Podstacje elektroenergetyczne

Podstacja elektroenergetyczna to obiekt, który zapewnia połączenie pomiędzy częściami sieci elektroenergetycznej. Funkcje podstacji, krytyczne dla prawidłowego działania systemu elektroenergetycznego, obejmują łączenie linii elektroenergetycznych z różnych części systemu, monitorowanie i kontrolę warunków pracy systemu oraz ochronę urządzeń systemu elektroenergetycznego.

KLASYFIKACJA I OPIS OGÓLNY

Podstacje można zaklasyfikować do jednej z kilku kategorii w zależności od ich lokalizacji i funkcji w systemie. Podstacje wytwórcze są zlokalizowane na terenie elektrowni i zapewniają połączenie z systemem przesyłowym. Podstacje elektroenergetyczne łączą system przesyłowy z podsystemem przesyłowym, obniżając napięcie za pomocą transformatora (podstacja transformatorowa) lub łącząc linie przesyłowe wysokiego napięcia z różnych części systemu bez zmiany napięcia (podstacja rozdzielcza). Podstacja dystrybucyjna zapewnia połączenie pomiędzy systemem podtransmisyjnym a systemem dystrybucyjnym o znacznie niższym napięciu. Stacja przekształtnikowa jest unikalnym rodzajem podstacji elektroenergetycznej, która zapewnia połączenie między liniami przesyłowymi prądu zmiennego wysokiego napięcia a liniami przesyłowymi prądu stałego wysokiego napięcia.

Przy rozmieszczaniu podstacji należy uwzględnić czynniki elektryczne, geograficzne, ekonomiczne, polityczne i estetyczne. Wysokie napięcia w systemie przesyłowym są wykorzystywane, ponieważ zmniejszone prądy powodują bardziej efektywny przesył energii. Dlatego podstacje umieszcza się jak najbliżej odbiorników, aby zminimalizować straty. Jest to ograniczone wartością i dostępnością nieruchomości, a także wymogiem, aby teren w obrębie podstacji był stosunkowo równy. Przy rozmieszczaniu podstacji, szczególnie w obszarach o dużej gęstości zaludnienia, należy zwrócić uwagę na to, aby lokalizacja nie zasłaniała widoków ani nie obniżała walorów estetycznych obiektów handlowych lub mieszkalnych. Fizyczne rozmiary podstacji mogą obejmować duże obszary, ponieważ elementy wysokiego napięcia są od siebie izolowane powietrzem i dlatego muszą być od siebie oddalone na znaczne odległości. W przeszłości kwestie te ograniczały instalację dużych podstacji do obszarów o stosunkowo niewielkiej liczbie ludności. Jednak od lat 80-tych XX wieku podstacje są izolowane za pomocą gazowego sześciofluorku siarki (SF 6) pod ciśnieniem. Ze względu na wysoką izolacyjność SF 6, rozmiar tych izolowanych gazem podstacji może być znacznie mniejszy niż 25 procent rozmiaru podstacji izolowanej powietrzem o tej samej mocy. W niektórych zastosowaniach, zwłaszcza w pobliżu skupisk ludności, cała podstacja może być zamknięta w budynku, co zmniejsza problemy estetyczne i pogarszanie się stanu środowiska. Niemniej jednak podstacje z izolacją powietrzną są nadal ogólnie preferowane ze względu na wyższe koszty i obawy o środowisko związane z uwalnianiem SF 6 (który jest badany jako gaz cieplarniany).

PODŁĄCZENIE SYSTEMU

Podstawową funkcją podstacji jest zapewnienie połączenia między liniami przesyłowymi rozciągającymi się na inne obszary geograficzne oraz między częściami systemu, które mogą pracować przy różnych napięciach. Głównym aspektem projektu podstacji jest rozmieszczenie połączeń poprzez wyłączniki do wspólnych węzłów zwanych szynami. Wyłączniki są dużymi przełącznikami elektrycznymi, które zapewniają możliwość odłączenia linii przesyłowych lub transformatorów od szyny. Transformatory zapewniają zmianę napięcia.

Szynoprzewody

Szynoprzewody są zwykle wykonane z aluminium lub miedzi i są sztywnymi prętami w podstacji, izolowanymi od ziemi i innych urządzeń przez materiał izolacyjny, zwykle powietrze lub sześciofluorek siarki. Rozmieszczenie szyn zbiorczych w podstacji może należeć do wielu różnych kategorii; najczęściej spotykane zilustrowano i objaśniono w tabeli 1. Odpowiedni wybór konfiguracji jest dokonywany poprzez staranne zbilansowanie kosztów, niezawodności, kontroli i przestrzeni

pojedyncza szyna – Wszystkie połączenia są podłączone do pojedynczej szyny, z jednym wyłącznikiem dla każdej szyny. Układ ten jest preferowany ze względu na swoją prostotę i niski koszt, choć jest najmniej pożądany z punktu widzenia niezawodności. Konserwacja wyposażenia podstacji wymaga wyłączenia połączeń z eksploatacji. – Ten typ szyny jest zwykle wybierany w podstacjach o napięciu 130 kV lub niższym.
Szynka główna i transferowa – Podobnie jak w przypadku układu z pojedynczą szyną, każde połączenie jest połączone z szyną główną poprzez wyłącznik, ale wyłącznik może być ominięty za pomocą odłączników poprzez szynę transferową i inny wyłącznik do szyny głównej. Pozwala to na odizolowanie wyłącznika w celu konserwacji bez utraty obsługi połączenia. – Używane w bardziej krytycznych zastosowaniach przy lub poniżej 130 kV, a czasami przy wyższych napięciach.
Ring Bus – Ten schemat ma wszystkie wyłączniki połączone w zamkniętej pętli, z połączeniami wchodzącymi na styku pomiędzy wyłącznikami. W ten sposób każde połączenie może być odizolowane lub pojedynczy wyłącznik usunięty bez przerywania innych połączeń. Zapewnia to wyższy poziom redundancji niż systemy wymienione powyżej. Kwestie sterowania i przekaźników zabezpieczających są nieco bardziej skomplikowane w tym układzie. – Zazwyczaj spotykane w podstacjach powyżej 130 kV, w mniejszych podstacjach. Często instalowany z myślą o przyszłej rozbudowie do schematu wyłącznik-połowa.
Schemat wyłącznik-połowa – Ten schemat ma dwie równe szyny, z trzema wyłącznikami połączonymi między nimi. Każde połączenie może być podłączone do jednej z szyn poprzez jeden wyłącznik, a w przypadku, gdy jeden wyłącznik jest nieczynny lub wymaga konserwacji, połączenie może być nadal obsługiwane przez dwa wyłączniki do drugiej szyny. Nazwa tego układu pochodzi od faktu, że dwa połączenia są obsługiwane przez trzy wyłączniki, tak, że jest średnio półtora wyłącznika na połączenie. Ten schemat jest mniej skomplikowany niż magistrala pierścieniowa, o większej niezawodności, ale jest bardziej kosztowny. – Najczęściej spotykany w systemach powyżej 130 kV.
Podwójna magistrala – Układ z podwójną magistralą i podwójnym wyłącznikiem zapewnia połączenie z każdą magistralą przez niezależny wyłącznik dla każdego połączenia. Zapewnia to pełną redundancję w przypadku awarii lub konieczności przeprowadzenia konserwacji wyłącznika lub szyny, ale jest to najdroższa konfiguracja. – Zazwyczaj spotykana w najbardziej krytycznych podstacjach przesyłowych i podstacjach generatorów.
Bus Line, Transformer, lub obciążenie ↓ odłącznik -⦧ wyłącznik □

ograniczenia. Jeżeli podstacja obsługuje krytyczne obciążenia, potrzeba wysokiej niezawodności może uzasadniać wyższe koszty bardziej złożonego układu szyn, natomiast w przypadku mniej krytycznych obciążeń ograniczenia przestrzenne mogą dyktować minimalny układ szyn.

Odłączniki

Dla każdego elementu wyposażenia podstacji przewidziano ręczne odłączniki zwane rozłącznikami, które wymuszają całkowitą izolację elektryczną od wyposażenia przed wykonaniem jakichkolwiek czynności obsługowych. Odłączniki są umieszczane w dobrze widocznych miejscach, aby personel konserwacyjny mógł stale potwierdzać, że sprzęt jest odizolowany. Odłącznik nie może przerwać prądu, więc jest otwierany tylko wtedy, gdy prąd został już przerwany przez automatyczny wyłącznik, taki jak wyłącznik automatyczny.

Wyłączniki automatyczne

Wyłączniki automatyczne są wyłącznikami, które są obsługiwane przez sygnał, z przekaźnika lub od operatora. Wyłącznik jest przeznaczony do przerywania bardzo dużych prądów, które mogą wystąpić, gdy system doświadcza awarii, takiej jak uderzenie pioruna lub łuk elektryczny do ziemi (np. drzewo spadające na linię lub linia spadająca na ziemię). Ponieważ te ekstremalnie duże prądy mogą spowodować poważne uszkodzenia urządzeń takich jak transformatory lub generatory, i ponieważ te usterki mogą zakłócić prawidłowe działanie całego systemu energetycznego, wyłączniki są zaprojektowane tak, aby działać wystarczająco szybko, aby zapobiec uszkodzeniu sprzętu, często w ciągu 100 milisekund lub mniej.

Styki wyłącznika składają się z dwóch kawałków metalu, które są w stanie poruszać się względem siebie. Kiedy wyłącznik jest zamknięty, styki dotykają się i prąd przepływa między nimi swobodnie. Kiedy wyłącznik otwiera się, dwa styki są rozdzielone, zazwyczaj przez sprężynę o dużej wytrzymałości lub pneumatyczny napęd. Po rozdzieleniu styków prąd nadal przez nie przepływa, a materiał pomiędzy nimi ulega jonizacji, tworząc przewodzącą plazmę. Aby zapewnić izolację, należy wyeliminować plazmę i odsunąć styki na wystarczającą odległość, aby zapobiec ponownemu zajarzeniu łuku. Kilka różnych technologii jest stosowanych w czterech typach wyłączników.

Wyłączniki nadmuchowe są izolowane powietrzem, a plazma jest gaszona przez podmuch sprężonego powietrza pomiędzy stykami. Są one mniej powszechne niż inne typy i generalnie nie są już stosowane w nowych instalacjach ze względu na rozmiar i problemy z konserwacją sprężarek. Wyłączniki olejowe mają styki zamknięte w szczelnym zbiorniku z wysoko rafinowanym olejem, z kanałami olejowymi zaprojektowanymi do wtłaczania oleju pomiędzy styki w celu gaszenia łuku elektrycznego, gdy styki się otwierają. Są one powszechne, ale ich popularność maleje ze względu na obawy o środowisko związane z ryzykiem wycieku oleju. Chociaż awarie wyłączników zdarzają się rzadko, to w przypadku pojedynczej awarii mogą zostać rozlane setki galonów oleju, co wymaga bardzo kosztownych procedur naprawczych. Bardziej popularne wyłączniki dla systemów wysokiego napięcia to wyłączniki wypełnione gazem, których styki są zamknięte w szczelnym zbiorniku z SF6 pod ciśnieniem. Okazały się one wysoce niezawodne, chociaż pojawiły się pewne obawy środowiskowe dotyczące uwalniania SF6 podczas konserwacji urządzenia lub w przypadku pęknięcia zbiornika. W zastosowaniach niskonapięciowych (poniżej 34 kV) często stosowane są wyłączniki próżniowe. Eliminują one wyładowania łukowe poprzez zamknięcie styków w próżniowej komorze. Ponieważ nie ma tam cieczy, która mogłaby być zjonizowana, nie może powstać plazma. Ich główną zaletą jest bardzo szybki czas reakcji i eliminacja problemów środowiskowych.

Oprócz wyłączników automatycznych, istnieją inne klasy wyłączników automatycznych, które mogą być kontrolowane lub obsługiwane zdalnie, ale z możliwością przerwania prądu. Należą do nich przełączniki obwodów, reklozery i sekcjonalizery.

Transformatory

Transformatory mocy wykonują bardzo ważną funkcję łączenia części systemu energetycznego, które są pod różnymi napięciami. Znajdują się one wyłącznie w podstacjach, z wyjątkiem systemu dystrybucyjnego, gdzie mogą być montowane na słupach lub podstawach w pobliżu obsługiwanych odbiorników.

MONITOROWANIE I OCHRONA SYSTEMU

Podstacja stanowi punkt monitorowania parametrów pracy systemu. System elektroenergetyczny to bardzo złożony i wrażliwy konglomerat części, które muszą być skoordynowane, aby funkcjonować prawidłowo. Z tego powodu warunki pracy muszą być bardzo dokładnie obserwowane i kontrolowane. W tym celu wykorzystuje się specjalistyczne czujniki do pozyskiwania informacji, a następnie systemy komunikacyjne do przekazywania ich do centralnego punktu. W celu natychmiastowego reagowania na usterki systemu (takie jak uszkodzone przewody, łuki do ziemi lub inne niepożądane warunki pracy), system przekaźników ochronnych (składający się z czujników i automatycznych wyłączników) jest używany do sterowania wyłącznikami.

Przekładniki przyrządowe

Wysokie napięcia i prądy występujące w podstacji przekraczają wartości znamionowe napięć i prądów urządzeń monitorujących, więc przekładniki przyrządowe są używane do przekształcania ich na niższe wartości dla celów monitorowania. Przekładniki mogą być sklasyfikowane jako przekładniki prądowe (CT) lub przekładniki napięciowe (VT), które są również czasami określane jako przekładniki potencjałowe. Przekładniki CT zazwyczaj składają się z toroidalnego rdzenia z materiału magnetycznego owiniętego stosunkowo dużą liczbą zwojów cienkiego drutu, przy czym mierzony prąd przechodzi przez środek toroidu. Urządzenia te są często umieszczane w tulejach wyłączników i transformatorów, aby móc mierzyć prąd w tych urządzeniach. Tuleje są specjalnymi izolowanymi połączeniami, które pozwalają na przejście prądu z powietrza zewnętrznego do szczelnej metalowej obudowy. VT służą do obniżania napięcia do mierzalnego poziomu. Zazwyczaj jeden z nich jest podłączony do każdego z szyn podstacji. W większości przypadków VT są zbudowane w taki sam sposób jak inne transformatory, chociaż czasami sprzężenie pojemnościowe może wzmocnić lub zastąpić elektromagnetyzm. Ostatnie postępy w technologii przyczyniły się do powstania nowej klasy CT i VT, które są urządzeniami optycznymi, wykorzystującymi specjalistyczne materiały i zaawansowane techniki przetwarzania sygnałów do określania prądu na podstawie polaryzacji światła pod wpływem natężenia pola magnetycznego oraz napięcia na podstawie polaryzacji światła pod wpływem natężenia pola elektrycznego. Urządzenia te są znacznie droższe od tradycyjnych technologii, ale zapewniają wyższą dokładność i niezawodność oraz lepszą izolację elektryczną.

Po zmierzeniu warunków pracy, informacje są przekazywane do centralnej lokalizacji za pomocą systemu znanego jako SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Dane z systemu SCADA są wyświetlane w regionalnym centrum dyspozytorskim, aby pomóc operatorom wiedzieć, jakie działania należy podjąć w celu zapewnienia jak najlepszej pracy systemu.

Przekaźniki ochronne

Przekaźniki instrumentalne dostarczają dane wejściowe do systemu automatycznej ochrony. Aby zapewnić szybką reakcję na awarie, grupa urządzeń zwanych przekaźnikami akceptuje sygnały napięciowe i prądowe, określa, kiedy istnieją nienormalne warunki i otwiera wyłączniki w odpowiedzi na warunki awarii. Projekt systemu ochrony otwiera tylko te wyłączniki, które znajdują się najbliżej problemu, tak aby reszta systemu mogła wznowić normalną pracę po odizolowaniu uszkodzenia od systemu. Historycznie, określenie, które wyłączniki mają być otwarte było wykonywane przy użyciu różnych urządzeń elektromechanicznych, które miały niezbędne porównania i opóźnienia wbudowane w ich konstrukcję. Należą do nich przekaźniki nadprądowe, przekaźniki kierunkowe, przekaźniki odległościowe, przekaźniki różnicowe, przekaźniki podnapięciowe i inne. Te elektromechaniczne urządzenia okazały się wytrzymałe i niezawodne od wczesnych lat 1900. Pod koniec lat 50-tych XX wieku pojawiła się nowa klasa przekaźników, przekaźniki półprzewodnikowe, wykorzystujące obwody analogowe i bramki logiczne, zapewniające zasadniczo taką samą wydajność, ale bez żadnych ruchomych części, a tym samym zmniejszające wymagania konserwacyjne. Wraz z pojawieniem się tanich mikroprocesorów wysokiego poziomu narodziła się nowa generacja przekaźników, w której pojedynczy przekaźnik mikroprocesorowy wykonuje wszystkie funkcje kilku różnych przekaźników elektromechanicznych lub półprzewodnikowych. Mikroprocesor zapewnia korzyści w postaci większej dokładności, zwiększonej czułości na zakłócenia, lepszej selektywności, elastyczności, łatwości obsługi i testowania oraz możliwości autodiagnostyki. Mogą one być zintegrowane z systemem SCADA w celu przekazywania informacji o przyczynie otwarcia wyłącznika, a także mogą być obsługiwane, resetowane i aktualizowane poprzez zdalny dostęp. Te zalety sprawiają, że przekaźniki mikroprocesorowe znajdują się w większości nowych instalacji, a także są montowane w wielu istniejących podstacjach.

Oprócz ochrony przed nadmiernymi prądami, urządzenia muszą być chronione przed nadmiernymi napięciami, które zwykle są wynikiem uderzeń pioruna lub przejściowych stanów łączeniowych. Ze względu na dużą szybkość tych przepięć, przekaźniki i wyłączniki nie są w stanie zareagować na czas. Zamiast tego, ten rodzaj ochrony jest zapewniany przez ograniczniki przepięć, które są pasywnymi urządzeniami zapobiegającymi przepięciom bez ruchomych części. Najwcześniejszym typem ogranicznika przepięć była szczelina powietrzna, w której specjalny zestaw styków jest ustawiony w odległości od siebie określonej przez maksymalne tolerowane napięcie. Gdy napięcie przekroczy ten próg, tworzy się łuk elektryczny, który zasadniczo powoduje zwarcie przepięcia. Nowszą technologią ograniczników przepięć jest warystor metalowo-tlenkowy (MOV). Jest to urządzenie, które zachowuje się jak bardzo duży rezystor przy napięciach poniżej określonego progu, ale przy napięciach powyżej progu rezystancja urządzenia gwałtownie spada, efektywnie pobierając prąd wystarczający do ograniczenia napięcia, ale bez zwarcia do masy.

Kontrola napięcia w systemie

Jeszcze jedną z głównych funkcji podstacji jest zapewnienie środków do kontroli i regulacji napięć oraz przepływu mocy. Funkcje te są zapewniane albo przez sprzężenie zwrotne z automatycznego systemu, albo przez zdalne instrukcje z centrum dyspozytorskiego przy użyciu szeregu urządzeń i systemów w podstacji.

Przełącznik zaczepów, integralna część transformatora mocy, jest specjalnym przełącznikiem, który reguluje stosunek napięć w transformatorze w górę lub w dół, aby utrzymać napięcie po stronie obciążenia na żądanym poziomie pomimo zmieniających się napięć po stronie źródła. Baterie kondensatorów są używane do podnoszenia napięcia w podstacji, gdy spadło ono zbyt nisko, szczególnie w obszarach o dużym obciążeniu przemysłowym. Dławiki bocznikowe są stosowane do obniżania napięcia, które wzrosło zbyt wysoko z powodu pojemności w linii przesyłowej lub dystrybucyjnej.

Inna klasa urządzeń wykorzystywanych do kontroli napięcia działa przy użyciu zasilanych przełączników elektronicznych do ciągłej regulacji pojemności i/lub indukcyjności w podstacji, aby utrzymać napięcie na dokładnie takim poziomie, jaki jest wymagany. Urządzenia te są stosunkowo nowe w zastosowaniu, zostały opracowane wraz z pojawieniem się niedrogich i wytrzymałych elementów półprzewodnikowych mocy. Urządzenia te są częścią grupy szeroko znanej jako urządzenia FACTS (Flexible AC Transmission System) i obejmują statyczne kompensatory wariancji, statyczne synchroniczne kompensatory i dynamiczne przywracacze napięcia.

John A. Palmer

Zobacz także: Capacitors and Ultracapacitors, Electric Motor Systems; Electric Powers, Generation of; Electric Powers, System Protection, Control, and Monitoring of; Electric Power, System Reliabilityand; Electric Power Transmission and Distribution Systems; Insulation; Transformers.

BIBLIOGRAFIA

Asea Brown Boveri. (1988). Selection and Application of Gas Insulated Switchgear. North Brunswick, NJ: Author.

Bosela, T. R. (1997). Wprowadzenie do technologii systemów elektroenergetycznych. Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall.

Faulkenberry, L. M., and Coffer, W. (1996). Electrical Power Distribution and Transmission. Englewood Cliffs, NJ: Prentice-Hall.

Glover, J. D., and Sarma, M. (1994). Power System Analysis & Design, 2nd ed. Boston: PWS.

Dodaj komentarz

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