na podstawie materiałów seminaryjnych: „Awarie w krajowych elektrowniach”, Turów-Złotniki

W energetyce prowadzone są w sposób ciągły procesy wytwarzania, przesyłu i rozdziału wielkich ilości energii elektrycznej i cieplnej. Konwersja i przepływy nośników energii wywierają różnorodny, niestety głównie niekorzystny, wpływ na otoczenie człowieka. Szczególne zagrożenia dla środowiska i samych ludzi pojawiają się przy awariach urządzeń elektroenergetycznych.
W pewnych okolicznościach wysokie prądy i napięcia mogą - zamiast użytecznej pracy - spowodować poważne szkody.

Miejscem, gdzie takie zdarzenia występują najczęściej, a skala strat bywa największa, są elektrownie. Koncentracja różnorodnych urządzeń przetwarzających ogromne moce zwiększa ryzyko awarii, które w najbardziej niesprzyjających warunkach mogą doprowadzić do prawdziwych katastrof. Ich szczegółowe opisy pojawiają się jedynie na łamach specjalistycznej prasy technicznej i w zasadzie nie są dostępne ogółowi społeczeństwa. Tymczasem bliższe zaznajomienie się z okolicznościami takich zdarzeń pomogłoby uzmysłowić sobie skalę problemów i zagrożeń związanych z funkcjonowaniem sektora energetycznego.

Minęło już pięć lat od wystąpienia jednej z największych awarii w polskiej energetyce zawodowej. W wigilijną noc 1998 r. w Elektrowni Turów doszło do prawie całkowitego zniszczenia bloku energetycznego o mocy 200 MW, uszkodzenia licznych urządzeń sąsiednich jednostek wytwórczych, wyłączenia większości generatorów i groźnego pożaru w maszynowni. Przyczyny tego tragicznego zdarzenia badało kilka komisji ekspertów, a wnioski z analizy posłużyły do opracowania środków zapobiegawczych na przyszłość. Przypomnijmy pokrótce okoliczności wspomnianej katastrofy.
Pamiętnej nocy w Elektrowni Turów prowadzono planowe wyłączenie z pracy bloku nr 5. Po obniżeniu mocy turbogeneratora przez zamknięcie dopływu pary do turbiny, obsługa bloku wysłała z elektrowni rozkaz wyłączenia wyłącznika blokowego w stacji wysokiego napięcia. Niestety, wskutek uszkodzenia hydraulicznego układu sterowania tego wyłącznika otworzyły się jedynie styki biegunów dwóch faz, natomiast biegun trzeciej fazy wyłącznika pozostał zamknięty. Mimo niecałkowitego otwarcia wyłącznika do układów automatyki bloku został wysłany błędny sygnał o pełnym, trzyfazowym wyłączeniu. W wyniku połączenia generatora z siecią tylko jedną fazą doszło do jego wypadnięcia z synchronizmu, po czym przeszedł on do pracy silnika asynchronicznego zasilanego niepełnofazowo.
Ta ostatnia okoliczność spowodowała silne nagrzewanie stalowego wirnika niewzbudzonego generatora; była także przyczyną pulsacji momentu napędowego wywołującego naprężenia ścinające sprzęgieł między turbiną i wzbudnicą, a generatorem. Jednocześnie wskutek termicznego uszkodzenia elementów konstrukcyjnych wirnika generatora doszło do jego mechanicznego zablokowania w stojanie, a w konsekwencji do wyrwania i wyrzucenia części sprzęgła i łożysk poza budynek. Elementy te uszkodziły szynoprzewody i transformator blokowy. W wyniku zniszczenia generatora nastąpił wypływ i zapalenie się wodoru i oleju – pożar ogarnął cały generator bloku nr 5. Wskutek działania zabezpieczeń elektrycznych w rezultacie celowego zamknięcia zwieracza linii tego bloku zostały wyłączone (prawidłowo) trzy sąsiednie generatory.
Do tej katastrofy doszło pomimo prawidłowego postępowania personelu eksploatacyjnego i zgodnego z projektem działania układów automatyki i zabezpieczeń. Katastrofa nastąpiła z powodu jednej, drobnej wydawałoby się usterki, a mianowicie nieszczelności rurki z hydrolem w układzie napędu wspomnianego wyłącznika wysokiego napięcia. Bezpośrednią zaś przyczyną całkowitego zniszczenia maszynowni bloku było mechaniczne uszkodzenie generatora z powodu pracy niepełnofazowej z asymetrią prądową.
Poawaryjne wnioski na przyszłość obejmują zalecenia dotyczące głównie układów automatyki i zabezpieczeń, których projektowe rozwiązania okazały się nieskuteczne w tych nieprzewidzianych okolicznościach. Powraca także problem poprawy skuteczności gaszenia pożarów wodoru i oleju w obrębie turbozespołów. Ta ostatnia kwestia dotyczy również innych wielkich urządzeń elektrowni, to jest transformatorów dużej mocy. Największe z nich – tzw. transformatory blokowe – są podstawowym elementem układów wyprowadzenia mocy z bloków energetycznych do sieci wysokiego napięcia. Ich niezawodna praca jest warunkiem utrzymania produkcji energii elektrycznej w elektrowniach. Niestety, według danych statystycznych częstotliwość poważnych awarii tych urządzeń, w tym pożarów i eksplozji, jest wyższa niż dla generatorów.
Największe zagrożenia i szkody są powodowane przez zwarcia wewnątrz uzwojeń transformatora (międzyfazowe, zwojowe, doziemne), gdyż towarzyszy im przepływ prądów o natężeniu kilka lub kilkanaście razy większym od wartości znamionowej. Cieplne i mechaniczne skutki działania prądu zwarciowego są powszechnie znane; w transformatorach dużej mocy w skrajnych przypadkach zwarcie może spowodować rozerwanie kadzi, wyciek oleju i jego pożar. Oto przykład zaczerpnięty z największej krajowej elektrowni cieplnej Bełchatów.
W jednym z transformatorów blokowych zwarcie zwojowe w uzwojeniu strony 400 kV przerodziło się w zwarcie między zaciskiem tej fazy, a punktem zerowym uzwojeń górnego napięcia. Wskutek nagłego wzrostu ciśnienia nastąpiło rozszczelnienie kadzi i szeregu innych uszkodzeń. Wyciekający olej, mimo nieustannie prowadzonego odpompowywania, przepełnił zbiornik awaryjny znajdujący się pod każdą tego typu jednostką. Chociaż w tym przypadku nie doszło do pożaru, transformator uległ praktycznie całkowitemu zniszczeniu.
Czynnikiem powodującym rozerwanie kadzi transformatora jest nadmierny wzrost ciśnienia wywoływany przez gazy wydzielające się z oleju pod wpływem łuku elektrycznego. Dopuszczalna wartość tego parametru dla typowych jednostek w krajowej energetyce wynosi 1.2 b. Tymczasem, zgodnie z wynikami badań, przy najbardziej niekorzystnych przypadkach zwarcia ta krytyczna wartość ciśnienia wewnątrz kadzi może zostać przekroczona już po 20-30 ms od wystąpienia uszkodzenia, a w lokalnych ogniskach nadciśnienie osiąga kilkanaście i więcej barów. W tej sytuacji rozerwanie kadzi jest praktycznie nieuniknione.
Przed wywoływanym przez zwarcie wzrostem ciśnienia wewnątrz kadzi transformatory olejowe zabezpiecza się za pomocą rury wybuchowej umożliwiającej awaryjny wypływ oleju na zewnątrz po przerwaniu cienkiej membrany. Jednak nawet tak prosty sposób ochrony nie zawsze okazuje się skuteczny, np. we wspomnianej awarii w Bełchatowie membrana ta nie uległa rozerwaniu.
Zadanie ograniczania skutków uszkodzeń transformatorów dużej mocy spełniają różnorodne zabezpieczenia elektryczne. Podstawowym zabezpieczeniem transformatorów olejowych o mocy powyżej 1 MVA są od dawna przekaźniki gazowo-przepływowe, zwane potocznie przekaźnikami Buchholza. Pierwszy stopień tego urządzenia sygnalizuje obniżenie poziomu oleju i pełni funkcję ostrzegawczą przed ewentualnym dalszym uszkodzeniem. Natomiast drugi stopień, reagujący na szybkość przepływu oleju z kadzi do konserwatora, ma wykrywać i powodować wyłączenie zwarć wewnętrznych każdego rodzaju. Jak wykazały wieloletnie doświadczenia eksploatacyjne zawodność drugiego stopnia tego przekaźnika jest bardzo wysoka, gdyż liczba nieprawidłowych zadziałań przekracza 20 proc. Oprócz niedopuszczalnie dużej liczby zbędnych wyłączeń, nie wywołanych uszkodzeniami wewnętrznymi lecz innymi czynnikami natury cieplno-mechanicznej, wadą tego powszechnie stosowanego zabezpieczenia jest również znaczna zwłoka działania. Coraz powszechniejsze staje się przekonanie, że te tradycyjne, proste przekaźniki elektromechaniczne nie są w stanie zapewnić w miarę skutecznej ochrony transformatorów. W tej sytuacji rolę podstawowego środka ograniczania skutków zwarć wewnętrznych przejmują nowoczesne zabezpieczenia różnicowe, wykonane w technice cyfrowej.
Ograniczanie skutków ewentualnych awarii generatorów i transformatorów zależy także od projektu i aparatury zainstalowanej w obwodach pierwotnych. Czas odcięcia przepływu prądu zwarcia zależy nie tylko od szybkości zastosowanych zabezpieczeń, lecz także oczywiście i od szybkości działania wyłączników mocy. Niestety w krajowej energetyce czas działania wciąż licznych wyłączników wysokiego i średniego napięcia starszej generacji znacznie przekracza dopuszczalne maksimum. Dla skutecznej ochrony urządzeń bloków konieczne jest skrócenie tych czasów własnych do 30 ms, co jednak wiąże się z kosztownymi inwestycjami. W niektórych naszych elektrowniach między generatorem i transformatorem blokowym brak jest wyłącznika generatorowego, bądź też istniejące wyłączniki posiadają zbyt długi czas działania przekraczający 200 ms. Dla poprawy skuteczności eliminacji zwarć w obrębie bloków od początku lat 90. w krajowych elektrowniach instaluje się nowoczesne wyłączniki generatorowe na bazie sześciofluorku siarki typu HEK produkcji ABB.
Mimo pełnej świadomości zagrożeń i rosnących możliwości technicznych ich zapobiegania i/lub ograniczania, awarie w energetyce – podobnie jak nieszczęśliwe wypadki w życiu - są oczywiście nie do uniknięcia. Zadaniem projektantów, konstruktorów i służb eksploatacyjnych jest, aby występowały one coraz rzadziej, powodując przy tym jak najmniejsze straty.