia pierwotne: rozdzielnice, łączniki i transformatory. Źródłem danych pozyskiwanych w czasie rzeczywistym są czujniki i inne urządzen[...]

Falowa lokalizacja miejsca zwarcia - nowe możliwości w precyzyjnym wskazaniu miejsca zwarcia DOI:10.15199/74.2015.12.5


  Pomiar w miejscu zwarcia najczęściej realizuje się metodami impedancyjnymi, które korzystają z wartości prądów i napięć na jednym końcu linii. W liniach dwustronnie zasilanych mierzona wartość prądu nie jest równa wartości prądu w miejscu zwarcia, co przy dodatkowych czynnikach niekorzystnie wpływających na tą metodę sprawia, że dokładność pomiaru może wynieść od 1% do 20% [1]. Wiele czynników, które niekorzystnie wpływają na jakość wyniku uzyskiwanego z metody impedancyjnej, nie ma wpływu na metodę falową. Metody impedancyjne pomiaru odległości miejsca zwarcia Ogólną zasadę pomiaru metody impedancyjnej przedstawiono na rys. 1. Dla typowego pomiaru prądów i napięć na jednym końcu linii, jeśli w obwodzie mierzonej impedancji znajduje się rezystancja zwarcia, można mówić raczej o szacowaniu niż pomiarze odległości do miejsca zwarcia. W równaniu na rys. 1 nie są znane trzy wielkości: d (odległość), IF oraz RF . Aby teoretycznie wyeliminować dwie z nich RF i IF - pomiar miejsca zwarcia bazuje na pomiarze samej reaktancji. Urządzenie mierzy prąd na początku linii objętej zwarciem - nie mierzy prądu w miejscu zwarcia. Jeśli wektor prądu z jednego końca linii nie jest w fazie z wektorem prądu na drugim końcu linii (przez rezystancję zwarcia płynie suma tych prądów), urządzenie mierzące postrzega rezystancję w miejscu zwarcia jako rezystancję jak i reaktancję, co fałszuje pomiar odległości (rys. 2). W najczęściej stosowanej metodzie impedancyjnej Takagi wpływ prądu obciążenia jest ograniczany przez korzystanie z różnicy prądu zwarcia oraz prądu przed wystąpieniem zwarcia (prądu obciążenia). Po tej operacji algorytm do obliczeń teoretycznie wykorzystuje tylko prąd zwarcia, zasilany z danego końca linii. Jest to prawda przy założeniu, że prąd obciążenia w chwili zwarcia nie uległ zmianie. Natomiast zmodyfikowany algorytm Takagi korzysta ze składowych symetrycznych: dla zwarcia trójfazowego ze składowej zgodnej, dla dwufazowego ze skład[...]

Kierunek zmian w wymaganiach stawianych aparaturze zabezpieczeniowej sieci NN, WN i SN DOI:10.15199/74.2017.3.5


  Proces globalizacji, zmiany w technice oraz strukturach organizacyjnych firm energetycznych i przemysłowych stawiają nowe wymagania dotyczące aparatury zabezpieczeniowej. Dzisiaj już nie wystarczy, aby przekaźnik zabezpieczeniowy selektywnie eliminował zwarcia i zakłócenia oraz był elementem układu sterowania i nadzoru. Trendy w optymalizacji kosztów pracy, obniżenia kosztów, wyzwania dotyczące dostępności sieci elektroenergetycznej, wynikające z coraz większego uzależnienia się świata od energii elektrycznej, nie mogą pozostać bez wpływu na wymagania stawiane aparaturze automatyki elektroenergetycznej. Komunikacja urządzeń, funkcje diagnostyki i przewidywania awarii zaczynają odgrywać coraz większą rolę i stają się kluczowe dla szybkiej i efektywnej reakcji służb elektroenergetycznych.W energetyce zawodowej coraz ważniejsze stają się wskaźniki niezawodnościowe dostarczanej energii. Powoduje to rozwój technik komunikacyjnych i ich coraz szersze zastosowanie. Są one ogromną pomocą dla służb energetycznych. Pozwalają ograniczać koszty związane z zasobami ludzkimi, zdalnie monitorować coraz więcej parametrów oraz informować o zakłóceniach w pracy urządzeń lub samej sieci. Zmiany te nie pozostają bez wpływu na bezpieczeństwo układu obwodów wtórnych, a zatem na niezawodne dostarczanie energii elektrycznej jej odbiorcom. Oprócz zagadnień związanych z cyberbezpieczeństwem, stałe ograniczanie służb serwisowych wymusza wzrost wymagań dotyczących jakości i niezawodności używanej aparatury. Niestety często staje to w sprzeczności ze stosowanym w przetargach kryterium oceny - jak najniższa cena. Wymóg planowania budżetu na inwestycje i modernizacje, konieczność ogłaszania przetargów na zakupy aparatury - stwarza istotne problemy, gdyż zakłada, że awarię można przewidzieć i zaplanować. Idealnie by było, jakby same urządzenia, z wyprzedzeniem np. rocznym informowały, że się uszkodzą. Wówczas można byłoby zabezpieczyć środki na ich wymianę, p[...]

Diagnostyka silników wykorzystująca wielkości pomiarowe aparatury zabezpieczeniowej DOI:10.15199/74.2017.11.5


  Silniki stanowią ważny element systemu produkcyjnego, dlatego sposób podejścia do ich eksploatacji zwykle odbiega od tego, który jest stosowany dla pozostałych elementów systemu el-en. Uszkodzenie silnika może doprowadzać do ogromnych strat produkcyjnych, znacznie przewyższających koszty jego naprawy. Największe straty występują w przemyśle chemicznym i petrochemicznym. Dlatego w tych obszarach zauważa się bardzo duże zainteresowanie wykryciem anormalnego stanu, który zagraża przerwami w produkcji. Literatura [7] podaje, że uszkodzenie silnika średniej mocy generuje straty produkcyjne na poziomie ok. 220 000 zł, przy koszcie jego naprawy wynoszącym ok. 18 000 zł. Nawet, jeśli ten stosunek w innych branżach nie jest aż tak duży, to i tak jest on znaczący. Służby utrzymania ruchu elektrycznego (UR) są z takiego zdarzenia rozliczane. Biorąc to pod uwagę, kierując się polityką obniżania kosztów, firmy zwiększają nakłady na utrzymanie ruchu. W publikacji [9] wykazano, że wzrost tych nakładów w ciągu 30 lat był ok. dziesięciokrotny. W 30% wynikało to z przestarzałej strategii UR, np. zbytecznych przeglądów silnika. A zatem wprowadzenie nowocześniejszych metod eksploatacji przyczyniłoby się do redukcji tych nakładów i ograniczenia szeroko rozumianych kosztów. W ostatnim stuleciu można zauważyć zmianę strategii służb utrzymania ruchu (UR). Przyczynia się do tego rozwój możliwości technicznych i wspomagania ich decyzji. Zmiany w strategii w czasie przedstawiono na rys. 1. Firmy, które optymalizują koszty i wdrożyły już nowoczesne strategie utrzymania ruchu, stawiają sobie za cel wcześniejsze wykrywanie awarii lub czynników, które do awarii mogą doprowadzić, tak aby najpóźniej w momencie planowanego przestoju instalacji technologicznej móc zainterweniować i ten sposób rozwiązać problem. Obecnie w proaktywnej strategii UR stosuje się zarówno diagnostykę opartą na pomiarach statycznych jak i dynamicznych, tzn. realizowanych w trakcie[...]

Zintegrowane rozwiązania dla kilkupolowych rozdzielni SN/nn DOI:10.15199/74.2018.9.14


  Stacje GPZ w sieci dystrybucyjnej zasilają liczne rozdzielnie SN/nn. W zależności od poboru mocy oraz ważności odbioru rozdzielnie te mają jeden albo dwa transformatory. Wyposażone są w bezpieczniki SN lub przekaźniki zabezpieczeniowe. Aby spełnić restrykcyjne wymogi SAIFI/SAIDI powinny mieć koncentrator/RTU, łączący rozdzielnię z SSiN. Jedno urządzenie typu Multilin może zintegrować obwody wtórne maksymalnie z 4 pól rozdzielni, tzn. obiekty pierwotne: wyłączniki, łączniki, PP i PN oraz zapewnić interfejsy Ethernet do komunikacji z SSiN ulokowanym poza rozdzielnią. Takie rozwiązanie redukuje w znaczący sposób koszty inwestycji (sprzęt + robocizna), eksploatacji obwodów wtórnych rozdzielni oraz zwiększa w znaczący sposób wskaźniki pewności i niezawodności działania. Do dyspozycji są dwa rozwiązania oparte na Multilin: kompaktowej serii 8 - przekaźnik 850D i 850P oraz modułowej serii F35. Nie zawsze na takich rozdzielniach są tradycyjne przekładniki napięciowe. Aby ten problem rozwiązać, Multilin 850P umożliwia podłączenie niekonwencjonalnych niskoenergetycznych przekładników napięciowych typu LEA (np. pojemnościowe) stosowanych coraz częściej w urządzeniach typu Recloser. Wówczas podczas konfiguracji 850P w nastawach związanych z przekładnikami typu LEA wprowadza się współczynniki korekcyjne (dostarczane z urządzeniami LEA) dla kalibracji ich amplitudy i fazy, aby w ten sposób zwiększyć dokładność pomiaru. Realizacja centralnego wielofunkcyjnego urządzenia automatyki obwodów wtórnych przy wykorzystaniu Multilin 850 Do realizacji zabezpieczenia centralnego rozdzielni SN/nn może być wykorzystany przekaźnik Multilin 850D lub 850P. Przykład aplikacji opartej na tych urządzeniach pokazano na rys. 1. Cechy wyróżniające 850D i 850P to: wyciągalny moduł elektroniki z obudowy, swobodnie konfigurowalna sygnalizacja centralna dostępna na wyświetlaczu. Ma ona 4 swobodnie definiowalne ekrany, na których podświetlają się kolorowe opisy uży[...]

 Strona 1  Następna strona »