Wszystko o SF6

Sześciofluorek siarki jest gazem syntetycznym, otrzymywanym przez działanie gazowym fluorem na siarkę. 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. SF₆ 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.

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 ciśnieniu 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].

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 [3, 4, 5].

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. Łuk dobrze gaśnie 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 [6, 7, 8].

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 dźwięku – 136 m/s (znacznie mniejsza niż w powietrzu). Stąd minimalna prędkość przepływu gaszenia w dyszy naddźwiękowej 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 [9, 10, 11].

Należy pamiętać, że na prawidłową pracę urządzeń elektroenergetycznych – zwłaszcza wyłączników, ma wpływ jakość gazu. SF­₆ musi spełniać określone wymagania pod względem zawartości zanieczyszczeń (tabela 2.1), gdyż te mają wpływ na właściwości gazu.

Tabela 2.1. Wymagania dla technicznego SF₆ wg PN-EN IEC 60376 [41]

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.

Najczęściej stan SF₆ w urządzeniu różni się od stanu gazu w czasie jego napełniania. Zawiera on zanieczyszczenia, które pojawiają się w różnych fazach przygotowania urządzenia do pracy i eksploatacji [34].

Zanieczyszczenia gazu w urządzeniu są spowodowane w różnym stopniu wskutek:

• niewłaściwego doboru materiałów konstrukcyjnych urządzenia, co może być przyczyną desorpcji wilgoci do gazu lub wytworzenia zanieczyszczeń po wtórnej reakcji chemicznej z rozłożonym SF₆,
• błędów montażu fabrycznego,
• błędów montażu na miejscu zainstalowania,
• nieszczelności obudów i błędów w uzupełnianiu ubytków,
• rozpadu gazu w wyniku wyładowań elektrycznych i łuku łączeniowego,
• reakcji chemicznych zachodzących po wyładowaniach,
• działania wewnętrznych mechanizmów urządzenia [31, 32].

Oczywiście stan gazu w eksploatowanym urządzeniu w sposób zasadniczy zależy od jego funkcji użytkowej. Inny jest w przedziałach zamkniętych rozdzielnicy osłoniętej a inny w wyłączniku wysokonapięciowym i innym aparacie łączeniowym (np. rozłączniku). Omówienie tych zagadnień zróbmy w pierwszym rzędzie na podstawie przedstawionego poniżej typowego „schematu życia wyrobu”, jaki się analizuje najczęściej według procedur ekologicznych „Czystszej Produkcji” [44].

W takim „schemacie życia wyrobu” zwraca się uwagę na to jaki może być wpływ na stan zanieczyszczeń i zagrożenia nimi we wszystkich etapach istnienia wyrobu: od produkcji do likwidacji.

Konstruktor urządzenia może wpływać nie tylko na walory użytkowe projektowanego urządzenia, ale też na stan zawartego w nim gazu. Duże znaczenie ma właściwy dobór materiałów konstrukcyjnych i izolacyjnych. Chodzi zarówno o ich chemiczne reagowanie z SF₆ (zwłaszcza z produktami rozpadu) jak i o eliminowanie materiałów porowatych – wchłaniających wilgoć i powietrze przed montażem i oddających te substancje do SF₆. Wybór odpowiedniej konstrukcji uszczelnienia – o dużej skuteczności i trwałości, to ograniczenie ubytków gazu i możliwości wprowadzania zanieczyszczeń podczas jego uzupełniania [33, 34].

Tabela 3.1. Fazy życia wyrobu a stan zanieczyszczeń SF₆

W przypadku wyłączników jest niezwykle ważna optymalizacja komory gaszeniowej. Chodzi o skrócenie czasu łukowego (zmniejszenie energii dostarczanej przez łuk) i ograniczenie gazu do niezbędnej ilości. Ważny jest też wybór rodzaju i objętości adsorbentu – zapewniającego skuteczne funkcjonowanie w całym okresie eksploatacji. Podane zagadnienia powinny być rozstrzygnięte podczas badań konstruktorskich urządzenia.

Producent powinien zapewnić właściwą technologię wykonania elementów (gładkość powierzchni), oraz suchego i czystego montażu we wszystkich jego etapach. Podczas montażu należy ograniczyć do minimum kontakt elementów z wilgocią atmosferyczną, elementy przygotowane do montażu muszą być zamknięte w folii i magazynowane w suchym pomieszczeniu. W końcowej fazie montażu aparatów łączeniowych jest w nich instalowany adsorbent – jego jakość ma decydujący wpływ na późniejszy stan gazu. Na stan gazu, we wszystkich urządzeniach z SF₆, ma wpływ zapewnienie doskonałej szczelności montażowej obudów, wykonanie wysokiej próżni (osuszenia wnętrza) przed napełnieniem i zachowanie zasad napełniania gazem.

Na omawiane wyżej warunki zapewnienia jakości nie ma w zasadzie wpływu użytkownik (poza wyborem dostawcy). Jego rola rozpoczyna się od montażu i uruchomienia urządzeń. Nawet jeśli montaż urządzeń na miejscu wykonuje dostawca, odbiorca powinien zapewnić odpowiednie warunki składowania (możliwie najkrótszego) i dozorować proces montażu. Odpowiednio musi być wykonane dopełnienie gazem (zgodnie z zasadami) i wykonanie badań odbiorczych (wg warunków odbioru). Ważne jest przestrzeganie w dalszej eksploatacji zasad instrukcji obsługi danego urządzenia. Bardzo ważne dla trwałości urządzenia i zawartości zanieczyszczeń w gazie jest prawidłowe wyrównywanie ubytków – tzn. uzupełnienie gazu.

Wyłączniki wysokonapięciowe z SF₆ stanowią odrębny problem pod względem stanu gazu. Niezależnie od zanieczyszczeń technologicznych wprowadzanych do wnętrza wyłącznika, podobnie jak do przedziałów rozdzielnicy, pojawiają się produkty rozpadu gazu i ich wtórne związki chemiczne. W okresie eksploatacji należy przestrzegać, aby nie przekraczać granicznych wartości prądu wyłączalnego i granicznej liczby łączeń (wg wykresu zdolności łączeniowej znajdującego się w instrukcji obsługi). Rozpad gazu w wyniku wyładowań elektrycznych i łuku stanowi podstawową przyczynę powstawania związków toksycznych [35].

Głównym sposobem sprawdzenia stanu gazu – zwłaszcza w wyłącznikach jest pobranie próbki SF₆ i jego diagnostyka – najlepiej chromatograficzna. Częstotliwość kontroli powinna być określona przez producenta aparatu. W zasadzie kontrola stanu gazu odbywa się co 1 do 5 lat – podczas okresowego przeglądu.

Kontrola stanu gazu w czasie eksploatacji  powinna wykazać, że  zawartość zanieczyszczeń nie osiąga wartości dopuszczalnych.

Tabela 3.2. Rodzaj i dopuszczalne ilości zanieczyszczeń występujące podczas
eksploatacji gazu wg PN-EN IEC 60480 [41]

W przypadku stwierdzenia podczas kontroli, że stężenie zanieczyszczeń przekracza poziom dopuszczalny należy wykonać zabieg wymiany gazu.

Faza ostatnia – demontaż urządzenia po jego pełnym wyeksploatowaniu lub uszkodzeniu, to najważniejszy etap pod względem zagrożenia dla personelu i środowiska – szczególnie w przypadku wyłączników najwyższych napięć. Prace te powinna wykonywać wyspecjalizowana ekipa z zachowaniem odpowiedniego reżimu.

Wyłączenie wyłącznika z eksploatacji nie musi łączyć się z demontażem biegunów na części w stacji rozdzielczej. Konieczne jest zawsze obniżenie ciśnienia gazu do niewielkiego nadciśnienia w stosunku do atmosferycznego. Zabieg ten należy wykonać przez odpompowanie gazu do butli.

Utrzymanie niewielkiego nadciśnienia w biegunach wyłącznika przygotowanego do transportu (np. do wytwórcy) ma na celu zapobieganie przedostaniu się wilgoci do wnętrza. Wilgoć powoduje:

• zmianę charakteru produktów proszkowych z osadów niezwiązanych z podłożem, na produkty lepkie i przyczepne do elementów wewnętrznych komory gaszeniowej. W tym przypadku pojawiają się także w większej ilości produkty hydrolizy,
• powstanie agresywnych gazowych produktów reakcji wtórnych, które cechują się działaniem korozyjnym na elementy konstrukcyjne i silnym oddziaływaniem toksycznym.

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,
• 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 [10, 11].

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:

• ze względu na sposób izolowania szyn zbiorczych:
  • rozdzielnice z szynami zbiorczymi izolowanymi jednobiegunowo,
  • rozdzielnice z szynami zbiorczymi izolowanymi trójbiegunowo,
• ze względu na układ szyn zbiorczych:
  • pojedynczy układ szyn zbiorczych,
  • podwójny układ szyn zbiorczych,
• ze względu na zdolność łączenia zastosowanego łącznika:
  • rozdzielnice (pola) wyłącznikowe,
  • rozdzielnice (pola) rozłącznikowe,
• ze względu na sposób ustawienia wyłączników:
  • rozdzielnice z wyłącznikami poziomymi,
  • rozdzielnice z wyłącznikami pionowymi,
• 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,
• ze względu na miejsce zainstalowania rozdzielnicy:
  • rozdzielnice wnętrzowe,
  • rozdzielnice napowietrzne.
• ze względu na rodzaj wyłącznika:
  • wyłączniki z czynnikiem gaszeniowym SF₆,
  • wyłączniki próżniowe [9].

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.

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.

Oczywiście producenci nie poprzestali na budowie rozdzielnic 123 kV. Później 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 (rys. 6.1) [38].

Rysunek 6.1. Przekrój pola wyłącznikowego z linią kablową rozdzielnicy 123 kV typu ELK-0 (ABB), 1 – podwójny układ szyn zbiorczych, 2 – wyłącznik, 3 – przekładnik prądowy, 4 – przekładnik napięciowy, 5 – komora przyłącza kablowego, odłącznika i uziemnika, 6 – napęd odłącznik – uziemnik, 7 – szafa sterownicza [38]

Podstawowe parametry przedstawianej rozdzielnicy:

• napięcie znamionowe: 72,5 – 170 kV,
• prąd znamionowy : 1250 – 3150 A,
• ciśnienie SF₆ poza wyłącznikiem (absolutne) : 420 kPa,
• prąd wyłączalny wyłącznika: 25/31,5/40 kA,
• ciśnienie SF₆ w wyłączniku: 600 kPa.

Aby docenić walory miniaturyzacji tego rodzaju rozdzielnic należy zwrócić uwagę na wymiary pola i niezbędnego dla niego – minimalnego pomieszczenia – co pokazuje rys. 6.2 [38].

Rysunek 6.2 przedstawia rzut z góry i z boku rozdzielnicy pięciopolowej w układzie H (firmy ABB), zawierającej:

• w polach linii zasilających F1 i F4:
  • wyłącznik,
  • odłącznik – uziemnik po obu stronach wyłącznika,
  • uziemnik od strony linii zasilających,
  • przekładniki: prądowy i napięciowy,
• w polu sprzęgłowym F3:
  • wyłącznik z przekładnikiem prądowym,
  • odłącznik – uziemnik po obu stronach wyłącznika,
• a w polach odpływowych F2 i F5:
  • odłącznik – uziemnik od strony szyn zbiorczych,
  • uziemnik od strony odpływu,
  • przekładnik napięciowy [38].

Każdy, kto zna jak wygląda i ile zajmuje miejsca rozdzielnica pięciopolowa (w układzie H) w wykonaniu konwencjonalnym, musi przyznać, że rozdzielnica osłonięta – izolowana SF₆, zajmuje wielokrotnie mniej miejsca.

Rys. 6.2. Gabaryt rozdzielnicy ELK-0 (układ H) i wymiary minimalne pomieszczenia [38]

Z punktu widzenia użytkownika, należy zwrócić uwagę, że na przedstawianych rysunkach 6.1 i 6.2, widać właściwe zainstalowanie tzw. wyrzutników (membran) tzn. prawidłowo skierowanych w górę. Membrana ma osłonę w formie stalowego grzybka, zabezpieczającą przed uszkodzeniem zewnętrznym membrany i jej niekontrolowanym wyrzutem podczas rozładowania ciśnienia w przedziale rozdzielnicy lub wyłącznika. Jest niedopuszczalne, ze względu na bezpieczeństwo personelu, aby wyrzutniki były skierowane tak, że w przypadku wydmuchu gazu będzie on skierowany w stronę przebywającego w pomieszczeniu człowieka.

Wszędzie tam, gdzie popełniono błąd polegający na niewłaściwym skierowaniu wyrzutników – grożącym uderzeniem membraną lub strumieniem gazu w człowieka, należy wykonać specjalne osłony ochronne.

Jako kolejny szczegół wnętrza rozdzielnicy, zostanie omówiony rozłącznik rozdzielnicy typu ELK-0 (rys. 6.3) [38].

Rysunek 6.3. Przekrój rozłącznika rozdzielnicy ELK-O (ABB); 1 – izolator działowy, 2 – izolator napędowy, 3 – cylinder. 4 – przestrzeń sprężania, 5 – styki prądu ciągłego, 6 – styki opalne, 7 – membrana bezpieczeństwa (wyrzutnik) z osłoną [38]

Rozłącznik jest przewidziany do wyłączania prądu roboczego, a gaszenie łuku elektrycznego następuje dzięki podmuchowi sprężonego samoczynnie w cylindrze gazu SF₆. Podczas otwierania, napęd cięgnem izolacyjnym (2), przenosi ruch na ruchomy styk(5) i cylinder (2). Powoduje to otwieranie styków opalnych (6) i wdmuchiwanie w dyszę gazu sprężanego w cylindrze w przestrzeni sprężania (4) (tłok jest nieruchomy). Dyskowe izolatory epoksydowe (1) oddzielają szczelnie przestrzeń rozłącznika od pozostałych przedziałów rozdzielnicy i stanowią podpory toru prądowego. Zapewnienie szczelności między rozłącznikiem (podobnie wyłącznikiem) i rozdzielnicą ma znaczenie ze względu na wyeliminowanie możliwości zanieczyszczenia gazu w rozdzielnicy produktami rozpadu z rozłącznika (wyłącznika). Membrana (7) ulega wyrwaniu, gdy w zbiorniku ciśnienie gazu przekroczy wartość dopuszczalną.

Niezbędnymi aparatami rozdzielnicy są odłącznik i uziemnik. Najczęściej obie funkcje są zawarte w jednym aparacie. Podstawową konstrukcję tego aparatu firmy ANSALDO przedstawia rys. 6.4. Styki ruchome odłącznika (pionowo) i uziemnika (poziomo) mają oddzielne napędy. Oczywiście jest wzajemna blokada napędów, uniemożliwiająca równoczesne zamknięcie obu aparatów [38].

Rysunek 6.4. Zespół rozdzielnicowy: odłącznik – uziemnik; firmy ANSALDO (Włochy) [38]

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 wskaźnikiem. 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 [12].

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). W przypadku 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 [22].

W pierwszym przypadku (rys. 6.5) 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 [38].

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 [38].

Ciśnienie gazu SF₆ w tego rodzaju rozdzielnicach jest dość niskie co ułatwia zachowanie szczelności i ogranicza ubytki gazu z obudów.

Rozdzielnica tego typu jest dostosowana na ogół do pracy w temperaturze od –5^◦C do 35^◦C, a więc w warunkach wnętrzowych.

Rysunek 6.5. Rozdzielnica osłonięta z izolacją SF₆ na napięcie 12 ¸ 36 kV (z wyłącznikiem próżniowym) w obudowach „rurowych” firmy GEC ALSTHOM; 1 – podwójny układ szyn zbiorczych, 2 – odłącznik trójbiegunowy, 3 – przedział wyłącznika próżniowego, 4 – mufa kablowa, 5 – kabel WN, 6 – przekładnik prądowy, 7 – przekładnik napięciowy, 8 – ogranicznik przepięć, 9 – napęd wyłącznika, 10 – napęd odłącznika, 11 – tablica pomiarowo – kontrolna [38]

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.

Rysunek 6.6. Rozdzielnica osłonięta izolowana SF₆ typu ZV2 36 kV (firmy ABB), (kolor żółty – przedział wypełniony sześciofluorkiem siarki), A i B – przedziały szyn zbiorczych i odłączników, C – przedział wyłącznika, E – szafa napędów i sterowania, 1 – przekładnik prądowy, 2 – przekładnik napięciowy, 3 – przepust kablowy, 4 – wyłącznik próżniowy, 5 – szyny zbiorcze, 6 – odłącznik – uziemnik szyn zbiorczych, 7 – odłącznik szynowy [38]

Na rys. 6.6 jest pokazana, jako przykład konstrukcji „szafowej”, rozdzielnica typu ZV2 z podwójnym układem szyn zbiorczych, na napięcie do 36 kV (firmy ABB) i prąd ciągły 1250 ¸ 2500 A. Gabaryt takiego pola to: wysokość 2250 mm, szerokość 750 mm, głębokość 1600 mm. Ciśnienie SF₆ (absolutne, przy 20⁰C): znamionowe – 1,2 bar, dolne pracy 1,1 bar, wytrzymywanego napięcia probierczego – 1,0 bar. Wypełnienie gazem jednego pola wymaga ok. 10 kg SF₆ [38].

Temperatura pracy rozdzielnicy: od –5^◦C ¸ 35^◦C.

Z podanych wyżej wartości ciśnienia SF₆ wynika, że nadciśnienie gazu w porównaniu do ciśnienia atmosferycznego jest znikome, co oznacza, że szczelność układu jest łatwa do uzyskania.

W obu rozdzielnicach, pokazanych jako przykłady 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 [23].

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 [23].

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 [24, 25]