Vademecum SF6

Dlaczego SF6? – rys historyczny

We wczesnych latach siedemdziesiątych czołowe firmy aparatowe na świecie rozwinęły produkcję wysokonapięciowych rozdzielnic osłoniętych z izolacją w postaci sześciofluorku siarki (SF6 – dalej dla wygody SF6!), oraz wysokonapięciowych wyłączników, w których ten gaz stanowił medium gaszące łuk elektryczny. Później nastąpił szybki rozwój tej techniki aparatowej, co można tłumaczyć ogromnymi możliwościami jakie otworzyły się przed konstruktorami aparatów elektrycznych po wykryciu doskonałych własności SF6. Konstruktorzy dawno próbowali budować prefabrykowane rozdzielnice osłonięte najwyższych napięć (pow. 110 kV) na wzór rozdzielnic osłoniętych na niskie (do 1 kV) i średniego napięcia (poniżej 110 kV). Próby budowy rozdzielnic osłoniętych z izolacją stałą (żywice), olejową lub ze sprężonym powietrzem nie dawały zadowalających rezultatów. Prefabrykowane elementy rozdzielnic z izolacja stałą o wymaganej wytrzymałości dielektrycznej były ciężkie i zawodne, wskutek pęknięć odlewów żywicznych o dużej objętości. Rozdzielnice z izolacją olejową były niebezpieczne pod względem wybuchowym i pożarowym i również ciężkie.

Rozdzielnica z izolacją w postaci sprężonego powietrza była w próbnej eksploatacji, ale i ta technika nie znalazła szerszego zastosowania z racji konieczności stosowania wysokiego ciśnienia (ok. 6 MPa) i związaną z tym potrzebą obudów o wielkiej wytrzymałości mechanicznej. Dopiero kombinacja izolacji stałej jako elementów wsporczych, oraz izolacji gazowej (SF6) jako izolacji głównej, spełniła oczekiwania konstruktorów i umożliwiła powszechne budowanie rozdzielnic małogabarytowych na najwyższe i średnie napięcia, w których szyny zbiorcze i wszystkie aparaty zostały zamknięte w szczelnych osłonach metalowych. Rozdzielnice z SF6 zajmują powierzchnię 10-20 krotnie mniejszą od rozdzielnic konwencjonalnych. Różnica zajmowanych objętości jest jeszcze większa – co ma szczególne znaczenie przy potrzebie budowy rozdzielnicy halowej. Dla rozdzielnic z SF6 jest obojętne czy atmosfera jest chemicznie zanieczyszczona, zakurzona, zawierająca sole lub mgłę kwaśną. Niegroźne są dla nich wyładowania atmosferyczne. Są bezpieczne pod względem wybuchowym i pożarowym. Obsługa i konserwacja tych rozdzielnic jest uproszczona z racji stosowania bezpiecznych, uziemionych osłon torów prądowych, oraz wielu systemów technicznych bezpieczeństwa.

Pomimo eksploatowania na świecie dużej liczby rozdzielnic osłoniętych z SF6 to w literaturze nie było informacji o poważniejszych awariach, które spowodowałyby śmierć lub poważne obrażenia personelu. Duże bezpieczeństwo obsługi rozdzielnic z SF6 wynika stąd, że ten typ urządzeń może pracować bez obsługi, części pod wysokim napięciem są niedostępne. Zatrucia personelu produktami rozpadu SF6 są w praktyce mało prawdopodobne, głównie z powodu niewielkiego stężenia związków toksycznych, łatwości stwierdzenia ich obecności po zapachu i naturalnemu odruchowi personelu opuszczenia pomieszczenia w przypadku awarii polegającej na gwałtownym rozszczelnieniu obudowy. Awaryjność rozdzielnic osłoniętych z SF6 jest znacznie mniejsza niż rozdzielnic otwartych. Literatura przedmiotu podaje, że względna liczba poważniejszych uszkodzeń w rozdzielnicach osłoniętych jest około sześciokrotnie mniejsza od analogicznych danych rozdzielnic konwencjonalnych. Rozdzielnice osłonięte stwarzają również znacznie mniej kłopotów eksploatacyjnych niż rozdzielnice tradycyjne.

Przy czym niesprawności rozdzielnic z SF6 można podzielić na dwie grupy: niesprawności tego samego rodzaju, co rozdzielnic konwencjonalnych, tzn. niezależnych od rozwiązań (np. uszkodzenie mechaniczne napędu aparatu lub sterowania) i niesprawności charakterystyczne dla rozdzielnic osłoniętych z SF6 (np. elementów izolacji stałej, rozszczelnienie obudów itp.). Częstość występowania niesprawności pierwszego rodzaju jest mniej więcej zbliżona w obu typach rozdzielnic. Natomiast z dostępnych statystyk uszkodzeń (literatura), specyficznych dla rozdzielnic izolowanych gazem wynika, że względne liczby niesprawności są bardzo niskie. Jednak należy wziąć pod uwagę, że usunięcie uszkodzenia w tym typie rozdzielnicy może okazać się trudne i trwać na tyle długo, że porównanie wskaźników awaryjności będzie mniej korzystne. Musimy pamiętać, że wystąpienie awarii w rozdzielnicy z SF6 ma znacznie poważniejsze konsekwencje dla ruchu systemu energetycznego niż w stacjach konwencjonalnych. Bardziej skomplikowany demontaż, naprawa i ponowny montaż powodują, że czas do ponownego włączenia do ruchu jest stosunkowo długi.

Szczególnie groźne w skutkach i powodujące długie przerwy w ruchu są awarie spowodowane zwarciem wewnętrznym i wynikającym z niego łukiem pomiędzy torem prądowym a obudową. Powstaje wówczas gwałtowny wzrost ciśnienia gazu w obudowie, rozładowywany przez zadziałanie membrany zabezpieczającej lub otwór wytopiony w osłonie. Po takiej awarii (zdarzającej się bardzo rzadko) niezbędna jest wymiana elementów rozdzielnicy, z wszystkimi towarzyszącymi zabiegami, co powoduje długą przerwę w pracy pola. W pierwszych rozwiązaniach rozdzielnic osłoniętych z SF6, ze względu na brak pewności co do uszczelnień, stosowano urządzenia do samoczynnego dopełniania gazem w przypadku ubytków poniżej wyznaczonego poziomu. Szybko jednak rozwiązania konstrukcyjne i zastosowane systemy uszczelnień zapewniły dostateczną szczelność, co pozwoliło na zrezygnowanie z samoczynnego dopełniania. Obecnie firmy zapewniają roczne ubytki gazu nie przekraczające 1%, a niektóre nawet mniejsze (0,5%, 0,1%). Pierwsze rozdzielnice osłonięte z SF6zaczęły pojawiać się na świecie od roku 1965.

Już do roku 1974 wszyscy producenci, których liczbę można było oceniać na 20-25 firm, wyprodukowali około 2000 pól. Początkowo wysokie ceny hamowały popyt na tego rodzaju urządzenia rozdzielcze (cena nowości, koszt badań). W późniejszych latach łączne koszty inwestycji rozdzielnic z SF6 były już konkurencyjne w porównaniu do rozwiązań konwencjonalnych (halowych). Inwestorzy uwzględniali zmniejszenie kosztów zajmowanego terenu i możliwości architektonicznego dopasowania obiektu do otaczającej zabudowy w miastach lub terenów zakładów przemysłowych. Rozdzielnica z SF6, przy zastosowaniu linii kablowych, może być instalowana w podziemiach budynków, pod skwerami lub placami. Ten rodzaj urządzeń skraca czas montażu na miejscu zainstalowania, gdyż rozdzielnica jest dostarczana w dużych zestawach (np. pola). Obniżają się wyraźnie koszty eksploatacji dzięki ograniczeniu zabiegów konserwacyjnych, przeglądów i liczby obsługi, oraz dzięki zwiększeniu w dużym stopniu niezawodności działania urządzeń elektroenergetycznych. Dynamiczny wzrost zapotrzebowania na energię elektryczną wymaga rozbudowy sieci energetycznych i zmusza do wprowadzenia linii najwyższych napięć w głąb miast i zakładów przemysłowych.

W wielu przypadkach rozdzielnice osłonięte z izolacją SF6 są jedynym możliwym rozwiązaniem przy napięciu 123 kV i wyższym w konkretnych warunkach zabudowy (więcej o rozdzielnicach w rozdziale 6). Równolegle z postępem w dziedzinie techniki izolowania sześciofluorkiem siarki i budowy rozdzielnic izolowanych tym gazem postępowały prace nad wykorzystaniem SF6 w wyłącznikach do gaszenia łuku elektrycznego. Trudno spodziewać się, aby wykryto w najbliższych latach lepszy gaz do zastosowania w aparatach elektrycznych jako medium gaszące łuk elektryczny niż sześciofluorek siarki. Przy zastosowaniu SF6 znacznie upraszcza się konstrukcja wyłączników w porównaniu do pneumatycznych i małoolejowych. Równocześnie aparat ten ma zwiększoną niezawodność i wydłużony okres eksploatacji. Charakterystycznym dla SF6 jest to, że przy wyłączaniu nawet małych prądów w atmosferze tego gazu, nie ma gwałtownego „zrywania łuku”, a tym samym nie ma niebezpiecznych przepięć. Korzystnym zjawiskiem jest też szybki wzrost wytrzymałości elektrycznej przerwy po zgaszeniu łuku w SF6 i tym samym możliwość przerywania obwodu przy dużych stromościach napięcia powrotnego.

Ważną zaletą SF6 jest to, że niezbędne ciśnienie gazu do gaszenia łuku wysokonapięciowego nie musi być tak duże jak w wyłącznikach pneumatycznych. Stąd możliwość stosowania wyłączników samosprężnych lub samogenerujących ciśnienie w obszarze łuku. Komory gaszeniowe mają stosunkowo prostą konstrukcję (więcej o wyłącznikach w rozdziale 7). Niestety technika SF6 ma też wady. Gaz SF6jest droższy niż sprężone powietrze, wymaga osłon o dużo większej szczelności. Powoduje pewne trudności przy napełnianiu urządzenia (wysoka próżnia). Wybór materiałów izolacyjnych i konstrukcyjnych do wyłączników utrudnia agresywność produktów rozpadu gazu pod działaniem łuku elektrycznego i ich związków. W wyłączniku tworzą się związki toksyczne stwarzające zagrożenie dla ludzi – zwłaszcza podczas remontów i demontażu. Ostatnia wada powoduje, że technika SF6 nie może być uważana za całkowicie bezpieczną. Ale też nie powinna być nadmiernie eksponowana i szczególnie podkreślana przez przeciwników tej techniki. Eksploatacja urządzeń elektroenergetycznych z sześciofluorkiem siarki wymaga stosowania niezbędnych zabezpieczeń ogólnych i indywidualnych, co jest m.in. treścią niniejszej broszurki.

Zainteresowanie tą techniką w Polsce zostało zapoczątkowane na początku lat siedemdziesiątych w Instytucie Elektrotechniki. Podjęte badania i prace konstruktorskie doprowadziły do zainstalowania do badań eksploatacyjnych (stacja elektroenergetyczna w Sulejówku) jednopolowej rozdzielnicy na napięcie 123 kV i prąd ciągły 1250A, z wyłącznikiem o prądzie wyłączalnym 25 kA. Do próbnej eksploatacji zainstalowano też dwa wyłączniki napowietrzne 123 kV (Mory, Gdańsk). PóĄniej opracowano, wykonano i przeprowadzono badania laboratoryjne prototypu wyłącznika 123 kV o prądzie wyłączalnym 31,5 kA. Wykonana została też w Instytucie Elektrotechniki, na zamówienie Energetyki, prototypowa rozdzielnica pięciopolowa na napięcie 123 kV – ale do jej zainstalowania nie doszło. W Polsce nastawiono się na produkcję wyłącznika licencyjnego (EDF) i zakup rozdzielnic producentów zagranicznych. Wieloletnie prace badawcze i konstruktorskie realizowane w Instytucie Elektrotechniki procentowały jedynie zdobytym bogatym doświadczeniem w zakresie techniki SF6.

Rosnąca liczba instalowanych w kraju pól rozdzielnic osłoniętych, oraz wyłączników średnio- i wysokonapięciowych sprawia, że jest konieczna edukacja obsługi tych urządzeń w zakresie bezpiecznej pracy i prawidłowej eksploatacji. Długoletnie doświadczenia ze stosowaniem SF6 w urządzeniach rozdzielczych pokazały, że nie ma poważnego zagrożenia dla ludzi, wszakże pod warunkiem, iż są podejmowane odpowiednie środki ostrożności, oraz są przestrzegane ustalone procedury postępowania w całym zakresie eksploatacji i likwidacji urządzeń. Personel pracujący z SF6 musi być bardzo szczegółowo zapoznany z właściwościami produktów rozpadu gazu, być świadomy zagrożenia dla zdrowia i powiadomiony o niezbędnych środkach bezpieczeństwa, które należy podjąć, aby ryzyko było ograniczone do minimum.

SFw stanie dostawy – właściwości chemiczne i fizyczne

Według Encyklopedii Chemii sześciofluorek siarki (SF6) 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 500oC. Jednak w obecności niektórych metali, a zwłaszcza metali i ich stopów zawierających krzem, rozkład może następować już w temperaturze 180-200oC. 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. Przeprowadzone doświadczenia ze szczurami, umieszczonymi w mieszaninie 80% SF6 i 20% tlenu wykazały, że po 24 godzinach zwierzęta nie objawiały żadnych zmian fizjologicznych.

Według publikacji 376 CEI z 1971 r. (również PN-87/E-29-10) normującej odbiór świeżego gazu, wprowadzono próbę biologiczną, przy której myszy są umieszczane na 24 godziny w atmosferze, w której azot powietrza zastąpiono SF6. Brak objawów zatrucia u myszy świadczy o braku toksycznych domieszek, które mogłyby się pojawić w produkcji. Ciężar cząsteczkowy SF6 wynosi 146,06 a gęstość przy temperaturze 200oC 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 ciśnienieniu 37,46 barów i temperaturze 45,58oC, 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]. Warto wiedzieć, że przy niesymetrii pola i napięciu przemiennym występuje w zależności od ciśnienia gazu pewne maksimum wytrzymałości przy określonym ciśnieniu, zwanym krytycznym, potem wytrzymałość dość gwałtownie spada, ulegając następnie powolnemu wzrostowi ze wzrostem ciśnienia. Wpływ zjawiska daje się wyraĄniej stwierdzić przy większych odstępach elektrod. Wynika stąd, że wzrost ciśnienia gazu niekoniecznie oznacza wzrost wytrzymałości elektrycznej przy danym odstępie elektrod – podobne zjawisko zachodzi przy odpowiedniej zmianie układu elektrod. 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 SF6wynosząca 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 SF6charakteryzująca 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. 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. Battaglia [2] następująco ujmuje zjawiska gaszenia łuku. Dobrze gaśnie łuk 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.

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 SF6jest 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 [11]. Należy pamiętać, że na prawidłową pracę urządzeń elektroenergetycznych – zwłaszcza wyłączników, ma wpływ jakość gazu. Gaz w stanie dostawy musi spełniać określone wymagania pod względem zawartości zanieczyszczeń (tablica 1), gdyż te mają wpływ na właściwości gazu.

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. Zapewnienie dostaw gazu od tego samego dostawcy ułatwia gospodarkę butlami do gazu.

 

Tab. 1. Największe dopuszczalne ilości zanieczyszczeń świeżego SF6 [40].

Rodzaj lub grupa zanieczyszczeń Największa zawartość w stosunku do mas
CF4 0,05% (500 ppmw*)
CF4O2 + N2, powietrze 0,05% (500 ppmw*)
H2O 15 ppmw
kwasy wyrażone w HF 0,3 ppmw
fluorki rozpuszczalne, wyrażone w HF 1,0 ppmw
zawartość oleju 10 ppmw
* ppmw – parts per million weight (liczba cząstek na million cząstek masy)

Choć objętości butli gazowych są znormalizowane: 3, 5, 10, 40 litrów, a zalecane dla odbiorców SF6 są butle 10 i 40 litrowe, to trzeba się liczyć z faktem różnej konstrukcji butli stosowanych przez różnych dystrybutorów. Przy czym zawsze każda butla z SF6 powinna być czytelnie oznakowana obok zaworu (najlepiej powyżej części cylindrycznej): symbolem SF6, słowami „sześciofluorek siarki” w języku kraju pochodzenia, wielkością tary butli bez kaptura ochronnego, rzeczywistą masą zawartości butli.

Stan SFw urządzeniach elektroenergetycznych

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. Zanieczyszczenia gazu w urządzeniu są spowodowane w różnym stopniu wskutek:

  • niewłaściwego doboru materiałów konstrukcyjnych urządzenia, co może być przyczyną desorbcji wilgoci do gazu lub wytworzenia zanieczyszczeń po wtórnej reakcji chemicznej z rozłożonym SF6,
  • błędów montażu fabrycznego, skutek jw.,
  • 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 jw.,
  • działania wewnętrznych mechanizmów urządzenia.

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 (patrz tab. 2).

Tab. 2. Fazy życia wyrobu a stan zanieczyszczeń SF6

Faza konstrukcji –          dobór materiałów konstrukcyjnych

–          dobór materiałów izolacyjnych

–          optymalizacja układu gaszeniowego

–          dobór sorbentu

–          wybór konstrukcji uszczelnień

Faza produkcji –          obróbka elementów, gładkość powierzchni

–          suchy i czysty montaż

–          aktywacja sorbentu

–          wysoka szczelność zmontowanego urządzenia

–          wysoka próżnia, suszenie wnętrza

–          jakość pierwszego napełnienia gazem

Eksploatacja –          montaż i uruchomienie

–          zachowanie zasad eksploatacji wg instrukcji

–          dopełnianie gazem zgodnie z zasadami

–          wyeliminowanie możliwości wprowadzenia zanieczyszczeń podczas przeglądów i remontów

–          okresowa kontrola stanu gazu

–          zachowanie zasad BHP przy urządzeniach z SF6

Likwidacja –          wypompowanie gazu wg zasad recyrkulacji

–          neutralizacja produktów rozpadu gazu

–          zachowanie zasad demontażu

–          ochrona osobista pracowników

–          zachowanie zasad BHP przy pracy z SF6

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. W przypadku wyłączników jest niezwykle ważna optymalizacja komory gaszeniowej. Chodzi o skrócenie czasu łukowego (zmniejszenie energii dostarczanej przez łuk – techniczne zagadnienia będą omówione w rozdziale 7) 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 – szkolenie!) 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 (rozdział 8). Wyłączniki wysokonapięciowe z SF6stanowią 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 i jest omówiony w następnym rozdziale. 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. Zaleca się wykonanie pierwszej kontroli stanu gazu w wyłączniku 24 godziny po napełnieniu go do ciśnienia eksploatacyjnego na miejscu zainstalowania, oraz kolejnej przed upływem okresu gwarancyjnego. Kontrola stanu gazu w czasie eksploatacji powinna wykazać, że zawartość zanieczyszczeń nie osiąga wartości dopuszczalnych (wg Projektu TF 23.10.01 CIGRE):

 

Tab. 3. Rodzaj i dopuszczalne ilości zanieczyszczeń występujących podczas eksploatacji gazu

Zanieczyszczenie Dopuszczalne stężenie (do):
powietrze 3% objętości
woda 800 ppmv przy 0,5 MPa
fluorki i tlenofluorki gazowe 50 ppmv lub 12 ppmv SOF2 + SO2
olej, węgiel, cząstki metaliczne śladowo
* ppmv – parts per million volume (liczba cząstek na million cząstek objętości)

W przypadku stwierdzenia podczas kontroli, że stężenie zanieczyszczeń przekracza poziom dopuszczalny należy wykonać zabieg wymiany gazu lub jego recykling. 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 (opis w dalszej części). 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 (recykling).

W wyjątkowych przypadkach, gdy nie ma warunków do odpompowania gazu, trzeba go wypuścić do atmosfery z równoczesną neutralizacją tzn. wypuszczając go przez filtr i płyn neutralizujący). 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 nie związanych z podłożem, na produkty lepkie i przyczepne do elementów wewnętrznych komory gaszeniowej. W tym przypadku pojawiają się także  większej ilości produkty hydrolizy,
  • powstanie agresywnych gazowych produktów reakcji wtórnych, które cechują się działaniem korozyjnym na elementy konstrukcyjne i silnym oddziaływaniem toksycznym.

Na terenie rozdzielni nie należy wykonywać demontażu komór gaszeniowych wyłączników z SF6! W tych warunkach nie ma możliwości zapewnienia bezpiecznej pracy – nie będą spełnione wymagania normy.

Rozpad SF6  spowodowany łukiem i wyładowaniami elektrycznymi

Sześciofluorek siarki ma tak długo właściwości gazu obojętnego (rozdział 2) dokąd nie zostanie poddany działaniu termicznemu. Ma to miejsce w wyniku normalnej pracy wyłącznika (przerywanie obwodu elektrycznego, gaszenie łuku) i podczas awaryjnych wyładowań elektrycznych. Przerywaniu prądu wysokonapięciowego obwodu elektrycznego towarzyszy zawsze konieczność zgaszenia łuku. W wyłączniku z SF6odbywa się to najczęściej w strumieniu sprężonego gazu. Z racji wysokiej temperatury łuku nie jest do uniknięcia rozpad SF6. Badania przewodności elektrycznej plazmy łuku [1,6] wykazują jej kolejne skoki: pierwszy w okolicy 2000 – 2100 K odpowiada połowicznej dysocjacji SF6 i pojawieniu się wolnej siarki, drugi, przy ok. 3000 K, jest przypisywany dysocjacji SF2 i SF3. Trzeci, w strefie 15000 – 20000 K, wiąże się ze wzrastającym udziałem elektronów. Praktycznie po przekroczeniu ok. 4000 K SF6 jest zdysocjowane na F i S. W tej sytuacji pojawiają się warunki do wtórnych reakcji chemicznych zachodzących wewnątrz komory gaszeniowej. Ma to nie tylko negatywny aspekt.

Na przykład Rieder [31] twierdzi, że pewna agresywność produktów rozpadu SF6 jest nie do uniknięcia, gdyż zalety tego gazu jako gasiwa są związane właśnie z tym rozkładem. Nie można więc oczekiwać, aby wykryto gaz o lepszych własnościach gaszeniowych i mniejszej agresywności produktów rozpadu. Gaz, który nie miałby wad SF6, za to mógłby być stosowany przy wyższych ciśnieniach i niższych temperaturach. Pod wpływem łuku (i wyładowań iskrowych mogą pojawiać się głównie następujące trwałe produkty rozpadu gazu: S, F2, SF2, S2F2, SF44 i S2F10, przy czym najwięcej SF4. W obecności śladów tlenu i pary wodnej (w tej temperaturze też dysocjują), niektóre produkty rozpadu, np. SF4, powodują powstawanie związków typu SOF2, a w obecności metali mogą powstawać fluorki metali [40]. Po spadku temperatury poniżej 1000 K atomy intensywnie rekombinują tworząc różne związki, łącząc się z atomami metali, związkami pochodzącymi z tworzyw sztucznych itp. Gazowe i stałe związki: CuF2, AlF3, WF6, CF4, SF4 noszą nazwę związków pierwotnych i powstają podczas i natychmiast po wyładowaniu łukowym. Po zgaszeniu łuku atomy: siarki, fluoru, tlenu, wodoru, azotu, metali i węgla rekombinują i tworzy się głównie SF6, ale także inne związki, najczęściej: SOF2, SO2, HF, CF4, SF4, SO2F4.

Po wyładowaniach o niskiej energii również S2F10 tj. gaz bardzo toksyczny i trudny do wykrycia, ale powstający w małych ilościach [21]. Powstające w wyłącznikach związki chemiczne są w znacznej ilości wchłaniane przez instalowane wewnątrz komór adsorbenty (Al2O3, sito molekularne, mieszanina NaOH + CaO w proporcji 1/1). Masa adsorbentu jest tak dobierana, aby nastąpiło wchłonięcie wszystkich gazowych związków tlenowych oraz CF4, a zwłaszcza bardzo reaktywne SF4 i WF6, powstających podczas cykli łączeniowych w okresie trwałości styków. Produkty proszkowe (o średnicy od ok. 2mikrom.), osadzające się na powierzchniach elementów komory gaszeniowej, to głównie fluorki metali (np. CuF2, WO3). Praktyka wykazuje, że podczas normalnej eksploatacji wyłącznika, tzn. w okresie wykonania przypisanych trwałością łączeniową wyłączeń prądu roboczego i zwarciowego, niewielka ilość gazu ulega zużyciu. Na przykład obliczono, że 50 wyłączeń przy znamionowej mocy wyłączalnej wyłącznika (amerykańskiego) z SF6 spowodowało obniżenie się ciśnienia gazu tylko o 2% [14]. Wynik badań francuskich potwierdza małe zużycie gazu w procesach łączeniowych.

Określono, że ilość rozłożonego SF6 i wytworzonego SOF2 jest proporcjonalna do energii łuku. stwierdzono, że 1 kJ energii rozkłada w przybliżeniu 2,7 cm3 SF6 i powoduje powstanie ok. 1,5 cm3 SOF2 [15]. W przedziałach rozdzielnicy osłoniętej, w których nie zachodzą procesy łączeniowe, nie powinna następować degradacja gazu. Jedyną przyczyną pojawienia się tu rozpadu SF6 mogą być wyładowania koronowe niezupełne – spowodowane przez defekty, wady izolacji. Mogą one występować lokalnie w wielu częściach rozdzielnicy na bardzo niskim poziomie energetycznym, lecz długotrwale. Wyładowania niezupełne rozkładają SF6 głównie na dwa związki – SF4 i F, które później w następstwie reakcji ze śladami tlenu (O2) i wody (H2O) sformują związki chemiczne takie jak HF, SO2, SO4 i SO2F2. Powstają też, ale w bardzo małych ilościach, wyższe chemiczne związki cząsteczkowe jak S2F10, S2OF10 i S2O2F10[21]. Z powodu niskiej energii, małej intensywności wyładowań, ilość produktów rozpadu, które powstają w urządzeniach są bardzo niskie, rzędu kilkudziesięciu ppmv, przy ciśnieniu napełnienia SF6 na poziomie ok. 500 kPa (a więc większym niż stosuje się w rozdzielnicach). W normalnych warunkach eksploatacji i prawidłowej szczelności obudów nie stanowi to zagrożenia dla personelu.

Źródłem największej ilości produktów rozpadu SF6 w rozdzielnicach są wewnętrzne zwarcia łukowe, którym towarzyszy wydzielenie wielkiej energii z łuku do gazu w zamkniętej przestrzeni, do czasu zadziałania zabezpieczeń i wyłączenia zwarcia. Wiąże się to ze wzrostem ciśnienia, rozładowanego wyrwaniem membrany ochronnej lub przez otwór wytopiony w obudowie. Zachodzące zjawiska chemiczne są podobne w tym przypadku do występujących przy łuku łączeniowym, mogą zachodzić jednak dodatkowe reakcje na skutek stykania się gorącego, zjonizowanego gazu z metalami i innymi materiałami niż stosowane w komorach gaszeniowych wyłączników. Gaz wydostający się na zewnątrz obudowy wchodzi również w reakcje z otaczającą atmosferą, zawierającą między innymi parę wodną, O2 i N2. Rodzaj powstałych produktów chemicznych i ich stężenie zależą od konstrukcji i zastosowanych materiałów, natężenia prądu, czasu palenia się łuku, czasu, który upłynął od wyładowania. Stan poawaryjny z wydostaniem się gazu i jego produktów rozpadu do atmosfery pomieszczenia stanowi największe zagrożenie dla ludzi i wymaga zastosowania właściwej procedury bezpieczeństwa.

Należy jednak pamiętać, że rodzaj produktów rozpadu i ich stężenie zależą od bardzo wielu czynników – trudnych do ujęcia ilościowego. Obecnie badania na świecie koncentrują się na technicznych ulepszeniach i głębszym poznaniu zachodzących zjawisk zarówno w samych urządzeniach, jak i w otoczeniu. Dotyczą one szczególnie następujących zagadnień [8,19]:

  • określenia ilościowych zależności produktów rozpadu od konstrukcji i charakterystyk eksploatacyjnych urządzeń,
  • oddziaływania na system izolacyjny, szczególnie problemów korozji i wytrzymałości powierzchniowej oraz starzenia się izolacji stałej,
  • oddziaływania na środowisko, szczególnie na zjawiska atmosferyczne,
  • oddziaływania na układy biologiczne, szczególnie toksyczności i określenia
  • dopuszczalnych wartości przy krótkotrwałym narażeniu,
  • rozwoju specjalnych technik pomiarowych i urządzeń do identyfikacji produktów rozpadu SF6przy ich małym stężeniu.

Trudno się jednak spodziewać w najbliższym czasie rewolucyjnych rezultatów w tej dziedzinie. Wykorzystanie już obecnej wiedzy daje możliwość stosowania skutecznej ochrony ludzi i środowiska.

Na zakończenie zagadnienie korozyjnego oddziaływania gazu i jego produktów rozpadu [40]. Do 150oC materiały jak: metale, szkło, guma, tworzywa sztuczne, są całkowicie odporne na działanie SF6. W temperaturze 400 – 600oC następuje reakcja SF6 z metalami. Poniżej tej temperatury jeszcze nie występują produkty rozpadu. Produkty rozpadu, które pojawią się w SF6, zdecydowanie bardziej są korozyjne niż sam gaz, zwłaszcza w obecności wilgoci. Metale są intensywnie atakowane przez związki, ale podatność na korozję jest zależna od stężenia i nie jest szczególnie duża. Niektóre materiały nieorganiczne, np. szkło, porcelana, papier izolacyjny, są bardzo podatne na korozję. Inne, np. epoksydowe odlewy, PTFE (teflon), PCV, są zdecydowanie bardziej odporne. Wilgoć bardzo przyspiesza korozję. Stąd wniosek: części demontowane z urządzeń nie pozostawiać nie oczyszczonych i nie osuszonych. Należy podkreślić, że zagadnienie odporności materiałów było szczególnie ważne w początkowym okresie projektowania i produkcji urządzeń z SF6. Na przykład do wyłączników napowietrznych opracowano specjalną porcelanę (na bazie Al2O3), która jest w pełni odporna na produkty rozpadu SF6 nawet bez polewy (wewnątrz komory). Odrębny program dotyczył również opracowania odpowiedniej gumy na uszczelki. W każdym programie badawczym materiałów brano pod uwagę fakt, że urządzenia z SF6mają pracować 20, 30 lub więcej lat.

SF6 a środowisko naturalne

Powszechne już stosowanie na świecie SF6 w aparatach elektroenergetycznych wywołuje często obawy, w jakim stopniu gaz ten i jego produkty rozpadu, zagrażają globalnemu środowisku naturalnemu. Przedmiotowa literatura poświęcona zagadnieniom wpływu SF6 na środowisko naturalne [19, 20] wiele zagadnień wyjaśnia. Najbardziej szczegółowo analizuje się dwa zagadnienia mając na uwadze wpływ SF6 na środowisko naturalne:

  • jak użycie SF6przyczynia się do powstawania efektu cieplarnianego,
  • jak bardzo użycie SF6przyczynia się do zanikania w stratosferze warstwy ozonowej.

Analizując „schemat życia” SF6, zauważamy, że mniej niż 80% wyprodukowanego na całym świecie gazu jest zużywana w urządzeniach elektroenergetycznych służących do dostarczania i rozdziału energii elektrycznej. Pozostała część (ponad 20%) wytworzonego gazu jest wykorzystywana w przemyśle metalurgicznym magnezu i aluminium, a także w instalacjach dźwiękowych. Zatem pytanie o wpływ na atmosferę SF6 stosowanego w elektroenergetyce jest uzasadnione. W analizie tego wpływu [18, 19, 20] wzięto pod uwagę, że:

  • poziom produkcji w ostatnich latach, wg danych przedstawionych przez producentów SF6wynosi tylko 6 – 7 tyś. Mg rocznie (gdy np. produkcja freonów aż ok. 643 tyś Mg rocznie), ale nie jest to poziom emisji do atmosfery,
  • jedynie część (ok. 80%) tej ilości jest przeznaczona dla przemysłu elektrycznego,
  • SF6stosowane w przemyśle elektroenergetycznym jest przechowywany w zamkniętych naczyniach (rozdzielnice, wyłączniki) i w butlach,
  • przyczynami emisji spowodowanej przez urządzenia elektroenergetyczne z SF6są jedynie błędy obsługi lub wyciek wskutek nieszczelności urządzeń.

Przyczyny te są minimalizowane dzięki szkoleniu personelu i wysokiej szczelności urządzeń. Obecnie międzynarodowe normy określają ilość dopuszczalnych strat spowodowanych przez nieszczelność urządzeń z SF6 na nie więcej niż 1% rocznie. Badania statystyczne instalacji SF6 wykazują straty znacznie niższe od wymienionych w normie. Straty spowodowane przez obsługę mogą być zminimalizowane przez stosowanie odpowiednich procedur, a szczególnie dzięki stosowaniu procesu recyklingu, aby uniknąć przedostania się gazu do atmosfery.

Stwierdza się, że wpływ SF6 dostającego się do atmosfery na efekt cieplarniany jest pomijalny i gaz ten nie uczestniczy w efekcie stratosferycznego rozkładu ozonu – nie ulega bowiem aktywności fotolitycznej, bo nie ma w swym składzie atomów chloru. Jednak SF6, podobnie jak wiele innych gazów np. CO2 lub CFCs, absorbuje promieniowanie podczerwone w obszarze atmosfery, w którym występuje to widmo promieniowania, jego obecność w atmosferze może przyczynić się do tak zwanego wtórnego sztucznego napromieniowania podczerwonego, powracającego w dolne partie atmosfery, powodującego efekt cieplarniany. Należy jednak podkreślić, iż omawiany wyżej efekt cieplarniany jest wywoływany sztucznie, powiększany przez działalność człowieka, w odróżnieniu od naturalnego ocieplania powodowanego przez wydzielającą się parę wodną, CO2 itp. Wpływ SF6 na globalne ocieplenie zależy od:

  • jego stężenie w atmosferze, które jest z kolei zdeterminowane przez to, jaką ilość gazu uwolniono do atmosfery, a także przez to, jak długo SF6 zachowuje w atmosferze swoje właściwości,
  • jego właściwości absorpcyjnych – w obszarze w którym występuje widmo promieniowania podczerwonego.

Analiza wpływu najważniejszych gazów powstających w wyniku działalności człowieka na zwiększenie się efektu cieplarnianego, oraz ocena takiego wpływu wywołanego SF6 [20], pokazała, że obecnie SF6przyczynia się do ocieplania na skutek promieniowania tylko o 0,07%, w porównaniu do całkowitego efektu cieplarnianego, powodowanego przez wspomniane wyżej gazy, powstające w wyniku działalności człowieka. Podobnie oszacowano przyszły wpływ SF6 na omawiane zjawisko. Przyjmując, że w roku 2100 spodziewane stężenie SF6 w atmosferze będzie wynosiło 10 pptv (pptv = 1/10-12 obj.), tzn. ilość uwolnionego do atmosfery gazu wyniesie 1/3 globalnej produkcji, wpływ SF6 będzie rzędu 0,2% całego wpływu wszystkich wytwarzanych w wyniku działalności człowieka gazów. Wykazano zatem, że mimo dużego relatywnego i potencjalnego wpływu na globalne ocieplenie, jednak przyczynienie się SF6zarówno obecnie jak i w przyszłości do zwiększenia efektu cieplarnianego będzie nieistotne. Głównie dzięki ograniczeniu ubytków gazu z urządzeń i emisji gazu wskutek błędów obsługi. Podobnie jest jeśli chodzi o zubożenie przez SF6 warstwy ozonu w stratosferze.

Zubożenie warstwy ozonu w stratosferze spowodowane przez CFC (freon) powstaje w wyniku procesu, w trakcie którego chlor (składnik CFC) wydziela się w postaci atomów na skutek dysocjacji spowodowanej promieniowaniem świetlnym (słońca) a następnie zachowuje się jak katalizator w procesie dysocjacji ozonu. Promieniowanie ultrafioletowe UV dysocjuje atomy chloru Cl z cząsteczek CFC, które reagują z O i tworzą tlen O2 i tlenek chloru ClO. Ten ostatni jest ponownie przetwarzany w atomy chloru Cl i O2 na skutek reakcji z atomami tlenu i w ten sposób chlor Cl staje się na nowo dostępny, od nowa jest przyczyną destrukcji ozonu. Zwykle jeden atom chloru niszczy 10 000 cząsteczek ozonu zanim nastąpi związanie wolnych rodników (atomów chloru) w wyniku innych reakcji. Natomiast fluor F, który jest jedynym składnikiem SF6 pochodzącym z grupy halogenów (fluorowców), nie ma zdolności katalitycznych, ponieważ atom fluoru F jest szybko poddawany reakcji tworzącej HF. Konkludując (za [20]) stwierdzamy, iż SF6 nie przyczynia się do niszczenia warstwy ozonu w stratosferze. Pozostaje jeszcze do omówienia zagadnienie wprowadzania do środowiska produktów rozpadu SF6 i ich na nie oddziaływanie. Otóż o ile samo SF6 jest gazem bardzo stabilnym chemicznie i pozostaje w atmosferze bardzo długo, bo nie wchodzi w żadną reakcję, która by prowadziła do degradacji tego gazu, to związki powstające w wyniku rozpadu SF6, które mogą być wytwarzane w czasie wyładowań niezupełnych, iskrowych i łukowych, są niegroźne dla środowiska, jako że są one silnie reaktywne i niezwykle szybko przekształcane są w nieszkodliwe dla środowiska produkty końcowe. Do tego dochodzi fakt znacznej adsorbcji produktów rozpadu i ich związków wtórnych w filtrach urządzeń, w których powstają i tylko niewielka ich ilość dostaje się do atmosfery wskutek nieszczelności. Oczywiście jest tak pod warunkiem wyeliminowania świadomej ewakuacji gazu z urządzeń przez człowieka. Awarie łukowego wytopienia obudów, z niekontrolowanym wyrzutem gazu i jego produktów rozpadu do atmosfery, są niezwykle rzadkie – urządzenia z SF6 są bardzo pewne. Przeciwnicy stosowania SF6 ze względu na jego oddziaływanie na środowisko naturalne, w tym produkty rozpadu gazu, zakładają, że cała wyprodukowana ilość SF6 zostanie ostatecznie uwolniona do atmosfery. Jednakże w przeciwieństwie do innych wytwarzanych przez człowieka gazów, SF6 używany w urządzeniach elektroenergetycznych jest przechowywany w sposób właściwy, a działanie instalacji i sprzętu dodatkowego zapewnia, że wypuszczenie SF6 do atmosfery jest niemożliwe. Do takiej tezy upoważnia wprowadzanie do praktyki recyklingu – procesu przywracania zdolności stosowania SF6 w aparatach.

Należy podkreślić, że w przeszłości recykling nie był szeroko praktykowany z następujących powodów:

  • producenci i użytkownicy SF6nie byli w pełni świadomi w kwestii ochrony środowiska,
  • około 20% wyprodukowanego SF6używane jest poza przemysłem elektrycznym, co nieodłącznie jest związane z jego uwolnieniem do atmosfery (np. w przemyśle metalurgicznym),
  • z czysto ekonomicznego punktu widzenia recykling SF6wydawał się atrakcyjny tylko w przypadku obsługi bardzo dużych ilości gazu, aby inwestycje w sprzęt do recyklingu okazały się rentowne,
  • nie zdefiniowano klarownie, jasno, procedur i technologii recyklingu,
  • nie opracowano norm (procedur) dla SF6odzyskanego na miejscu zainstalowania urządzeń elektroenergetycznych z SF6 lub w fabryce,
  • przedostanie się SF6 do atmosfery w przeszłości nie było wystarczająco analizowane.

Wszystkie powyższe powody w przyszłości stracą znaczenie. Ostatnie przeprowadzone przez CIGRE ankiety obrazują, że większość użytkowników urządzeń elektroenergetycznych z SF6 jest świadoma konieczności ochrony środowiska naturalnego. Są oni przygotowani na to by uniknąć uwolnienia SF6 do atmosfery i rozpocząć systematyczne odzyskanie SF6 w miejscu zainstalowania urządzenia z SF6.

Podsumowując (za [20]) rozważania tego rozdziału stwierdzamy, że:

  • SF6nie przyczynia się do zubożenia warstwy ozonu w stratosferze,
  • obecnie wkład SF6w powstanie efektu cieplarnianego jest nieistotny ponieważ jego stężenie w atmosferze jest niskie i takie pozostanie aż do końca przyszłego stulecia, pod warunkiem że będziemy minimalizować wycieki z urządzeń elektroenergetycznych z SF6, zawsze przeprowadzać recykling w trybie pilnym, oraz ulepszać obsługę urządzeń z SF6,
  • SF6ma doskonałe własności izolacyjne i gaszeniowe, gaz jest nieodzowny w urządzeniach służących do przesyłu energii elektrycznej.

Co zatem powinniśmy robić, jeżeli świadomie chcemy w dalszym ciągu stosować SF6 w aparatach elektrycznych:

  • SF6nie może być rozmyślnie wypuszczany do atmosfery,
  • straty SF6z urządzeń elektrycznych są zmniejszane dzięki ulepszeniom konstrukcji i powinny być dalej minimalizowane dzięki odpowiedniemu montażowi i prawidłowym procedurom obsługiwania,
  • SF6powinien być poddawany recyklingowi w przypadku demontażu i likwidacji urządzeń,
  • powinny być ściśle przestrzegane normy międzynarodowe dotyczące procedur recyklingu i czystości zużytego SF6(w pewnym zakresie wymagają jeszcze ustanowienia).

Realizacja tych postulatów jest oczywiście uzależniona od świadomości w zakresie zagadnień stosowania SF6 – poczynając od kierownictwa stacji elektroenergetycznych, po personel techniczny. Duże znaczenie miało by opracowanie krajowych przepisów w zakresie obsługi urządzeń z SF6 i szkoleń personelu. Więcej informacji o recyklingu znajdziemy w rozdziałach 8 i 10.

Rozdzielnice wysokonapięciowe osłonięte izolowane  SF6

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 SF6jest 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,
  1. Ze względu na układ szyn zbiorczych:
  • pojedynczy układ szyn zbiorczych,
  • podwójny układ szyn zbiorczych,
  1. Ze względu na zdolność łączenia zastosowanego łącznika:
  • rozdzielnice (pola) wyłącznikowe,
  • rozdzielnice (pola) rozłącznikowe,
  1. Ze względu na sposób ustawienia wyłączników:
  • rozdzielnice z wyłącznikami poziomymi,
  • rozdzielnice z wyłącznikami pionowymi,
  1. 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,
  1. Ze względu na miejsce zainstalowania rozdzielnicy:
  • rozdzielnice wnętrzowe,
  • rozdzielnice napowietrzne.
  1. 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. 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. 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 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.

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.

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 -5oC do 35oC, 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.

Wyłączniki z SF6

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 (rozdział 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 dźwigni 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.

Zasady BHP przy urządzeniach z SF6

Ponad trzydziestoletnie doświadczenia stosowania SF6 w urządzeniach elektroenergetycznych pokazały, że nie powstają groźne 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 recyklingu SF6

W dyskusji nad wpływem SF6 na atmosferę ziemską jest często przyjmowane (niesłusznie) założenie, że cała wyprodukowana ilość tego gazu zostanie ostatecznie uwolniona do atmosfery. Jednakże, w przeciwieństwie do innych wytworzonych przez człowieka gazów, SF6 zastosowany w urządzeniach elektroenergetycznych, nie musi tam trafić. Jak wspomniano w rozdziale 3, produkcja, eksploatacja i likwidacja urządzeń z sześciofluorkiem siarki spełniają założenia strategii „Czystszej Produkcji” – strategii ochrony środowiska, zdefiniowanej i zalecanej w rozdziale 30 Globalnego Programu Działań Konferencji ONZ nt. „Środowisko i Rozwój” (w Rio de Janeiro, czerwiec 1992 roku), zwanego popularnie Agendą 21. „Czystsza Produkcja” to zapobieganie powstawaniu odpadów od produkcji do likwidacji urządzenia. Jedną z opcji realizacji tej strategii jest proces recyklingu (recyrkulacji).

Obecnie, gdy już w Polsce coraz więcej przedsiębiorstw ubiega się o certyfikację zarządzania środowiskowego wg norm międzynarodowych serii ISO 14000, trudno się godzić na ewentualne, niefrasobliwe emitowanie SF6 do atmosfery w przypadku likwidacji urządzenia. W tej sytuacji poddawanie SF6 recyklingowi jest logicznym etapem jego użytkowania. Zagadnienia recyklingu są omówione w tym rozdziale w oparciu o dwie publikacje Electry [20, 21]. Szczegółowe wyjaśnienia dotyczące recyklingu znajdą zainteresowani w Technicznej Broszurze CIGRE nr 117. Termin recykling (ang. Recycling) należy rozumieć jako połączenie regeneracji i ponownego użycia na miejscu zainstalowania urządzenia energetycznego, lub oczyszczenie gazu u producenta, gdy nie może być on łatwo zregenerowany na miejscu, aż po nieszkodliwe dla środowiska naturalnego ostateczne usunięcie SF6 z ekocyklu. Postępowanie to powinno być wspierane odpowiednimi normami międzynarodowymi, procedurami i użyciem odpowiedniego sprzętu. Korzyści jakie z tego wypływają są następujące:

  • zgodność z publiczną polityką na świecie, aby unikać uwalniania gazów, pochodzących z działalności człowieka, do środowiska naturalnego,
  • zachowanie wartościowych substancji (właściwe dla recyklingu),
  • demonstracja dobrowolnego wysiłku, aby ograniczyć emisję gazów bez konieczności formalnych regulacji wydanych przez władze.

W przeszłości najważniejszą kwestią była minimalizacja wycieków z urządzeń. Postęp w dziedzinie szczelności aparatów elektroenergetycznych z SF6 dał rezultat w ograniczeniu wycieków do wartości rzędu 0,1% rocznie. Pojawiły się też typy urządzeń „uszczelnionych na cały okres eksploatacji”, które nie wymagają żadnej obsługi (dopełniania) w całym okresie eksploatacji. Teraz zagadnieniem najważniejszym jest zapobieganie świadomemu wypuszczaniu SF6 z urządzeń do atmosfery – podczas remontów lub likwidacji instalacji. Ponieważ okres eksploatacji aparatów z SF6 jest długi, mamy zatem czas na planowe przygotowanie i polskiej energetyki do realizacji procedur recyklingu. Zastosowanie w praktyce technicznej recyklingu SF6 wymaga:

  1. urządzeń elektroenergetycznych z SF6konstruowanych w ten sposób, aby ułatwić procedurę recyklingu,
  2. odpowiedniej obsługi gazu i procedur recyklingu,
  3. odpowiedniej obsługi gazu i wyposażenia przeznaczonego do jego recyklingu,
  4. znajomości źródeł i wielkości zanieczyszczeń jakich można oczekiwać w SF6używanym w instalacji energoelektrycznej,
  5. norm dotyczących czystości zregenerowanego SF6, który ma być ponownie użyty w wyposażeniu elektrycznym,
  6. metod sprawdzania jakości zregenerowanego gazu,
  7. mając na względzie długotrwałą perspektywę, dodatkowo, jest wymagany projekt całkowitego zniszczenia SF6, za pomocą którego gaz może zostać; wyeliminowany z ekocyklu poprzez transformację w substancje nieszkodliwe dla środowiska naturalnego.

Interesujące, z punktu widzenia świadomości użytkowników urządzeń z SF6 wobec problemów obsługi i recyklingu gazu, są wyniki ankiety Specjalnej Komisji CIGRE (WG 23.10). Z odpowiedzi ankietowanych wyniknęły następujące kwestie:

  • obecnie występuje niewielki dostęp do procedur i urządzeń przeprowadzenia recyklingu SF6,
  • tylko użytkownicy wysokonapięciowej aparatury łączeniowej i izolowanych SF6rozdzielnic osłoniętych, poddają gaz recyklingowi.
  • powody dla których nie poddaje się SF6recyklingowi to koszty sprzętu i siły roboczej i niezwykle surowe wymagania czystości nowego gazu, wprowadzone przez standardy IEC 376, które zostały określone przez kilku producentów, aby zapewnić prawidłowe funkcjonowanie sprzętu,
  • wyposażenie do obsługi i recyklingu SF6jest dostępne w szerokim zakresie na rynku – od bardzo prostego do skomplikowanego.
  • obecnie stosowane procedury recyklingu są zróżnicowane i w dużym zakresie wzajemnie niezgodne, niekonsekwentne a nawet sprzeczne,
  • kryteria czystości w stosunku do gazu poddanego już recyklingowi różnią się od siebie w bardzo dużym zakresie,
  • ilościowa znajomość obecnych wycieków i strat gazu przy obsłudze jest często nie wystarczająca,
  • szacowane koszty i korzyści związane z recyklingiem gazu bardzo się różniły w ocenie ankietowanych.

Na tej podstawie sformułowano następującą konkluzję: „uświadomiono sobie potrzebę recyklingu SF6, ale instrukcje i poradniki zawierające szeroki zakres zaleceń dotyczących obsługi i recyklingu, ciągle są jeszcze pilnie potrzebne. Jak również są konieczne realistyczne normy dotyczące czystości dla zregenerowanego SF6, który ma być ponownie użyty w wyposażeniu energoelektrycznym”. Omówienie w zarysie zaleceń dotyczących procedury recyklingu i sugestii ustaleń przyszłych norm dotyczących czystości gazu [21] wymaga zdefiniowania kilku terminów użytych w tekście:

  • regenerator– urządzenie przeznaczone do oczyszczania używanego gazu w celu ponownego użycia w zainstalowanym urządzeniu energetycznym,
  • gaz zregenerowany– sześciofluorek siarki, który został poddany procesowi w regeneratorze,
  • odzyskiwanie– przekazanie gazu pochodzącego z urządzenia elektroenergetycznego z SF6 do regeneratora,
  • przechowywanie– tymczasowe przechowywanie zregenerowanego na miejscu gazu,
  • ponowne użycie– użycie zregenerowanego gazu do ponownego napełnienia nim urządzenia elektroenergetycznego z SF6,
  • wymagania czystości dla ponownego użycia– maksymalne poziomy zanieczyszczenia, które można tolerować, a które zregenerowany gaz musi spełniać, aby nadawał się do ponownego użycia,
  • dalsza obróbka– dodatkowy proces oczyszczania, który jest wymagany dla gazu nie spełniającego wymagań czystości dla ponownego użycia,
  • ostateczne zniszczenie– transformacja gazu w substancje, które mogą być zarówno użyte w innych celach jaki zniszczone w sposób nieszkodliwy dla środowiska (strategia „Czystszej Produkcji”),

Recykling – w kontekście całego rozdziału termin ten należy rozumieć w ten sposób, aby zawrzeć w tym pojęciu wyżej zdefiniowane procesy odzyskiwania, regeneracji, przechowywania, ponownego użycia, dalszej obróbki i ostatecznego zlikwidowania (zniszczenia).

Zanieczyszczenie gazu SF6 i tego skutki

Zagadnienie powstawania zanieczyszczeń w sześciofluorku siarki zostało w zasadzie już omówione w rozdziałach 3 i 4. Tam zwrócono głownie uwagę na rozpad gazu w wyniku normalnej (wyłączniki) lub awaryjnej pracy urządzeń, a następnie na zagrożenie jakie te zanieczyszczenia stanowią dla obsługi. Ponieważ stan gazu ma zasadnicze znaczenie dla procesu recyklingu, warto pokrótce omówić zagadnienie powstawania zanieczyszczeń w SF6 z tego punktu widzenia. Zanieczyszczenia SF6, które mogą być generowane w urządzeniach elektroenergetycznych, wywodzą się z sześciu głównych źródeł, mianowicie:

  1. obsługa gazu (napełnianie i dopełnianie aparatów),
  2. wycieki (wskutek nieszczelności),
  3. zanieczyszczone powierzchnie: obudów, elementów konstrukcji, urządzeń adsorbujących,
  4. produkty rozpadu SF6w wyniku wyładowań elektrycznych,
  5. wtórne reakcje chemiczne,
  6. mechaniczne generowanie cząstek pyłu w urządzeniu.

Powietrze zostawione w osłonie podczas wykonania próżni przed napełnieniem SF6 i wprowadzone przy napełnianiu i dopełnianiu wyposażenia, gdyż pozostaje ono w przewodach i zaworach, może zostać mimowolnie dodane do SF6. Jest to zwykle efekt błędów obsługi lub użycia niesprawnego sprzętu i może stanowić duże zanieczyszczenie. Ilość powietrza (i nawet kurzu), która jest wprowadzona w ten sposób, może być zmniejszona poprzez:

  • odpowiednią konstrukcję przewodów i zaworów,
  • przestrzeganie odpowiedniej procedury obsługi,
  • dokładne wypompowanie powietrza z obudowy, zanim napełni się wyposażenie SF6, (np. poniżej 1 milibara).

Zanieczyszczenie gazu przez przeciek to efekt wnikania (dyfundowania) powietrza i wilgoci do osłon ciśnieniowych z zewnątrz, ponieważ cząstkowe ciśnienie powietrza i wilgoci (pary wodnej) na zewnątrz osłony jest wyższe niż wewnątrz. Główne ścieżki przecieków mogą stanowić: porowatość osłony (osmoza), uszczelnienia elementów ruchomych, oraz pierścienie uszczelniające typu „O”. Osmoza przez elementy metalowe i izolacyjne jest w praktyce nieistotna, ponieważ współczynniki dyfuzji powietrza i pary wodnej w tych materiałach są bardzo małe. Większe znaczenie mają „ścieżki” przez uszczelnienia.

Wilgoć i powietrze są adsorbowane na wewnętrznych powierzchniach obudów i na powierzchniach elementów przed ich zmontowaniem, zwłaszcza jako pozostałość po ich czyszczeniu. Materiały polimeryczne zawierają wilgotność w swoim wnętrzu i okazują się być najważniejszym źródłem wilgoci w gazie. Urządzenia adsorpcyjne, które nie są poprawnie obsługiwane (aktywowane) mogą zawierać zarówno wilgoć i powietrze, jak i adsorbować produkty rozpadu SF6, które z kolei mogą być uwalniane podczas procesu opróżniania (próżnia) lub przy podwyższonej temperaturze. Ilości substancji, które uległy adsorpcji są trudne do oszacowania, ponieważ zależą one od użycia specyficznych materiałów, metod produkcji, kontroli jakości oraz od montażu i procedur napełniania, konserwacji i obsługi. Zanieczyszczenie SF6, wskutek wyładowań elektrycznych, było dość szczegółowo omówione w rozdziale 4. Dlatego teraz tylko kilka zdań podsumowania tego zagadnienia. Wiemy już, że SF6 ulega częściowo rozpadowi przez wyładowania elektryczne, które można pogrupować na cztery główne typy:

  • wyładowania koronowe niezupełne,
  • wyładowania iskrowe,
  • łuki przy wyłączaniu prądów,
  • łuki wewnętrzne.

Pierwsze z nich, występujące tylko w przypadku defektów i wad izolacji, wnoszą stosunkowo małe ilości zanieczyszczeń. Drugi typ wyładowań pojawia się przy dużej ilości wad izolacji lub w trakcie operacji łączeniowych. Powstaje wtedy podobny rodzaj produktów rozpadu co w wyładowaniach koronowych, ale ich ilość i skład są inne. Na przykład w przedziałach odłącznikowych są bardzo małe, ponieważ jednostki te rzadko działają i przerywają jedynie małe prądy pojemnościowe. Wyższe ilości mogą być tylko skumulowane przy poważnych wadach izolacji, powodujących stałe powstawanie wyładowań iskrowych, oraz gdy przedział z taką wadą nie jest wyposażony w adsorber. Znacznych ilości zanieczyszczeń można spodziewać się w aparatach, w których z zasady działania występuje łuk łączeniowy. W wyłącznikach łuk podczas wyłączania dużego prądu jest przyczyną erozji materiałów stykowych i dysz w wyniku oddziaływania gorącej plazmy łukowej. Główną przyczyną dekompozycji, rozpadu SF6, jest reakcja tych produktów erozji materiałów z fragmentami termicznie zdysocjowanego SF6 i innych gazów śladowych, takich jak powietrze i para wodna. Najważniejsze z tych reakcji opisują następujące sumaryczne wzory:

Cu + SF6 → CuF2 + SF4

W + 3 SF6 → WF6 + 3 SF4

CF2 + SF6 → CF4 + SF4

Pierwsze dwie reakcje są związane z materiałem pochodzącym ze styków opalnych, do produkcji których są używane zwykle miedź (Cu) i wolfram (W). Ostatnia reakcja powstaje wskutek erozji PTFE (polimer CF2), który jest stosowany na dysze. CuF2 to substancja stała (proszek). Dwa gazy SF4 i WF6 są bardzo reaktywne, ale w znacznej ilości są usuwane z objętości gazu poprzez:

  • absorpcję z następującą potem transformacją poprzez reakcję chemiczną,
  • wtórne reakcje chemiczne w gazie, głównie hydrolizę z pozostałością wilgoci w gazie,
  • wtórne reakcje na powierzchni osłon, głownie hydrolizę z wilgocią zaabsorbowaną z powierzchni i reakcje z tlenkami / wodorotlenkami metali i zawierającymi krzem substancjami, takimi jak filtry kwarcowe i izolatory polimeryczne.

W aparaturze łączeniowej absorbcja w filtrach (do tego celu) jest dominującym mechanizmem usuwania produktów rozpadu. Dwa pozostałe procesy są relatywnie nieistotne z ilościowego punktu widzenia. Dzięki adsorbentom, praktycznie tylko w rzadkich przypadkach, gdy są wyłączane często bardzo duże prądy, może zaistnieć w krótkim czasie duże stężenie zanieczyszczeń.

Po kilku godzinach lub dniach, stan ten ulega poprawie, zdeterminowanej okresem i skutecznością adsorpcji.

Łuki wewnętrzne są rezultatem przebicia izolacji stałej lub nieprawidłowego wyłączania przez aparaturę łączeniową i zdarzają się niezwykle rzadko. W tych przypadkach łuk najczęściej zapala się między elementami metalowymi, które nie są na łuk odporne, np. wykonanymi z aluminium, miedzi i stali. Materiały podlegają bardzo dużej erozji łukowej. Stężenie produktów zanieczyszczających SF6może w takich przypadkach osiągać wysoki poziom (do kilku procent objętości gazu).

Mechaniczne generowanie cząstek pyłu jest głównie ze styków. W prawidłowo zaprojektowanym łączniku, cząstki wycieranego metalu, powinny opadać w obszar, w którym nie mają żadnego wpływu na stan izolacji. Jeżeli jednakże wpadną w obszar wysokonapięciowego pola elektrycznego, np. na powierzchnię przegrody izolacyjnej, mogą one spowodować przeskok po powierzchni izolatora i ostatecznie doprowadzić do wyładowania łukowego. W procesie recyklingu trzeba zawsze skutecznie usuwać te cząstki. Skutki omówionych kolejno zanieczyszczeń SF6 można ująć w następujących punktach:

  • zagrożenie dla zdrowia i środowiska naturalnego,
  • korozja materiałów,
  • pogorszenie wytrzymałości izolacyjnej przerwy między-stykowej,
  • pogorszenie wytrzymałości powierzchniowej izolacji,
  • pogorszenie zdolności łączeniowej aparatów,
  • zmiana odprowadzania ciepła.

W opracowaniu [21] całkowity obraz najważniejszych zanieczyszczeń, ich źródeł i efektów niszczących, oraz poziomy do zregenerowania i wykrywania, są omówione szerzej.

Proces recyklingu SF6

Podstawowe cechy jakie powinien spełniać proces recyklingu przedstawia schemat obok. SF6 jest wypompowywany z instalacji poprzez filtr do zbiornika magazynującego. Jeżeli wiadomo, że gaz jest w dużym stopniu rozłożony, jeżeli reakcje gazowe są daleko posunięte (na przykład po nieprawidłowym, nienormalnym wyładowaniu łukowym), używa się dodatkowego filtru przed pompą.

Gaz znajdujący się w zbiorniku magazynującym jest poddawany sprawdzeniu przez detektor jakości SF6. Jeżeli spełnia on wymagania czystości dla ponownego użycia, instalacja może zostać nim ponownie napełniona. Jeżeli nie spełnia on określonych wymagań może być albo przeznaczony do dodatkowej obróbki w specjalnym urządzeniu czyszczącym, albo może zostać zniszczony. Proces recyklingu zwykle jest zakończony ostatecznym sprawdzeniem jakości gazu, którym ponownie wypełniono urządzenie elektroenergetyczne. Regeneratory, służące do praktycznego przeprowadzenia tego procesu na SF6 dostępnym na rynku, są już dawno używane. Są one osiągalne, możliwe do nabycia i zainstalowania na stałe. Obecnie maleją ich koszty, ulepsza się sposób działania, zmniejsza się gabaryt aż do sprzętu przenośnego, nadającego się do obsługi mniejszych ilości gazu. Dodatkowo jest dostępny sprzęt do obróbki gazu silnie zanieczyszczonego. Jakość, otrzymanego w wyniku recyklingu SF6, może być sprawdzona przez dostępny na rynku sprzęt mierzący zawartość wilgoci, produktów rozpadu oraz objętość gazu nie będącego SF6 (domieszek). Najważniejsze cechy charakterystyczne działania regeneratora to:

  • zdolność do przechowywania SF6 – Mst [kg],
  • ciśnienie przechowywania – pst [kPa] lub [bar],
  • metody przechowywania,
  • ciśnienie dla pozostałości po odzyskaniu – pres [kPa] lub [mbar] (ciśnienie pozostałości w urządzeniu elektrycznym, poniżej którego gaz nie może zostać odzyskany i sprężony do poziomu ciśnienia przechowywania pst),
  • wskaźnik działania sprężarki – pst/pres,
  • prędkość odzyskiwania [m3/min]: czas potrzebny na opróżnienie objętości gazu równej 1m3 o ciśnieniu atmosferycznym poprzez obniżenie go do ciśnienia pozostałego powietrza (1mbar),
  • prędkość ponownego napełnienia [kg/min]: czas potrzebny na napełnienie, gazem znajdującym się w zbiorniku magazynującym pod określonym ciśnieniem przechowywania, urządzenia elektroenergetycznego tak, aby gaz miał już określoną wartość ciśnienia działania aparatu,
  • kontrola sprawności działania, odporności na uszkodzenia (aby uniknąć zanieczyszczenia gazu poprzez nieprawidłową obsługę),
  • ułatwienia przy wymianie / obsłudze / usuwaniu filtru.

Wszystkie wymienione powyżej prędkości przeprowadzania procesów odnoszą się do poziomów, przy których nie ma strat przy przepompowywaniu pomiędzy urządzeniem elektroenergetycznym a regeneratorem.

Ponowne użycie zregenerowanego (tzn. odzyskanego i oczyszczonego) gazu powinno nastąpić po usunięciu powietrza z urządzenia elektroenergetycznego przy pomocy pompy próżniowej (używając rurek do odzyskania) i wtedy należy ponownie napełnić to urządzenie gazem ze zbiornika magazynującego, stosując sprężarkę tłokową dla SF6 (używając rurek do ponownego napełniania). Osobne użycie rurek do odzyskania i ponownego napełniania, ma na celu uniknięcie szczególnego zanieczyszczenia gazu. I jeszcze uwaga: odpowiedni typ i rozmiar urządzenia do regeneracji SF6 powinien być wybrany mając na uwadze jakość gazu i jego ilość. Należy brać pod uwagę czy urządzenie do regeneracji może być transportowane czy powinno pozostawać na stałym miejscu.

Zarówno z ekologicznego i jak i ekonomicznego punktu widzenia jest pożądane, aby utrzymywać w SF6 zanieczyszczenia na niskim poziomie tak, aby było można wykonać wielokrotnie regenerację gazu w miejscu zainstalowania urządzenia elektroenergetycznego. Ta sama porcja SF6 powinna być używana podczas badań wyrobu, instalowania, konserwacji i napraw. Kiedy graniczne poziomy są już w urządzeniu osiągnięte, gaz powinien zostać wycofany z eksploatacji. Powinien on po regeneracji być przekazany do wykorzystania w nowo instalowanym urządzeniu.

Zatem powinien być w ciągłym użyciu. Takie ciągłe używanie gazu będzie możliwe jeśli zostanie zagwarantowany wysoki poziom jego jakości, aby mógł on spełniać swoje funkcje wielokrotnie. Może to być osiągnięte tylko przez odpowiednią obsługę gazu i regenerację wykonywaną w miejscu zainstalowania urządzeń energetycznych. Użytkownicy małych ilości SF6 i bardzo rzadko wykonujący obsługę gazu (np. wymianę) mogą uważać, iż inwestowanie we własne urządzenia do oczyszczania gazu jest bardzo kosztowne. Wtedy może być bardziej opłacalne korzystanie z usług serwisowych specjalnych przedsiębiorstw.

Wydaje się celowe powołanie w krajowej energetyce, „sekcji obsługi SF6” (pracowników odpowiednio przeszkolonych), która byłaby wyposażona w samochód z pełnym zestawem urządzeń do recyklingu i pomiarów stanu SF6. Sekcja taka może mieć również za zadanie przeglądy i generalne remonty (związane z demontażem aparatów) urządzeń elektroenergetycznych z sześciofluorkiem siatki.

Spis literatury

[1] E. BALL; „Modern cable termintions in metalclad switchgear”, IEE Conference on metalclad switchgear. Conf. Publ. 83,

 

[2] D. BATTAGLIA; „L’hexafluorure de soufre, nouveau moyen d’extinction de l’arc dans les disjoncteurs a haute tension”, Bull. SFE, ser 8-e. T. III. 1962, nr 34,

 

[3] D. BERG, C. WORKS; „Effect of Space Charge on Electric Breakdown os Sulfur Hexafluoride in Nonuniform Fields”, AIEE Trans. PAS, t. 77, cz. III, 1958,

 

[4] R.J. BRUNT, J.T. HERRON; „Fundamental Processes of SF6 Decomposition and Corona Discharges”, IEE Trans. On Electr. Insul. 1990 nr 1,

 

[5] E. CLAY i inni; „Human Health Risk Assesment Process for the Use of Sulfur Hehafluoride in the Electrical Utility Industry”, VII Int. Symp. Gaseous Dielectrics, USA 1994,

 

[6] L. FROST, R. LIEBERMAN; „Composition and Transport Properties of SF6 and Their Use in a Simplified Enthalpy Flow Arc Model”, Proc. IEEE, t. 59,1971, nr 4,

 

[7] S. JANKOWICZ, A. PIECHOCKI, W. PROGA; „Doświadczenia z eksploatacji rozdzielnicy i wyłącznika napowietrznego wolnostojącego WN w izolacji SF6”; Wiadomości Elektrotechniczne, nr 13-14, 1985 r.,

 

[8] S. JANKOWICZ; „Gaz SF6 i produkty jego rozkładu w rozdzielnicach osłoniętych z izolacją gazową”, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 7, 1992 r.,

 

[9] S. JANKOWICZ, A. PIECHOCKI, W. PONIECKI i inni, „Aparatura rozdzielcza w Instytucie Elektrotechniki”, Biuletyn Informacyjny I.El. 1/1995,

 

[10] T. KAWAMURA i inni; „Operating experience of gas insulated Switchgear (GIS) and its influence of the future substation design”; Materiały CIGRE 23-01 1982 Session,

 

[11] S. KNOTHE; „Rozdzielnice wysokonapięciowe izolowane”, WNT Warszawa 1976,

 

[12] J. LAMPE, H. SŁOWIKOWSKA, A. PIECHOCKI, W. PONIECKI, J. SŁOWI-KOWSKI, „Pogorszenie własności dielektrycznych tworzyw izolacyjnych pod wpływem łuku w sześciofluorku siarki”, Przegląd Elektrotechniczny, nr 5 1981 r.,

 

[13] H. LATOUR-SŁOWIKOWSKA, S. JANKOWICZ, A. PIECHOCKI, J. LAMPE, J. SŁOWIKOWSKI; „On the possibillity of diagostics of GCB and GIS by gas chromatografy”, Gaseus Dielectrics V Pergamon Press,

 

[14] H. LINGAL i inni; „An Investigation of the Arc-Quenching Behaviour of Sulfur Hexafluoride”, AIEE Trans PAS, t. 72, cz. III, 1953 r.,

 

[15] W. LEEDS i inni; „The Use of SF6 for High-Power Arc Quenching”, AIEE Trans. PAS, t. 76. Cz. III, Dec. 1957,

 

[16] J. MAKSYMIUK; „Aktualne problemy budowy i eksploatacji wyłączników wysokonapięciowych”, Przegląd Elektrotechniczny, nr 3, 1998 r.,

 

[17] E. MAURY i inni; „Mise en service et premiers resultats d’exploitatio de postes blindes a 225 kV isoles au SF6”, CIGRE, 1970, ref 23-06,

 

[18] G. MAUTHE i inni; „SF6 and the global Atmospfere”, CIGRE 23.10. – Projekt Dokumentu,

 

[19] G. MAUTHE i inni; „Handling on SF6 and its decomposition products in gas insulated Swihgear”, Grupa Robocza 23-03, CIGRE, Elektra nr 136 i 137, 1991r.,

 

[20] G. MAUTHE i inni; „SF6 and the global atmosphere”, Elektra nr 164, 1996r.,

 

[21] G. MAUTHE i inni; „SF6 recycling Guide, Re-use of SF6 gas in electrical power equipment and final disposal”, Electra, nr 173, 08, 1997r.,

 

[22] A. PIECHOCKI, W. PONIECKI, A. RABAJCZYK; „Wyłącznik wysokonapięciowy typu WGN 1”, Prace Instytutu Elektrotechniki, Zeszyt 105 1978,

 

[23] A. PIECHOCKI, W. PONIECKI; „Wpływ napędu na przebiegi gazodynamiczne w wyłącznikach z SF6”, VI Sympozjum Podstaw Teorii Wyładowań Elektrycznych w Gazach, Wilga 1982 r.,

 

[24] A. PIECHOCKI, „Krajowy wyłącznik wysokonapięciowe z sześciofluorkiem siarki?”, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 5-6 1986 r.,

 

[25] A. PIECHOCKI, „Wybrane zagadnienia procesu wyłączania prądu przez wyłącznik z SF6”, Prace Instytutu Elektrotechniki, Zeszyt 141 1986,

 

[26] A. PIECHOCKI, „Calkulation of the dimensions of the extinguishing chamber of a SF6 Circuit-Breaker”, Prace Instytutu Elektrotechniki, Zeszyt 143 1986,

 

[27] A. PIECHOCKI, W. PONIECKI; „Krajowe prace konstruktorskie i badawcze w dziedzinie wysokonapięciowych wyłączników z SF6”, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 7-8 1988 r.,

 

[28] A. PIECHOCKI, W. PONIECKI; „Metody obliczania parametrów gazu w zbiorniku sprężania wyłącznika samosprężnego z SF6”, Przegląd Elektrotechniczny, nr 4 1989 r,

 

[29] A. PIECHOCKI, W. PONIECKI; „Influence of the drive on the swirching of process in the self compressing SF6 circuit breaker”, Sixth International Conference Switching Arc Phenomena. Łódź 1989 r.,

 

[30] A. PIECHOCKI; „Wyłączniki wysokonapięciowe z sześciofluorkiem siarki a ekologia”, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 8 1995 r.,

 

[31] W. RIEDER; „Schwefelhexafluorid als Schaltmedium”, Elektrotechnik u.. Maschinen-bau, t. 87, 1970, nr 1,

 

[32] HM RYAN, GR JONES; „SF6 switchgear”; 1989: Peter Peregrinus Ltd; London,

 

[33] A. SALLESKY: „Die Anwendung von Schwefelhexafluorid in Hochspannungs-schaltgeraten”, Electrie, t.21,1967, nr 10,

 

[34] H. TROGER i inni; „The state of international development and experience with SF6 gas insulated high voltage Switchgear”, Materiały CIGRE 23-01 1982 Session,

 

[35] CIGRE Oprac.zbior.; „Diagnostic Techniques to Defect Abnormal Operating Conditions in Gas Insulated Substations”. Raport 23-08 na sesję 1984,

[36] CIGRE; Study Committet 13, „SWITCHGEAR”; Tutorial; september 1995, Florianopolis – Santa Catarina – Brazil,

 

[37] IEC 17/17A (Secretariat) 398 „The Use of SF6 Gas in High Voltage Switchgear and Controlgear”, May 1993,

 

[38] IEC Publikation 376; „Specification and Accptance of New Sulphur Hexafluoride”,

 

[39] IEC Standard; „High voltage switchgear and control gear – Use and handling of sulphur hexafluoride (SF6) in high voltage switchgear and controlgear”, 1995r.,

 

[40] IEC, Raport Techniczny Nr 1634 – Typu 2, 04 – 1995,

 

[41] PN-87/E 29010 Materiały elektroizolacyjne gazowe. Sześciofluorek siarki w stanie dostawy,

 

[42] PN-87/E 29011 Materiały elektroizolacyjne gazowe. Sześciofluorek siarki pobierany z urządzeń elektrycznych,

 

[43] KATALOGI i INSTRUKCJE APARATÓW z SF6 różnych firm (ABB, ABB SACE, BBC, AEG, GEC ALSTHOM, MAGRINI GALILEO, SIEMENS itd.)

 

[44] A. PIECHOCKI, „Minimalizacja zagrożenia toksycznymi produktami rozpadu sześciofluorkiem siarki powstałymi w wyłącznikach wysokonapięciowych” – projekt wykonany w ramach XIII edycji szkoły CP programu Polsko-Norweskiego NOT – NIF: 1994: praca nie publikowana, dostępna w Bibliotece Centrum CP – Katowice, nr proj. 13.166.

 

[45] A. WYSOCKI; „SF6 w elektrotechnice – mity i rzeczywistość”, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 12, 1998r.

 

[46] A. PIECHOCKI, „Co warto wiedzieć o SF6? Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej, Poznań, 1999 r.”