APW'04
'Automatyka i Pomiary w Warszawie 2004'
(16 września 2004 r.)

Konferencja integracyjno-historyczna zorganizowana z okazji 45-lat Sekcji Automatyki i Pomiarów OW SEP

Integrację służb zabezpieczeń prowadziło Zjednoczenie Energetyki: po pierwsze wymagało tłumaczenia się z "zadziałań" zabezpieczeń podczas awarii, przekazywało w teren informacje, które mogły ustrzec przed następnymi awariami.

W latach 80-tych zatrudnienie w służbach zabezpieczeń okręgów zmalało gwałtownie, wiązało się to z wieściami o rychłej likwidacji okręgów. Zakłady miały różną politykę w stosunku do swoich służb zabezpieczeń. Przykładowo w jednym z zakładów miejskich przydzielono “zabezpieczeniowców” do rejonów, zostawiając kierownika w randze specjalisty w wydziale eksploatacji, aby z daleka nadzorował pracę “zabezpieczeniowców” w rejonach. Jakaś duża awaria ze złym działaniem zabezpieczeń z winy zakładu, dała okazję do “odkręcenia” szkodliwej reorganizacji. Ale coś tkwi w tej chęci pozbywania się “zabezpieczeniowców” z zakładów energetycznych będących już samodzielnymi S. A. - w wielu zakładach służby zabezpieczeń są w spółkach - córkach, ich prace są nadzorowane (“odbierane”) przez jednego “zabezpieczeniowca” w centrali.

Grupa specjalistów d/s zabezpieczeń jeszcze zanim takie kłopoty się ujawniły wystąpiła w 1987 roku do ZG SEP o powołanie Komitetu Automatyki Elektroenergetycznej przy Zarządzie Głównym SEP i taki komitet został powołany. Było to niezwykle korzystne z punktu widzenia automatyki elektroenergetycznej, ponieważ KAE stał się jedyną organizacją jednoczącą specjalistów EAZ z wielu różnych przedsiębiorstw. Coroczne zebranie plenarne w styczniu i 2 konferencje: doroczna przekaźnikowa w październiku i awaryjna w maju cieszą się dużym powodzeniem, integrują i uczą ludzi ważnych rzeczy. Również kwartalnik KAE “Automatyka Elektroenergetyczna” gra rolę integratora podzielonych ludzi, mających ten sam cel: żeby nic nie uszkodziło się z braku działania zabezpieczeń.

"Zabezpieczeniowcy" dość często się spotykają, mogą godzinami dyskutować w swoim gronie. Wynika to z poczucia odpowiedzialności za pełnione obowiązki: chcą przedyskutować z fachowcami problemy jakie napotkali w swojej pracy, poznać jak koledzy radzą sobie z podobnymi problemami, wzbogacić swoją wiedzę. W dyskusjach z "kolegami-zabezpieczeniowcami" człowiek utwierdza się w swoich poglądach lub je zmienia, może zrezygnować z zaplanowanego rozwiązania, przyjąć rozwiązanie sprawdzone gdzie indziej. “Zabezpieczeniowiec” gromadzi w sobie informacje pozwalające mu na: ■ podejmowanie w krytycznych sytuacjach szybkich decyzji i ■ niewpadanie w panikę i radzenie sobie w sytuacjach pozornie bez wyjścia.

Do "rodziny zabezpieczeniowej" zaliczam przede wszystkim prof. Józefa Żydanowicza, którego studentami i dyplomantami było wielu z nas. Przekonanie o ważności pracy "zabezpieczeniowców" wyrobił u mnie mój pierwszy dyrektor Marian Kobyliński, który darzył Wydział Zabezpieczeń niezwykłą sympatią, i można powiedzieć, że był "zabezpieczeniowcem" z zamiłowania; interesował się szczegółami zadziałań zabezpieczeń podczas awarii, zgłaszał tematy do rozwiązania i angażował się w nie bardzo uczestnicząc nawet czasem w próbach.

Zrozumiałam, że ratowanie elementów systemu elektroenergetycznego przed zniszczeniem i samego systemu przed black-out'em jest pracą niezwykle ważną, bo dotyczy ogromnego majątku narodowego i przemysłu najbardziej potrzebnego dla ludzi i jest porównywalne z pracą lekarzy, z wojskiem w czasie wojny. Bardzo mi się podobało, że mówiono na nas “Służba Zabezpieczeń”. Rzeczywiście, traktowaliśmy tę pracę, jak służbę.

Do późnych lat 80-tych wykonywano w laboratorium EAZ sprawdzenia krajowych i zagranicznych zabezpieczeń odległościowych dla inwestycji bez żadnych opłat. To było znamienne dla czasów gospodarki socjalistycznej: obca firma dostarczała kilka zabezpieczeń odległościowych z protokółami fabrycznymi; trzeba było obliczyć nastawienia, zabezpieczenia nastawić i sprawdzić w ciągu paru dni, czasem “na wczoraj”, czasem jeszcze trzeba było je naprawić. Nie było mowy o żadnych pieniądzach, uważaliśmy że w naszym interesie było mieć w stacjach sprawne zabezpieczenia.

Przechodząc do wspomnień technicznych w pierwszej kolejności muszę opisać rozpowszechniony w latach 50-ych, 60-tych i 70-tych bardzo korzystny zwyczaj częstego wykonywania prób zwarciowych, z wielu okazji, w tym przy każdym uruchamianiu nowej stacji. Podczas prób zwarciowych wychodziło na jaw więcej błędów ideologicznych, projektowych i montażowych, niż przez kilka lat eksploatacji. Od roku 1958 rozpoczęło się uruchamianie uproszczonych stacji odczepowych 110/SN, które po stronie 110 kV zamiast wyłącznika miały układ odłącznik-zwieracz. Uruchamianie takich stacji obejmowało m.in. wykonanie zwarcia na linii SN przy zablokowanych wyłącznikach linii i strony SN transformatora, co doprowadzało do zamknięcia zwieracza i musiały działać w cyklu SPZ zabezpieczenia i wyłączniki w sąsiednich stacjach 110 kV. Stosowane wtedy rozwiązania były sprzeczne z obecnym wymogiem "nie rozprzestrzeniania" zakłóceń, ale wytłumaczeniem były niskie koszty inwestycyjne. Przy okazji układów odłącznik-zwieracz ujawniły się 2 bardzo ważne problemy:

(a) niedostosowania zabezpieczeń odległościowych firmy BBC typu L z członem pomiarowym przełączalnym do zwarć wielokrotnych, które musiały się zdarzać w stacjach ze zwieraczami (to problem specjalistyczny, nie będę go tu omawiać)

(b) wynoszenia wysokiego potencjału ze stacji (to problem, który wszystkich interesuje).

Powstawanie na terenie stacji wysokiego potencjału przy zwarciu z ziemią i wynoszenie go poza stację jest zjawiskiem niezwykle ważnym lecz niedocenianym. Wynika to z faktu, że w normalnych stacjach zwarcie z ziemią na terenie stacji występuje średnio raz na kilkadziesiąt lat i trudno jest obserwować jego skutki. Natomiast w stacjach z układem odłącznik-zwieracz zamknięcie zwieracza było zaplanowane parę razy przy próbach uruchomieniowych i musiało wystąpić przy każdym zawiedzeniu wyłącznika SN transformatora. Skutki zamknięcia zwieracza ujawniały się w momencie zwarcia lub krótko po nim i były widziane przez znaczne grono uruchamiających obiekt oraz obserwatorów. I tak np.: podczas prób w st. Jeżewo uległa przebiciu część płytek bloku prostownikowego, w stacji Pomiechówek o mały włos nie zabiliśmy telefonistki (potencjał stacji przeniósł się na pocztę po drucie telefonu, o którym zapomnieliśmy), w stacji Ursus przy prądzie zwarcia rzędu 13 kA wypaliła się dziura w oscylografie (od różnicy między potencjałem rozdzielni a potencjałem nastawni), w nastawni świeciły się odstępy między szafkami, kaloryfery i poręcze na schodach, a w ekspertyzie, pisanej potem dla fabryki Ursus było m.in. zalecenie, aby w kuźni i jeszcze jakimś sąsiadującym wydziale pracownicy używali kaloszy izolacyjnych. W krótkim czasie zwieracz w Ursusie zamieniono na wyłącznik. Zrozumiawszy niebezpieczeństwo jakie stwarzają zwieracze, przedsięwzięto środki przeciw skutkom wynoszenia wysokiego potencjału poza teren stacji. M.in. zainstalowano na przewodach telefonicznych i sygnalizacyjnych wychodzących poza teren stacji 110/SN ze zwieraczami transformatory o izolacji 20 kV, zlikwidowano brodzik dla dzieci i położono asfalt w ogródku przedszkola w Łodzi, sąsiadującego ze stacją 110/SN Łąkowa ze zwieraczem. Był to koniec ery zwieraczy.

Kolejnym tematem, jaki tu wypada wspomnieć jest rezerwowanie zdalne. Instalowanie dodatkowych zabezpieczeń nad-prądowych odbywało się wszędzie tam, gdzie to było technicznie możliwe, nie tylko dla transformatorów ze zwieraczami, ale również dla transformatorów w stacjach z niepełną liczbą wyłączników 110 kV, gdzie na miejscu nie można było zrealizować układu rezerwowania wyłączników (URW), a o łączach dla przekazania do odległych stacji 110 kV sygnałów na otwarcie wyłączników można było tylko marzyć. Chociaż budowie stacji uproszczonych od początku towarzyszyła świadomość, że od oszczędności wynikłych z budowy trzeba będzie odjąć koszty transformatorów spalonych z winy braku rezerwowania wyłączników, "przekaźnikowcy" robili wszystko, aby jakiś transformator nie spalił się z ich winy i żeby mogli to z czystym sumieniem tłumaczyć prokuratorom, do których chodziło się po większych awariach na rozmowy. Wymyśliliśmy, że gdy zawiedzie wyłącznik liniowy w stacji H3 pobudzany przez zabezpieczenia transformatora to trzeba automatycznie otwierać odłącznik transformatora (zwarcie na nim pociągnie za sobą otwarcie wyłączników w sąsiednich stacjach).

Odbyły się próby układu w stacji o niewielkiej mocy zwarcia, po próbach stwierdzono niewielkie opalenia noży odłącznika (to nic nie znaczyło w porównaniu z możliwością spalenia transformatora) i wydaje się, że ze 2 ö 3 takie układy pracują do dziś. Jeszcze w ramach tematu rezerwowania zdalnego. Przestrzeganie zasady instalowania zabezpieczeń nad-prądowych na promieniowych liniach 110 kV opłaciło się nam wielokrotnie! Kilka razy nawet nie podawano nam szczegółów, ale przekazywano z zakładów podziękowania. Skutek ujemny pamiętam jeden: przed awarią systemową 8 stycznia 1987 w pn. wsch. Polsce, została wyłączona przez zabezpieczenie nad-prądowe zwłoczne jedna z linii 110 kV między ZEOC a ZEOPn, z której tego zabezpieczenia przez zapomnienie nie zdjęto, gdy linia z promieniowej stała się przesyłową.

Pamiętam jeden przypadek zastosowania zabezpieczenia nad-prądowego zwłocznego na linii zakończonej transformatorem, który oceniam jako ważny pod względem dydaktycznym. Dwa transformatory 110/SN w Polkolorze (za płotem R110 kV Piaseczno) zaprojektowano zabezpieczyć zabezpieczeniem różnicowym i odległościowym w Piasecznie. Jeden z pracowników ZE W-wa Miasto złożył w Polkolorze wniosek racjonalizatorski o zainstalowanie również zabezpieczeń nad-prądowych zwłocznych. Odrzucono ten wniosek w Polkolorze na podstawie negatywnych opinii, o które Polkolor wystąpił do różnych instytucji. Dowiedziawszy się o tej sprawie napisałam jedno z najpiękniejszych pism w całym życiu, obalające tamte opinie, wniosek został przyjęty i zabezpieczenie zainstalowane. Za jakiś czas zdarzyło się zwarcie za transformatorem na głowicy kablowej w strefie zabezpieczenia różnicowego. Jedynym zabezpieczeniem jakie wyłączyło było właśnie nad-prądowe zwłoczne. Dyżurny Polkoloru widząc, że nie działało ani zabezpieczenie różnicowe, ani gazowo-przepływowe włączył transformator ponownie i znowu honor zabezpieczeń uratowało zabezpieczenie nad-prądowe. W sprawie zabezpieczenia różnicowego: okazało się, że w jego obwodach było zbyt duże obciążenie, przekładniki prądowe dały prąd odkształcony i zabezpieczenie RRTT-7 nie było w stanie zadziałać. W sprawie zabezpieczenia odległościowego: licząca nastawienia pracownica naszego Wydziału brała dane transformatora z protokółu Energopomiaru, z czerwonym nadrukiem, że napięcia zwarcia podawane są dla mocy uzwojeń górnego napięcia, natomiast w rzeczywistości były one podane dla mocy uzwojeń dolnego napięcia. Po obliczeniu, że transformator ma 75 omów nastawiła rozruch na 100 omów, podczas gdy w rzeczywistości transformator miał omów dwa razy więcej (150), czyli rozruch obejmował zaledwie 100/150 czyli 2/3 transformatora. Prawie każdy elektryk się dziwi, gdy mu powiedzieć, że napięcie zwarcia transformatora z uzwojeniami dzielonymi odniesione do mocy uzwojenia górnego napięcia jest rzędu 36 %. Jestem wdzięczna losowi, że jednak nie spaliliśmy tego transformatora w Polkolorze obiecałam sobie ciągle wszystkim przypominać o tym zdarzeniu, co niniejszym czynię.

Jednym z pomysłów oszczędnościowych, który był realizowany w latach 60-tych było wykorzystywanie jako napięcia pomocniczego wyprostowanego napięcia przemiennego z przekładników napięciowych i prądowych. Pamiętam skonstruowany przez nas blok prostownikowy monstrualnych rozmiarów, który zainstalowaliśmy w jednym z pól liniowych 110 kV w stacji Sochaczew dla sprawdzenia jego współpracy z zabezpieczeniem L3wyS i automatyką SPZ. Podczas prób zwarciowych oscylografowałam przebiegi i pamiętam piki na "wyprostowanym" napięciu dochodzące do 800 V. Ale o dziwo, w obwodach wtórnych nic złego się nie stało i próby dały wynik pozytywny. Gdy już rozwinęła się produkcja bloków prostownikowych i zdarzały się całe ciągi stacji wyposażanych w bloki, musieliśmy stopniować na takich ciągach czasy przerw beznapięciowych, gdyż przy zwarciu blisko stacji następowało również wyłączenie w stacji sąsiedniej i zanim z niej nie przyszło napięcie, nie mógł się zamknąć wyłącznik w danej stacji.

W latach 60-tych zwarcia na liniach 110 i 220 kV wykonywane były przez strzelanie do linii specjalnie przygotowanymi strzałami. Były to rurki z preszpanu z niesprężystym drutem zwiniętym spiralnie i zakończonym kawałkiem waty. Z nabojów odsypywano część prochu, żeby prędkość wyrzutu strzały była właściwa. W czasie lotu strzały drut się rozwijał. Długość drutu była dostosowana do wysokości linii, robiliśmy 2 rodzaje strzał: inne dla linii 110 kV i inne dla linii 220 kV. Celowano najczęściej w przewody na słupie: starano się wykonać zwarcie między mostkiem a słupem, żeby w przypadku "rozmietlenia" przewodu wymieniać tylko mostek. W okresach między próbami karabin był przechowywany w metalowej szafie, dobrze zamkniętej i plombowanej, co jakiś czas pojawiał się milicjant, sprawdzając, czy ten niebezpieczny przedmiot rzeczywiście leży w szafie i czy mamy zgodę na jego posiadanie ważną na dany rok.

Do strzelania było uprawnionych trzech kolegów, m.in. dr inż. Bogusław Kowalewski. Pamiętam dwa zdarzenia związane ze strzelaniem. Na próby bloku prostownikowego w Sochaczewie przyjechał pełen autobus gości z dość wysokich szczebli naszej władzy energetycznej. Ale jak to się zdarza w takich przypadkach długo nie udawało się trafić do linii. Mieliśmy ze sobą ograniczoną liczbę strzał; nie przewidzieliśmy, że z powodu wiatru trafienie będzie takie trudne. Byliśmy coraz bardziej zdenerwowani, nic nie pomagało "trzymanie kciuków". Tymczasem Bogusław "wstrzelał się" w linię, wiatr trochę się uspokoił i kolejne 4 strzały (nasze ostatnie) były celne. Mówiłam potem o "cudzie w Sochaczewie".

W latach 60-tych mieliśmy też problemy bardziej nawiązujące do obecnych czasów. Otóż w związku z lansowanym obecnie w ramach obrony przed black-out'em rozcinaniem systemu podczas kołysań na wyspy lub części, chcę przypomnieć, że w latach 60-tych przez około rok pracy równoległej naszego systemu z systemem białoruskim (rzędu 800 do 1000 MW) przeżywaliśmy bardzo często kołysania. Współpraca odbywała się przez linię 220 Białystok-Roś i 3 równoległe linie 110 kV między Białymstokiem i Warszawą. Kołysania następowały po cyklach WZ i WZW na liniach 110 kV w czasie burz i doprowadzały do rozcięć każdej z trzech linii 110 kV w przypadkowych miejscach, w stacjach bez obsługi. Nawiązanie pracy równoległej trwało potem parę godzin. Przerobiliśmy więc 3 stare liczniki na urządzenia do zliczania kołysań, zainstalowaliśmy je w stacjach z obsługą i nastawiliśmy na 3 kołysania. Układy pracowały kilka miesięcy, do czasu, gdy praca równoległa stała się zupełnie niemożliwa wskutek dołączenia systemu białoruskiego do większego, który obejmował obecny Petersburg. Odtąd, przez wiele lat linią 220 kV z Rosi była zasilana tylko wyspa w ZE Białystok.

Z wyspą zasilaną z Rosi wiąże się wspomnienie o układzie bezprzerwowego przełączania odbiorów. Było to tak: wyspa w jakimś okresie miała uzgodniony stały odbiór i żeby zwiększyć obciążenie podczas doliny nocnej dołączano dodatkowe 2 stacje: Łomżę i Zambrów, które w ciągu dnia były zasilane napięciem "polskim". Do szyn 110 kV w Łomży było doprowadzone jedną linią napięcie z Ostrołęki a linią z Białegostoku napięcie z Rosi. Przełączenie odbywało się między wyłącznikami tych linii. Układ przełączania po otwarciu wyłącznika jednej linii jego zestykami na wale podawał impuls na zamknięcie wyłącznika drugiej linii. Ale protestowali odbiorcy, mający rano i wieczorem krótką przerwę w zasilaniu, a najbardziej Zakłady Przemysłu Bawełnianego w Zambrowie, bo przy tych przełączeniach rwały się im nici. Aby temu zaradzić, kol. mgr inż. Sławomir Reinhard opracował układ bezprzerwowego przełączania, który został zainstalowany i sprawdzony w ostrych próbach. Układ działał w następujący sposób: jeżeli różnica w częstotliwościach systemów nie była zbyt duża, bodajże 0.4 Hz, to układ po otrzymaniu od dyżurnego przyzwolenia podawał impuls na zamknięcie wyłącznika linii z nowym napięciem ułamek sekundy przed zejściem się wirujących wektorów napięć, a zestykami tego wyłącznika natychmiast otwierał wyłącznik linii z poprzednim napięciem. Odtąd dyżurny stacji Łomża dostawał rano i wieczorem polecenie przełączenia bezprzerwowego jeśli pozwoli na to różnica częstotliwości, a z przerwą tylko w ostateczności, jeśli nie uda się przełączyć bezprzerwowo np. w ciągu pół godziny. Jakie to się teraz wydaje śmieszne, mówić o takich różnicach między systemami, mającymi przecież częstotliwość znamionową 50 Hz.

Specyfika Okręgu Centralnego polegała na zamiłowaniu do automatyki SPZ wielokrotnego, co objawiało się w instalowaniu tych układów nie tylko na liniach SN, ale i na liniach 110 kV. Potem doszliśmy do wniosku, że na liniach 110 kV SPZ wielokrotne dają niewielki zysk, a mogą zagrażać bezpieczeństwu ludzi, poleciliśmy więc powrót na liniach 110 kV do SPZ jednokrotnego. Po kilku latach od tego zdarzenia okazało się, że na wyjściach 110 kV z jednej z elektrowni zostały SPZ 2-krotne. Z trudem namówiliśmy kierownika służby do ich cichej likwidacji.

SZR między autotransformatorami 220/110 kV to też specyfika Okręgu Centralnego. SZR był pomyślany jako szybki, działający na zamknięcie sprzęgła 110 kV. Pobudzany był przez otwarcie wyłącznika 110 kV autotransformatora spowodowane przez jego zabezpieczenie różnicowe i gazowo-przepływowe, ale również (i to niesłusznie) przez zabezpieczenia odległościowe po obu stronach transformatora, w przypadku działania stref patrzących do transformatora. Mieliśmy potem awarię, przy której zabezpieczenie po stronie 220 kV transformatora działało rezerwowo przy nie wyłączonym zwarciu na końcu linii 110 kV (zawiedzenie zabezpieczenia linii). Zaledwie jeden system szyn 110 kV poprzez działanie w kaskadzie zabezpieczeń w sąsiednich rozdzielniach został wyłączony spod napięcia - SZR zamknął sprzęgło i musiałaby się uruchomić druga taka kaskada, gdyby nie jakieś uszkodzenie w obwodach sprzęgła, które spowodowało jego bezzwłoczne otwarcie. Poleciliśmy zlikwidować wszelkie powiązania zabezpieczeń odległościowych z SZR. Zdarzyło się jednak, że jeden z zakładów zapomniał dokonać tej przeróbki SZR właśnie w stacji, w której zdarzyła się opisana awaria i awaria powtórzyła się po 13 latach !