Wyniki 1-10 spośród 23 dla zapytania: authorDesc:"Zygmunt Kuran"

Przekazywanie sygnałów dwustanowych w obwodach EAZ


  W powszechnej opinii to "rynek" kreuje rzeczywistość, lecz często skuteczniej robią to specyfikacje techniczne. Błąd w specyfikacji technicznej może powodować rozwiązania gorsze kosztem lepszych. Obiektywna ocena poszczególnych rozwiązań nie jest łatwa. Artykuł zawiera obszerną analizę zagadnień dotyczących przekazywania sygnałów dwustanowych EAZ w dużych sieciach 220 V DC, z uwzględnieniem aspektów historycznych, praktycznych i teoretycznych oraz sugestie wprowadzenia zmian w zapisach specyfikacji technicznych. Rola przekaźników pomocniczych w EAZ była fundamentalna, bo wszystkie funkcje logiczne realizowane były przy ich użyciu. Gdy w latach 70. ub.w. przychodziłem do pracy w Zakładzie Automatyki Sieciowej Instytutu Energetyki, to problem zakłóceń w obwodach wtórnych zasadniczo nie istniał. Moce pobierane przez te przekaźniki były na tyle duże, że stanowiły dostateczną ochronę przed zakłóceniami w ich obwodach. Był to okres intensywnej pracy nad elektronicznymi analogowymi zabezpieczeniami dla polskiej energetyki. Najaktywniejszymi ośrodkami w tej dziedzinie były Instytut Energetyki i REFA Świebodzice. Oba ośrodki, pomimo prób w tym kierunku, nie ustaliły wspólnej płaszczyzny sprzętowej. Nastąpił podział: Instytut opracowywał zabezpieczenia dla sieci WN i elektrowni, a REFA dla sieci średnich napięć. Tylko Instytut miał możliwość zetknąć się z problemem zakłóceń, bo dotyczy on obiektów rozległych. Technika elektroniczna chciała zaoszczędzić na energii związanej z przekazywaniem sygnałów dwustanowych, a obiekty energetyczne w tym czasie rozrastały się, co pogłębiało tylko problem. W Instytucie Energetyki, przy opracowywaniu konstrukcji pierwszych elektronicznych zabezpieczeń, od początku przyjęta została obowiązująca do dzisiaj zasada, że do zespołów zabezpieczeń wprowadzamy wszystkie dwustanowe informacje o obiekcie, a uzależnienia logiczne niezbędne do pracy obiektu realizuje elektronika. Z tego wynikła konieczność wprowa[...]

Badanie zabezpieczeń różnicowych transformatorów w eksploatacji


  W cyfrowych zabezpieczeniach różnicowych transformatorów nie stosuje się przekładników wyrównawczych, ułatwia to bardzo uruchamianie zabezpieczeń na obiekcie, ale utrudnia ich badanie, gdyż prądy po obu stronach transformatora w czasie testu muszą spełniać dokładnie policzone dopasowania amplitudowe i być doprowadzone do ściśle określonych wejść zabezpieczenia. Po co badać zabezpieczenia różnicowe? Technika cyfrowa w zabezpieczeniach różnicowych transformatorów zmieniła podejście do ich badania. Wynika to z faktu, że za funkcjonowanie wszystkich filtrów jak również dopasowania amplitudowe i fazowe odpowiada program, a poprawność funkcjonowania programu jest kontrolowana przez komputer. Dokładne badania tych funkcji były oczywiście potrzebne, ale na etapie opracowywania poszczególnych urządzeń. W warunkach eksploatacyjnych niezbędne jest na pewno tylko kontrolowanie prawidłowości pomiaru prądów we wszystkich fazach, jak również sprawdzanie obwodów wyłączających. W tym rozumowaniu nie ma błędu, niemniej u osób odpowiedzialnych za eksploatację zabezpieczeń zaczyna narastać niepokój z zupełnie innego powodu. Na rynku jest coraz więcej producentów oferujących nowe zabezpieczenia różnicowe transformatorów, które znacznie różnią się między sobą. Widoczne różnice dotyczą głównie sposobu definiowania prądu hamującego zabezpieczenia, a także różne są sposoby załamywania charakterystyk, nastawiania ograniczeń w funkcjonowaniu blokad od harmonicznych, jak również blokad prądu hamującego. Jeśli osoby odpowiedzialne za nastawienia zabezpieczeń chcą zastosować zasadę podobnego nastawiania różnych typów zabezpieczeń różnicowych, to mają poważny problem. Wynika on z braku odpowiedzi na pytanie: jak porównywać między sobą poszczególne zabezpieczenia? Potrzebny jest taki sposób badania zabezpieczeń, w którym nie będzie się analizowało, jak konstruktor zbudował zabezpieczenie, tylko ważne będzie, jak badane zabezpieczenie reaguje na zwarcie po[...]

Cyfryzacja stacji WN - nadzieje i obawy DOI:10.15199/74.2015.6.6


  Proces cyfryzacji stacji trwa od wielu lat. Dotychczas dotyczył głównie systemu sterowania i nadzoru (SSiN). Jednak w zakresie pola stacji postęp się zatrzymał. Takiej sytuacji nie da się długo utrzymać, nadchodzi więc duża zmiana, a będzie dotyczyć nie tylko techniki, ale również i organizacji, bo mogą zostać zburzone dotychczasowe podziały kompetencyjne. Obecnie Laboratorium Automatyki i Zabezpieczeń Instytutu Energetyki Warszawa nie wykonuje żadnych prac dotyczących stacji WN, w związku z tym możemy swobodnie wypowiadać się na ten temat, bez narażania się na posądzenie o tendencyjność. Potrzebę zmian dostrzegliśmy już w 1997 r., próbując zbudować niekonwencjonalne, światłowodowe przekładniki prądowe. Wykonane zostały dwie próbne instalacje niekonwencjonalnych przekładników na napięciu 400 kV w stacji Miłosna i na napięciu 220 kV w stacji Mory (rys.). Przekładniki te zbudowane były na zasadzie cewek Rogowskiego. Pomimo pozytywnego wyniku tych prac, nie było wtedy klimatu do ich kontynuacji. Obecnie powstają warunki techniczne dla pełnej cyfryzacji stacji elektroenergetycznych WN. Tak jak do każdej nowości odnosimy się z nadzieją i z obawą. Ponieważ mam już ponad czterdziestoletni staż pracy w elektroenergetycznej automatyce zabezpieczeniowej, postanowiłem odnieść się do tego tematu na podstawie swoich doświadczeń. Zaznaczam, że jeśli chodzi o informatykę - jestem ignorantem. Informatyki nie podziwiam za to, co ona potrafi, lecz za korzyści jakie możemy uzyskać. Cyfryzacja stacji kojarzy nam się z ciągłym odwoływaniem się do protokołu IE C 61850, który odstrasza liczbą, obszernością napisanych norm i ciągłymi ich zmianami. Dużo bardziej odpowiada mi sformułowanie, że cyfryzacja stacji jest równoznaczna z wykorzystaniem Internetu do zarządzania stacją, a rewelacyjność Internetu podziwiamy codziennie. Obecnie obwody wtórne stacji tworzy projektant, łącząc aparaturę pierwotną z aparaturą wtórną, przygotowaną przez zespoły: pom[...]

Sposób identyfikacji uszkodzonego zwarciem doziemnym odcinka linii sieci SN DOI:10.15199/74.2016.6.9


  Wytyczne unijne kładą duży nacisk na skracanie przerw w dostawie energii elektrycznej do odbiorców. W tym celu obliczane są różne wskaźniki jakości energii, np. SAIDI. W krajowej energetyce wartości tego wskaźnika nie wypadają dobrze w porównaniu ze wskaźnikami zagranicznymi, np. niemieckimi. Dlatego w głębi sieci średniego napięcia ciągle jest rozwijana automatyka do eliminacji uszkodzonych odcinków sieci i przywracania zasilania odcinkom zdrowym. Wyczuwa się jednak barierę tego rozwoju i nie wynika ona z łączników, bo łączniki są coraz lepsze, nie wynika z łączności radiowej, bo łączność jest również coraz lepsza. Bariera pojawia się w zakresie wykrywania zwarć przez zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Dlaczego powstał problem Problem powstał dlatego, że stosowane powszechnie w stacjach GPZ zabezpieczenia admitancyjne są bardzo dobre, a te stosowane w punktach rozłącznikowych, jak również w importowanych reklozerach, nie dorównują im. W określeniu "zabezpieczenia admitancyjne" mamy na myśli również zabezpieczenia susceptancyjne, konduktancyjne i wszystkie ich kombinacje. Stosowane są dwa sposoby realizacji automatyki w głębi sieci. Pierwszy sposób polega na zastosowaniu reklozerów jako podstacji ze zwłocznym stopniowaniem zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Wadą tego sposobu jest to, że wydłuża się czasy eliminowania zwarcia, a to niekorzystnie zmienia poziom dozwolonego napięcia rażenia. Brak dobrych zabezpieczeń admitancyjnych w reklozerach nie jest problemem, bo można je dobudować. Drugi sposób polega na stosowaniu punktów z rozłącznikami sterowanymi radiem. Po wyłączeniu zwarcia w GPZ i przed ponownym załączeniem, z punktów rozłącznikowych wysyła się informację o przepływie prądu zwarciowego i na tej podstawie przekonfigurowuje się sieć. Podstawą dobrego funkcjonowania tego sposobu jest niezawodna łączność i czułe zabezpieczenia ziemnozwarciowe, a z dobrymi zabezpieczeniami w punktach rozłącznikowych jest kłopot, bo nie ma tam[...]

Nowe cyfrowe zabezpieczenie silnika niskiego napięcia RIzA-11 firmy IMEL

Czytaj za darmo! »

Analogowe przekaźniki RIzA do kompleksowego zabezpieczania silników są produkowane przez firmę IMEL od 1986 roku (do roku 1992 działającej pod nazwą INEL). Przekaźniki powstały jako elektroniczna kopia zabezpieczenia termobimetalowaego, zbudowanego w komplecie z własnymi przekładnikami prądowymi. Całość stanowiła moduł, który najczęściej był zabudowywany w bloku razem ze stycznikiem. W mi[...]

Prace Instytutu Energetyki w dziedzinie EAZ

Czytaj za darmo! »

Przedstawiono najważniejsze prace z dziedziny EAZ zrealizowane w Instytucie Energetyki. Omówiono krótko prace koncepcyjnokonstrukcyjne w wyniku, których powstały urządzenia automatyki zabezpieczeniowej stosowane zastosowano w krajowej i zagranicznej elektroenergetyce. Omówiono prace naukowo-badawcze nad elektronicznymi przekładnikami prądowymi. Abstract.There are presented most important tasks solved by the Institute of Power Engineering. There are short described solutions of generator and transformer protection devises constructed by Institute of Power Engineering and used in the power stations and utilities in Poland and in the other countries. There are described solutions of electronic current transformers that are solved by Institute of Power Engineering. (The protection system[...]

Wpływ odnawialnych źródeł energii na automatykę zabezpieczeniową w polskiej i czeskiej energetyce


  OZE - odnawialne źródła energii (rozważania dotyczą wszystkich rozproszonych źródeł wytwórczych), wprowadzane coraz szerzej do sieci, pogarszają warunki pracy w sieci zabezpieczeń. Ponadto pojawia się konieczność koordynacji zabezpieczeń sieci z zabezpieczeniami nowych mocy wytwórczych. Źródła te zmieniają stosunek bezwładności systemu do jego mocy, czyli stałą czasową systemu, oraz - w większości przypadków - nie mają zdolności reagowania zwiększoną mocą na wzrastające obciążenia systemu i dlatego pogarszają jego stabilność. Ponieważ w kraju opracowania i badania zagadnień z tego zakresu są nieliczne (i rzadko publikuje się ich wyniki), postanowiliśmy przedstawić własne przemyślenia i doświadczenia z zakresu zabezpieczeń, zebrane w polskiej i czeskiej energetyce. Rozwiązywanie powyższych problemów jest utrudnione ze względu na konieczność współpracy wielu branż, m.in. specjalistów od źródeł wytwórczych OZE, konstruktorów zabezpieczeń, służb nadzorujących eksploatację elektrowni i sieci. Zagadnienia te są złożone pojęciowo, obejmują duże zakresy tematyczne i dlatego obserwowane z punktu widzenia różnych branż mogą wyglądać inaczej: rozwiązywane będą na pewno przez wiele lat. Warunkiem koniecznym podjęcia stosownych działań jest uświadomienie ich znaczenia, szczególnie w ośrodkach decyzyjnych. Celem automatyki zabezpieczeniowej jest:  zapobieganie rozpadowi systemu elektroenergetycznego poprzez stosowanie automatyk odciążenia częstotliwościowego i napięciowego,  w razie zagrożeń wspomaganie wydzielania zbilansowanych ważnych obszarów zdolnych do pracy wyspowej, np. zakładów przemysłowych,  jeśli pomimo to rozpad systemu jest nieunikniony, wspomaganie wydzielania zaplanowanych obszarów przeznaczonych do pracy wyspowej,  utrzymywanie OZE w pracy maksymalnie długo, jeśli wydzielona wyspa jest zdolna do samodzielnej pracy,  dążenie do stosowania SPZ w otoczeniu OZE, bez narażania ich na [...]

 Strona 1  Następna strona »