Nastawy zabezpieczeń w liniach SN z reklozerami Protection Settings in MV Lines with Reclosers

Transkrypt

1 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN dr inż. Witold HOPPEL, witold.hoppel@alpines.pl Politechnika Poznańska s DOI: /AEZ Nastawy zabezpieczeń w liniach SN z reklozerami Protection Settings in MV Lines with Reclosers Abstract: The functions of reclosers installed in overhead lines have been discussed. Moreover the rules for selecting criteria and security settings in the drivers installed in the reclosers are given. Recommendations for the use of gradations between reclosers in a serial layout and the necessity to check feeder bay settings for selectivity and over-current discrimination have been suggested. Streszczenie: Omówiono funkcje reklozerów instalowanych w liniach napowietrznych. Podano zasady doboru kryteriów i nastaw zabezpieczeń w sterownikach zainstalowanych w reklozerach. Wskazano zalecenia stosowania stopniowania pomiędzy reklozerami w układzie szeregowym i konieczności sprawdzania nastaw w polach liniowych pod katem selektywności i wybiórczości. Keywords: reclosers, overcurrent protection, earth fault protection, directional protection Słowa kluczowe: reklozery, zabezpieczenia nadprądowe, zabezpieczenia ziemnozwarciowe, zabezpieczenia kierunkowe 1. WSTĘP Reklozerem w tym artykule nazywany będzie rozłącznik napowietrzny, który może przerywać prądy zwarciowe i może być zdalnie sterowany. Skoro rozpatruje się problem nastaw, to oznacza, że reklozer jest wyposażony w zintegrowany przekaźnik zabezpieczeniowy i sterujący (tak we współczesnej terminologii powinno nazywać się urządzenie realizujące funkcje zabezpieczeniowe, pomiarowe i sterownicze reklozera). Reklozer można traktować, jak w pełni wyposażone w zabezpieczenia pole rozdzielni SN, co często nazywa się też punktem zabezpieczeniowym. Reklozery instaluje się prawie wyłącznie w liniach napowietrznych i wynika to z kilku przesłanek: linie napowietrzne są one znacznie dłuższe od linii kablowych; znacznie większa jest w nich intensywność zakłóceń, wyrażona w (km.a) -1 ; ręczne przywracanie zasilania przez zmianę układu sieci jest czasochłonne ze względu na jej rozległość. Z punktu widzenia zabezpieczeń różnica w stosunku do pola w rozdzielni polega na tym, że przeważnie w reklozerach nie ma klasycznych przekładników indukcyjnych. Te różnice można zestawić następująco:: przetworniki prądowe mają postać cewek Rogowskiego, błędy pomiaru przetworników napięcia nie są dokładnie opisywane przez producentów, nastawy zabezpieczeń są wprowadzane w wielkościach pierwotnych, a nie wtórnych. W polach rozdzielni SN spotyka się obecnie takie wykonania zabezpieczeń, w których wprowadza się wartości pierwotne łącznie z przekładniami przekładników lub nastawy są wyrażone jako krotność wartości znamionowej. Należy jednak pamiętać, że normy definiują wszystkie parametry zabezpieczeń w odniesieniu do wielkości wtórnych i podczas badań eksploatacyjnych czy laboratoryjnych takimi się operuje. W odniesieniu do zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych nie rodzi to żadnych problemów, a nawet jest bardzo wygodne. Natomiast dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych, szczególnie dwuwielkościowych (np. admitancyjnych czy kierunkowych) stwarza to pewne problemy, ponieważ błędy są określane dla strony wtórnej. W tym tekście używać się będzie dla nastawy wtórnej oznaczenia S nast, a dla nastawy pierwotnej S nastp, czyli z górnym indeksem p. Tak się szczęśliwie składa, że p odpowiada pierwszej literze zarówno polskiego pierwotna, jak i angielskiego primary. Dobór nastaw reklozerów we współczesnym wykonaniu nie był dotychczas opisywany w literaturze. 6

2 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA 2. WYPOSAŻENIE W ZABEZPIECZENIA I AUTOMATYKĘ Jeśli reklozer jest zainstalowany w linii promieniowej bez źródeł lokalnych, to powinny w nim być uaktywnione następujące układy zabezpieczenia i automatyki: zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych: - zabezpieczenie zwarciowe, - zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne; zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych, wybrane stosownie do sposobu pracy punktu neutralnego i niektórych innych właściwości sieci [2, 6]; automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ). Tej grupy zabezpieczeń i automatyki dotyczyć będzie niniejszy artykuł. Zdarza się również instalowanie reklozerów w punkcie przyłączenia elektrowni lokalnej do linii SN, gdzie można uruchomić jeszcze następujące zabezpieczenia: pod- i nadnapięciowe; pod- i nadczęstotliwościowe; ziemnozwarciowe zerowonapięciowe. Artykuł nie dotyczy reklozerów instalowanych w tych specyficznych punktach sieci. 3. WYBRANE DEFINICJE Dla uściślenia słownictwa podaje się kilka wybranych definicji pojęć występujących w tekście. Niskie napięcie (nn) napięcie do 1 kv włącznie Średnie napięcie (SN) napięcie przekraczające 1 kv (nn), ale nieprzekraczające 36 kv [9]. Norma dopuszcza inną granicę pomiędzy napięciem średnim a wysokim niż 36 kv. Nie ma to większego znaczenia w warunkach polskich, bo wartości nominalne napięć średnich kończą się na napięciu 30 kv. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zabezpieczenie nadprądowe, którego nastawa prądowa jest zasadniczo odstrojona od prądów roboczych zabezpieczanego urządzenia [10]. Zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe zabezpieczenie nadprądowe, którego zwłoka jest mniejsza od 0,4 s, a nastawa prądowa wynika z oceny prądów zwarciowych w otoczeniu miejsca jego zainstalowania, z pominięciem wpływu prądów roboczych [10]. Pojemnościowy prąd zwarcia doziemnego sieci - część prądu zwarcia doziemnego sieci wynikający z jej całkowitej pojemności doziemnej przy napięciu roboczym (definicja własna). Przekaźnik ziemnozwarciowy - przekaźnik pomiarowy, który dzięki swojej zaplanowanym funkcjom i aplikacjom reaguje podczas zwarć z ziemią w systemie elektroenergetycznym. Jeśli używa się pojęcia zabezpieczenie admitancyjne,, dotyczy to zabezpieczenia, w którym wielkością pomiarową jest admitancja doziemna przeważnie linii oznaczana jako Y 0, Jeśli używa się pojęcia zabezpieczenie z grupy admitancyjnych, chodzi o zabezpieczenie, którego wielkością pomiarową (charakterystyczną) jest admitancja Y 0, konduktancja G 0 lub susceptancja B 0 ; nie określa się przy tym innych właściwości zabezpieczenia, np. czy jest ono kierunkowe, czy bezkierunkowe, a nawet w dowolny sposób umiejscowione na płaszczyźnie zmiennych zespolonych G, jb. W tej grupie znajduje się także zabezpieczenie porównawczo-admitancyjne. 7

3 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN ZABEZPIECZENIE NADPRĄDOWE ZWŁOCZNE W polu liniowym wartość nastawczą prądu tego zabezpieczenia, bardzo często symbolicznie oznaczanego I>, dobiera się według klasycznej zależności [7, 8], podobnie jak w liniach bez reklozerów: I nast nastawa prądowa zabezpieczenia, k b współczynnik bezpieczeństwa, który można przyjmować równy 1,1 1,2,, (1) k r współczynnik samorozruchu silników zasilanych z zabezpieczanego odcinka sieci, zależnie od udziału obciążenia silnikowego w ogólnym obciążeniu, zakres jego wartości to 1 4, dla odbiorów bytowo-komunalnych ten współczynnik zbliża się do wartości 1, I max prąd największego obciążenia zabezpieczanego odcinka linii, przekładnia przekładników prądowych. Współczynnik bezpieczeństwa uwzględnia, oprócz uchybów zabezpieczenia, również błędy przekładników prądowych. Wobec poprawy klasy zabezpieczeń cyfrowych względem nieprodukowanych już konstrukcji analogowych proponuje się przyjmować go na poziomie 1,1 1,15, a nie 1,2. Jeśli dobiera się nastawę do istniejącego pola z zabezpieczeniami elektromechanicznymi lub statycznymi analogowymi, zaleca się współczynnik bezpieczeństwa 1,2. Są to już rzadkie sytuacje spotykane wówczas, kiedy następuje zmiana konfiguracji linii przyłączonej do stacji przed rokiem Prąd największego obciążenia linii w założeniach do wzoru (1) nie uwzględnia dwóch stanów nieustalonych niezwiązanych ze zwarciami: rozruchu silników; udaru prądu magnesującego transformatorów SN/nn zasilanych z zabezpieczanej linii. W praktyce w wielu przypadkach, podczas doboru omawianej nastawy, wcale nie analizuje się obciążenia, ponieważ jest ono słabo rozpoznane, ale nastawę przyjmuje się według znamionowego prądu wtórnego przekładników prądowych, co jest znaczącym uproszczeniem i może, szczególnie w liniach o dużej długości, obniżać czułość zabezpieczenia nawet poniżej wymaganej wartości. Jeśli jednak nieznane są parametry odbioru, np. tuż po oddaniu linii do użytku, wygodnie jest przyjąć nastawę na podstawie uproszczonej zależności: w której:, (2) I r2 znamionowy prąd wtórny przekładników prądowych współpracujących z zabezpieczeniem. Drugi warunek, jaki musi spełniać to zabezpieczenie w polu liniowym, to odpowiednia czułość, którą należy sprawdzić wg zależności: w której:, (3) I kmin minimalny prąd zwarcia na końcu podstawowej lub rezerwowej strefy działania zabezpieczenia, k c współczynnik czułości, który należy przyjmować 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych, a 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych. Dla reklozerów obowiązuje tylko zmodyfikowany wzór (1): a w praktyce po prostu:, (4), (5) 8

4 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA ponieważ k r jest przeważnie nieznane lub zbliżone do 1. Zwraca się uwagę, że dla reklozerów zawsze należy określić, nawet z dużym przybliżeniem, maksymalną wartość prądu roboczego I max w punkcie zainstalowania reklozera. Operowanie zależnością (2) lub podobną do niej jest niemożliwe, ze względu na bardzo duży prąd znamionowy tak reklozera, jak i zamontowanych w nim przetworników prądowych. Rysunki 1 i 2 wyjaśniają, w jaki sposób interpretować wymagany współczynnik czułości. a) b) c) d) e) f ) Rys. 1. Wymagane wartości współczynnika czułości dla zabezpieczenia I> w polu liniowym Fig. 1. Values of the sensitivity factor required for I> protection in the linear field a) b) c) d) e) f ) Rys. 2. Wymagane wartości współczynnika czułości dla zabezpieczeń I> w reklozerach zainstalowanych w różnych punktach sieci. Fig. 2. Values of the sensitivity factor required for I> protection in reclosers installed at different points in the network 9

5 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN Nastawy czasowe zabezpieczeń zwłocznych powinny spełniać ogólnie znane zasady, które pokazano na rysunku 3. Bardzo wyraźnie zaleca się jednak stosowanie stopniowania pomiędzy reklozerami w układzie szeregowym o Poszczególne symbole oznaczają nastawy czasowe: t TR po stronie 110 kv transformatora, t tr w polu SN transformatora, t Bi w polach liniowych rozdzielni B, t S w polu łącznika szyn (sprzęgła podłużnego), t RSi w polach liniowych rozdzielni sieciowej RS. t = 0,3 s lub nawet 0,2 sδ. 5. ZABEZPIECZENIE NADPRĄDOWE ZWARCIOWE Zabezpieczenie zwarciowe stosuje się w celu ochrony urządzeń rozdzielni przed cieplnymi skutkami zwarć w pobliżu szyn zbiorczych zasilających linie, ponieważ właśnie wtedy następuje przepływ największych prądów zwarciowych. Maksymalny czas nastawy wynosi 0,25 s i wynika z wymagań IRiESD, która zaleca działanie tego zabezpieczenia z czasem nie większym niż 0,3 s, czyli nastawa powinna być nieco mniejsza, jeśli nie jest wliczony w nią czas własny zabezpieczenia. Drugą funkcją tego zabezpieczenia może być ograniczenie czasów trwania zapadów napięcia u odbiorców, ten cel jest widoczny szczególnie w zabezpieczeniach instalowanych z dala od szyn zbiorczych GPZ, ponieważ prądy zwarciowe są tam już na tyle małe, że nie wywołują groźnych skutków cieplnych. O ile dla uzyskania selektywności zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych przeważnie wystarcza analiza nastawy czasowej tego zabezpieczenia w reklozerze w stosunku do nastaw zabezpieczeń w polu liniowym rozdzielni, o tyle dla zabezpieczenia zwarciowego należy ocenić głównie nastawy prądowe, natomiast czasowe w dużo mniejszym stopniu. Praktycznie, jeśli respektować zalecenie, że maksymalny nastawiony czas zabezpieczenia zwarciowego może wynosić 0,25 s, to nie ma możliwości bezpiecznego uzyskania stopniowania nawet przy współpracy tylko dwóch punktów zabezpieczeniowych. Brak zmiany nastawy prądowej w polu liniowym jest najczęściej popełnianym błędem w eksploatacji sieci i prowadzi do braku selektywności, ponieważ w Polsce zwyczajowo nastawa prądowa zabezpieczenia zwarciowego jest stosunkowo mała i rzadko spełnia zależność (6). W wielu liniach, szczególnie miejskich, zabezpieczenie ma zasięg do ich końca. Jeśli w linii nie ma innych punktów zabezpieczeniowych czy reklozerów, to nie powoduje nieselektywnego działania. Rys. 3. Zasada stopniowania nastaw czasowych Fig. 3. Principle of time settings graduation 10

6 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA Do obliczenia nastawy prądowej zabezpieczenia zwarciowego w polu liniowym GPZ stosuje się trzy zależności: 1) wynikającą z zasady ochrony linii przed cieplnymi skutkami przepływu prądu zwarciowego; 2) wynikającą z zasady selektywności z następnym zabezpieczeniem nadprądowym 3) wynikającą z zasady, że zabezpieczenie powinno obejmować przynajmniej 20% długości linii. Ad. 1) Zależność wynikająca z zasady ochrony linii przed cieplnymi skutkami przepływu prądu zwarciowego: w której:, (6) I thdop dopuszczalna wartość prądu zwarciowego obliczona dla danego przewodu i czasu trwania zwarcia przy działaniu zabezpieczenia zwłocznego oraz określonych właściwościach automatyki SPZ w zabezpieczanej linii; k bth współczynnik bezpieczeństwa dla nastawy, proponuje się zakres od 1,05 do 1,2. W celu określenia dopuszczalnego prądu zwarciowego oznaczanego jako I thdop, należy skorzystać z zależności: lub (7a), (7b) j th największa dopuszczalna gęstość prądu w rozpatrywanym przewodzie podczas zwarcia, przy czym:, (8) j thn największa dopuszczalna jednosekundowa gęstość prądu, w żyle przewodu podczas zwarcia (wybrane wartości I thdop oraz j thn są zamieszczone w tabeli 1), t k czas zwarcia w rozpatrywanym obwodzie prądu zwarciowego (linii). Jako czas trwania zwarcia należy przyjąć czas obliczony wg wzoru:, (9) w którym: t nast1 i t nast2 nastawy czasowe zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego przy pierwszym i drugim wyłączeniu, t 0w czas własny wyłącznika przy wyłączaniu (przeważnie rzędu 0,05 0,10 s), n przyjmować równy 0, jeśli w linii nie ma automatyki SPZ; przyjmować 1, jeśli jest SPZ jedno lub dwukrotny. Zależności (6 8) można stosować, jeśli:, t p1 czas pierwszej przerwy podczas cyklu SPZ, co praktycznie zawsze jest spełnione, a ograniczenie wynika z założeń przy badaniu zjawisk cieplnych w przewodzie. Poza tym nastawę łatwo dobrać, jeśli linia jest jednorodna i nierozgałęziona. W analizie zależności (6 9) można ewentualnie pominąć wyprowadzenie kablowe linii napowietrznej. Jeśli linia jest rozgałęziona lub niejednorodna, a przeważnie tak jest, to należy sięgnąć do literatury bardziej szczegółowej [1]. 11

7 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN Tab. 1. Wybrane wartości I thdop oraz j thn Table 1. Selected values of I thdop and j thn Wielkość Oznaczenie Wartość Jednostka Największa dopuszczalna 1-sekundowa gęstość prądu dla przewodów gołych Al, AFL i stopów Al, np. systemu PAS j th 85 A/mm 2 Największa dopuszczalna 1-sekundowa gęstość prądu dla przewodów gołych Cu j th 128 A/mm 2 Największa dopuszczalna 1-sekundowa gęstość prądu dla kabli o żyłach Al j th 98 A/mm 2 Największa dopuszczalna 1-sekundowa gęstość prądu dla kabli o żyłach Cu j th 149 A/mm 2 Dopuszczalny 1-sekundowy prąd zwarcia dla kabli EXCEL 3*10/10 12/20 kv Dopuszczalny 1-sekundowy prąd zwarcia dla kabli AXCES 3*70/25 12/20 kv I thdop I thdop 1800 (w ziemi) 1600 (na słupach) 6600 (w ziemi) 7100 (na słupach) A A Ad. 2) Zależność wynikająca z zasady selektywności z następnym zabezpieczeniem nadprądowym:, (10) k b współczynnik bezpieczeństwa przyjmowany w granicach od 1,2 do 1,6; tym większy, im większa impedancja linii od miejsca zainstalowania rozpatrywanego zabezpieczenia do następnego, I kmax maksymalny prąd zwarcia na szynach zbiorczych przed następnym zabezpieczeniem nadprądowym, czyli przed najbliższym reklozerem. Ad. 3) Zależność wynikająca z zasady, że zabezpieczenie powinno obejmować przynajmniej 20% długości linii, co można zastąpić sprawdzeniem zależności: minimalny prąd zwarciowy na szynach zbiorczych zasilających linię, k c współczynnik czułości, najmniej 1,2, ale wskazany rzędu 1,5 2,0., (11) W praktyce najlepiej można ocenić zasięg zabezpieczenia, wykonując odpowiedni wykres w programie Excel, przy czym na takich wykresach należy operować nastawami pierwotnymi, czyli przeliczonymi na stronę pierwotną przekładników prądowych. W praktyce zależności (10) i (11) okazują się czasem wzajemnie sprzeczne. Prawdopodobieństwo sprzeczności jest tym większe, im odcinek linii pomiędzy zabezpieczeniami (szynami zasilającymi linię a reklozerem lub pomiędzy reklozerami) ma mniejszą długość. Przy często spotykanym przewodzie AFL-6 70 mm 2 pierwszy reklozer powinien być w odległości nie mniejszej niż 4 km od szyn zasilających linię. Na rysunku 4 pokazano przykład doboru nastawy w polu liniowym jest ona oznaczona jako I nastl, górny indeks p odnosi się do nastawy pierwotnej. Długość odcinka linii do reklozera R1 wynosi około 4,4 km i bez problemu udało się objąć zabezpieczeniem I>> początkowy odcinek linii, jak również uzyskać zasięg z bezpiecznym zapasem kończący się przed tym reklozerem. Minimalny zasięg x minl wynika z przecięcia krzywej I kmin oraz prostej określającej nastawę, a maksymalny x maxl z przecięcia I kmax także z prostą 12

8 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA Rys. 4. Dobór nastaw zabezpieczeń zwarciowych w linii - przypadek typowy. Fig. 4. Selection of short-circuit protection settings in line - typical case Rys. 5. Dobór nastaw w linii, reklozer blisko szyn zbiorczych Fig.5. Selection of settings in line, recloser close to busbars Dobór nastaw dla reklozera zainstalowanego w odległości tylko 1,5 km od szyn zbiorczych pokazano na rysunku 5. Dobór nastawy wg zależności (10), nawet ze współczynnikiem 1,2 jest bezsensowny stąd przekreślone oznaczenie prostej, zabezpieczenie podczas zwarć dwufazowych nigdy nie zadziała. Uzasadniony jest dobór nastawy jak na rysunku 5 wg prostej. Wówczas podczas zwarć dwufazowych zabezpieczenie ma zasięg ok. 0,6 km, a podczas 13

9 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN zwarć trójfazowych aż ok. 1,95 km, czyli za reklozer R1. Można sobie na taki zabieg pozwolić, ponieważ z jednej strony zwarcia trójfazowe są nadzwyczaj rzadkie, a po drugie nieselektywne wyłączenie wystąpi tylko na odcinku około 0,45 km, czyli prawdopodobieństwo zdarzenia jest bardzo małe. We wszystkich sytuacjach wątpliwych, przy sprzecznościach pomiędzy trzema wzorami: (6), (10) i (11) warto wykonać wykres i ocenić poszczególne nastawy. Zasady podobne jak dla pola liniowego obowiązują dla poszczególnych reklozerów. Zależności nie zawierają przekładni i są następujące:, (12) nastawa pierwotna zabezpieczenia zwarciowego w reklozerze., (13), (14) Z punktu widzenia ochrony linii przed cieplnymi skutkami przepływu prądu zwarciowego zabezpieczenie to jest zbędne, ponieważ prądy zwarciowe szybko maleją ze wzrostem odległości zwarcia od szyn zbiorczych. Zależność (12) nie odgrywa prawie żadnego znaczenia. Praktycy w zakładach dystrybucyjnych jednak stosują zabezpieczenie zwarciowe z dwóch względów: linie napowietrzne często są w złym stanie technicznym i występują słabe punkty, których obliczenia nie uwzględniają: są to głównie miejsca łączenia przewodów, zastosowanie zabezpieczenia zwarciowego skraca czas trwania zapadów napięcia u odbiorców. Nie ma większego problemu z doborem nastawy zabezpieczenia zwarciowego dla ostatniego reklozera w linii, jak to jest dla R2 na na rysunku 4. Za reklozerem nie ma już żadnego innego zabezpieczenia i nawet duży zasięg zabezpieczenia nie spowoduje zakłóceń w selektywności. Natomiast dla reklozera w środku linii, np. R1 na rysunku 4, nastawę trudno dobrać wystąpi problem podobny do opisanego powyżej dla linii o małej impedancji. Zastosowanie klasycznej zależności (13) sprawi, że przy zwarciach dwufazowych zabezpieczenie nigdy nie zadziała. Z kolei zmniejszenie nastawy tak, aby podczas zwarć dwufazowych zabezpieczenie obejmowało choćby część linii, spowoduje wydłużenie zasięgu za następne zabezpieczenie, czyli na rysunku 4 za reklozer R2. Trzeba indywidualnie analizować każdy układ, aby uzyskać optymalne rozwiązanie. Problemu nie powinno być przy dużych odległościach pomiędzy reklozerami (co najmniej 5 km), choć może on i tak wystąpić z uwagi na to, że wykres prądu zwarciowego w funkcji odległości miejsca zwarcia od szyn zasilających robi się coraz mniej opadający. 6. ZABEZPIECZENIA ZIEMNOZWARCIOWE Uzyskanie selektywności pomiędzy reklozerami i zabezpieczeniami w polu liniowym polega na właściwym doborze nastaw czasowych. Doboru kryteriów i nastaw zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polu liniowym wykonuje się według tych samych zasad co dla linii bez reklozerów i można posługiwać się literaturą [2, 6] z pewnymi wyjątkami podanymi w dalszej części artykułu. Trzeba zwrócić uwagę na jeden element w sieci skompensowanej z AWSC należy tak konfigurować zabezpieczenia w polu liniowym, aby nie miały możliwości zadziałania przed załączeniem wymuszania składowej czynnej prądu zwarciowego. A przynajmniej należy zwrócić uwagę, czy zabezpieczenie Yo> będzie prawidłowo współpracowało z zabezpieczeniami ziemnozwarciowymi w reklozerze. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w reklozerach przeważnie nastawia się w wielkościach pierwotnych, co wymaga dopracowania wzorów podanych wcześniej. Zakres stosowania poszczególnych kryteriów podlega regułom podanym w tabeli 2. 14

10 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA Warto też zwrócić uwagę, że w łącznikach instalowanych na granicach sieci zasilanych z różnych GPZ szczególnie przydatne jest kryterium G 0 >, ponieważ jego bezkierunkowość pozwala na selektywne wykrywanie zwarć z obu stron. Przy zastosowaniu kryterium kierunkowego trzeba by zmieniać nastawę kierunku działania. Wyjaśnienie jest na rysunku 6. Rys. 6. Zabezpieczenie konduktancyjne bezkierunkowe w łączniku w głębi sieci przy zmianie kierunku zasilania Fig. 6. Non-directional conductive protection in the connector at the back of the network when the power supply direction is changed Pewne problemy z doborem nastaw zabezpieczeń wynikają z tego, że zabezpieczenia ziemnozwarciowe w łącznikach są zasilane z dwóch nietypowych filtrów: 1) składowej zerowej prądu w postaci trzech szeregowo połączonych cewek Rogowskiego lub innych tzw. sensorów; układ ten tymczasowo nazywano pseudoukładem Holmgreena, ponieważ ogólnie znany układ Holmgreena obejmuje połączenie trzech klasycznych przekładników prądowych, 2) składowej zerowej napięcia wykonanego z trzech sensorów lub dzielników napięciowych, których właściwości nie są dokładnie poznane lub nieujawniane i należy się spodziewać, że błąd bardzo zależy od wyboru producenta. Ogólne zalecenia dla wyboru kryteriów zabezpieczeń ziemnozwarciowych w reklozerach podano w tabeli 2. 15

11 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN Rodzaj zabezpieczenia Tab. 2. Zalecenia odnośnie do wyboru kryteriów zabezpieczeń ziemnozwarciowych w reklozerach Table 2. Recommendations for the selection of earth fault protection criteria in reclosers izolowany Sposób pracy punktu neutralnego sieci średniego napięcia sieć skompensowana z AWSCz uziemiony przez rezystor uziemiony przez dławik Ι Ι rezystor 1) U 0 > Kierunkowe czynnomocowe Kierunkowe biernomocowe +++ v I 0 > Y 0 > G 0 > bezkierunkowe G 0 > kierunkowe B 0 > kierunkowe +++ RYY0> 1) dławik Ι Ι rezystor układ równoległy dławika i rezystora Zastosowanie zabezpieczenia: zalecane + + na ogół możliwe, z zastrzeżeniami opisanymi w tekście + możliwe tylko w wyjątkowych sytuacjach opisanych w tekście niemożliwe Kryterium U 0 > powszechnie musi być użyte jako rozruchowe dla zabezpieczeń z grupy admitancyjnych i kierunkowych. Jako samodzielne może być zastosowane w punkcie przyłączenia elektrowni lokalnej. Zabezpieczenia Y 0 >, a szczególnie I 0 > w sieci skompensowanej mogą być wykorzystane znacznie częściej, niż w polach liniowych. Nadają się szczególnie do punktów, za którymi znajduje się tylko sieć o niewielkim prądzie pojemnościowym (orientacyjnie do 4 5 A), a układ sieci jest taki, że ta wartość w warunkach awaryjnych nie będzie zwiększona. Zabezpieczenie G 0 > kierunkowe znajduje zastosowanie bardzo wyjątkowo, w liniach równoległych (praktycznie w Polsce nie ma linii równoległych SN) lub liniach zasilanych, lub jeśli wyłączenie ma nastąpić tylko przy określonym kierunku zasilania (należy zauważyć, że o kierunkowości decyduje nie kierunek zasilania, a miejsce zainstalowania AWSCZ jednak przeważnie jest ono umieszczone w miejscu zasilania). Kryterium porównawczo-admitancyjne nie nadaje się do reklozerów, ponieważ trudno doprowadzić w głąb sieci sygnał logiczny o załączeniu AWSCz. Pewną dodatkową uwagę trzeba zwrócić na sieci skompensowane z AWSCz, aby zabezpieczenia w reklozerach miały warunki do działania w tym samym momencie, co w polu liniowym podczas cyklu załączania rezystora. Sprowadza się to głównie do faktu, że w polu liniowym nie jest wskazane zabezpieczenie admitancyjne, które w pewnych sytuacjach może zadziałać bez składowej czynnej. Jeśli z innych względów istnieje powód do zastosowania kryterium Y 0 >, to należy dokładnie sprawdzić, kiedy będzie miało warunki do zadziałania i czy zmiana układu sieci może na to wpłynąć (np. poprzez zmianę prądu pojemnościowego linii zabezpieczanej). Podstawowe wzory odnośnie do nastaw są następujące, przy czym mogą one jeszcze podlegać modyfikacjom ze względu na zmiany w konstrukcjach reklozerów: 1) dla zabezpieczenia zerowoprądowego:, (15), (16) 16

12 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA - pierwotna wartość nastawcza prądu zerowego (w zasadzie jest to 3I 0 ), k b1 współczynnik bezpieczeństwa; najmniej wynosi 1,2, ale jeśli czułość pozwala 1,5, kp współczynnik powrotu przekaźnika, obecnie w większości konstrukcji jest tak zbliżony do 1, że można go pominąć, ale jeśli wynosi mniej niż 0,98, warto go uwzględnić, k C współczynnik czułości; powinien wynosić przynajmniej 2, przy czym dobrze uzyskać wartość jak największą, rzędu 4 5, ponieważ im większy współczynnik czułości tego kryterium, tym większy zakres wykrywanych rezystancji przejścia, I CL pojemnościowy prąd ziemnozwarciowego odcinka linii za reklozerem, I CS pojemnościowy prąd zwarcia całej galwanicznie połączonej sieci SN (przeważnie jednej sekcji szyn zbiorczych), ΔI 0 błąd zastosowanego filtru składowej zerowej prądu wyrażony w wielkościach pierwotnych; można się spodziewać wartości w granicach 2 5 A, ale najlepiej jak producent poda ten parametr, przy czym bardzo często są problemy z jego uzyskaniem. Pewną wskazówką może być najmniejsza wartość nastawy, która czasem jest zbliżona do wartości tego błędu. Jeśli podano błąd względny, należy błąd bezwzględny obliczyć dla maksymalnego obciążenia linii w miejscu zainstalowania reklozera; jeśli podano błąd nie dla całego filtru, a jednego sensora, można przyjąć jego błąd jako błąd całego filtru wynika to z analiz właściwości pseudoukładu Holmgreena, a udział pojemnościowego prądu ziemnozwarciowego odcinka linii za reklozerem w prądzie pojemnościowym sieci (a = ICL/ICS), d 0 współczynnik upływności doziemnej sieci obliczany wg wzoru:, (17) I cz prąd czynny w punkcie neutralnym (znamionowy prąd ziemnozwarciowy rezystora lub prąd automatyki AWSCz), s współczynnik rozkompensowania sieci liczony wg wzoru:, (18) I L prąd dławika; dla dławików z automatyczną regulacją można wstawić wartość nastawioną na regulatorze; b) dla zabezpieczenia konduktancyjnego:, (19) nastawa pierwotna zabezpieczenia,, (20) k b2 współczynnik bezpieczeństwa; należy przyjmować wartość 1,2 lub większą, przy czym zakres wykrywanych rezystancji przejścia w tym zabezpieczeniu nie zależy od wartości tego współczynnika, a od nastawy członu rozruchowego zerowonapięciowego. W pewnych przypadkach okazuje się, że przy przyjęciu małych (w granicach 0,1 0,2 ) wartości nastawczych członu rozruchowego zerowonapięciowego nie można uzyskać właściwej czułości należy wówczas zwiększyć nastawę do np. 0,3 ; c) dla zabezpieczenia admitancyjnego, jeśli filtr składowej zerowej jest wykonany z klasycznych przekładników napięciowych: przy czym bez problemu można przyjąć:, (21) 17

13 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN , (22) a jeśli z dzielników napięciowych, to: (23) oraz. (24) Wartość współczynnika czułości ocenia się podobnie jak dla zabezpieczenia konduktancyjnego. Jeśli są problemy z uzyskaniem czułości, to można dwukrotnie zmniejszyć uchyb ΔY 0. Zachodzi wówczas prawdopodobieństwo zadziałań zbędnych (szczególnie jeśli U 0 w sieci jest w pobliżu wartości nastawczej), ale przy zdalnym sterowaniu reklozerami nie powinno być problemu z szybkim przywróceniem zasilania. Przy tym: oraz (25), (26) δu 0 błąd względny pomiaru składowej zerowej napięcia; przy wartościach mniejszych niż 0,05 jest mało znaczący i można go pominąć. Wartość błędu bardzo trudno uzyskać od producentów, a obecnie brakuje dobrych doświadczeń w tym zakresie z eksploatacji; 4) dla zabezpieczenia kierunkowego: W tym miejscu jako zabezpieczenie kierunkowe rozumie się takie, które działa wg charakterystyki określonej wzorem:, (27) prąd rozruchowy pierwotny, wartość nastawcza prądu pierwotna, φ kąt pomiędzy składowymi zerowymi napięcia i prądu, α ch kąt charakterystyczny, który dla zabezpieczeń czynnomocowych wynosi 0, dla biernomocowych 90. Dla tego zabezpieczenia obowiązują następujące zasady: nastawa powinna być odstrojona od prądów uchybowych: powinien być spełniony warunek czułości: - dla zabezpieczeń czynnomocowych: - dla biernomocowych: przy czym: k b współczynnik bezpieczeństwa na poziomie 1,5 2,0,, (28), (29), (30) k C współczynnik czułości, wskazane, aby nie był mniejszy od 1,5, przy czym zaleca się większe wartości, 18

14 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA I cz prąd czynny wymuszany w punkcie neutralnym przez AWSCz lub znamionowy prąd ziemnozwarciowy rezystora uziemiającego, I 0nast nastawa wyznaczająca najmniejszy prąd rozruchowy na charakterystyce kątowej zabezpieczenia, nazywana także prądem największej czułości (przy przesunięciu fazowym pomiędzy składowymi zerowymi napięcia i prądu równym kątowi charakterystycznemu), U 0nast nastawa zerowonapięciowego członu rozruchowego. Zerowonapięciowe człony rozruchowe należy nastawiać na: czyli najczęściej będzie to:, (31a). (31b) Zaleca się we wzorze (31a): dla sieci o izolowanym punkcie neutralnym: 0,1, dla sieci skompensowanej: 0,1 0,2, dla sieci z rezystorem: 0,05. Wartości w granicach 0,2 0,3 należy stosować wyjątkowo, jeśli trzeba zmniejszyć uchyb ΔY 0 wg wzoru (25). Trzeba zwrócić uwagę na to, czy filtr składowej zerowej reklozera na wyjściu ma potrójną składową zerową czy samą składową zerową. Dla pojedynczej składowej zerowej w zależnościach zamiast współczynnika 3 należy wprowadzić 1. Nastawa ta powinna być większa z odpowiednio dużym współczynnikiem bezpieczeństwa od napięcia asymetrii. W zabezpieczeniach z grupy admitancyjnych należy uwzględnić to, że jeśli się zmniejsza, to rośnie błąd ΔY 0 i może wystąpić problem z uzyskaniem czułości. Doświadczenia z wykonywanych obliczeń wskazują na występowanie błędów filtrów na tyle dużych, że mogą być problemy z uzyskaniem czułości. Spełnienie warunku czułości (współczynnik czułości dla zabezpieczeń w głębi sieci może być mniejszy od wymaganego dla pola liniowego) jest bezwzględnie wymagane, ale współczynnik nie może być mniejszy od 1,2. Można wówczas w zabezpieczeniach zerowoprądowych we wzorze (25) zmniejszyć wartość ΔI 0 lub nawet pominąć, w zależnościach dotyczących zabezpieczeń z grupy admitancyjnych można stosować współczynniki bezpieczeństwa bardziej zbliżone do 1, a także zmniejszać ΔY 0. Jednakże każdy taki zabieg powoduje zwiększenie prawdopodobieństwa zadziałań zbędnych, czyli przypadkowego pozbawienia zasilania odbiorców podczas zwarć w innej części sieci. Należy takie działania podejmować w sytuacjach wyjątkowych i z dużą ostrożnością. Występuje też wspomniany już problem koordynacji nastaw zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach liniowych i w głębi sieci o różnych kryteriach. Problem pojawia się głównie w sieci skompensowanej z AWSCz. Jeśli w polu liniowym rozdzielni jest zabezpieczenie Y 0 >, a w łączniku G 0 > lub kierunkowe czynnomocowe, to może się okazać, że to pierwsze pomimo większej nastawy czasowej zadziała przed załączeniem AWSCz, czyli przed zabezpieczeniem G 0 > i kierunkowym. Można to sprawdzić obliczeniami, ale trudno wziąć pod uwagę wszystkie stany awaryjne sieci. W liniach, w których w głębi sieci są kryteria wymagające załączenia AWSCz, lepiej odstawić w polu liniowym rozdzielni Y 0 >. 7. AUTOMATYKA SPZ Cykl automatyki SPZ w reklozerze nie jest silnie związany z cyklem w polu liniowym. Trzeba zwrócić uwagę na usunięcie tzw. przyspieszania wyłączenia przy wyłączeniach z wyjątkiem ostatniego w cyklu. Jeśli w polu liniowym występuje SMAZ typu ZL, który przyspieszanie pierwszego wyłączenia miał uruchamiane fabrycznie, może to wymagać wymiany zabezpieczenia lub ingerencji w jego konstrukcję. 19

15 ENERGETYKA (Power Engineering) vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN WNIOSKI 1. Instalując reklozer w linii, należy dobrać nie tylko jego nastawy, a ściślej sterownik w nim umieszczony, ale także sprawdzić nastawy w polu liniowym pod kątem selektywności i wybiórczości. 2. Nastawy w reklozerach przeważnie wyrażane są w wielkościach pierwotnych, co powoduje tylko niewielkie zmiany w stosowanych wzorach w stosunku do klasycznych zabezpieczeń. 3. Dobierając nastawy zabezpieczeń zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych, należy przede wszystkim zwrócić uwagę na prawidłowe ich stopniowanie wzdłuż linii. Najczęściej wymaga się, aby ta nastawa w polu zasilającym linie pozostała tak, jak przed instalacją reklozera, co przy prawidłowym stopniowaniu o Δt = 0,3 s pozwala na instalację w układzie szeregowym dwóch, a najwyżej w bardziej korzystnych przypadkach trzech reklozerów. 4. Jeśli ma być zapewniona selektywność zabezpieczeń zwarciowych, to należy przestrzegać zasady, że żadne z nich nie może mieć zasięgu za następne zabezpieczenie. Stąd pojawia się wymaganie, że reklozery nie powinny być instalowane zbyt blisko siebie. Warto też się zastanowić, czy zabezpieczenia zwarciowe są potrzebne w głębi sieci. Jeśli tak, to uzasadnieniem nie jest ochrona przewodów przed cieplnym oddziaływaniem prądu zwarciowego, a skrócenie czasu zapadów napięcia u odbiorców. 5. W reklozerach przeważnie nie ma klasycznych przekładników. Dlatego główne zasady doboru zabezpieczeń ziemnozwarciowych są takie same, ale jest nieco inny układ wzorów. Szczególne problemy występują z określeniem uchybów filtrów składowych zerowych. BIBLIOGRAFIA [1] W. Hoppel, Dobór nastaw zabezpieczeń nadprądowych zwarciowych dla linii średniego napięcia, Wiadomości Elektrotechniczne, nr 6/2014. [2] W. Hoppel, Współczesne rozwiązania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach średnich napięć o nieskutecznie uziemionym punkcie neutralnym, Biuletyn Techniczny Oddziału Krakowskiego SEP, nr 1/2014. [3] W. Hoppel, J. Lorenc, Dobór nastaw zabezpieczeń w polach linii średniego napięcia, Automatyka Elektroenergetyczna, nr 2/2003. [4] W. Hoppel, J. Lorenc, Jak dobierać nastawy zabezpieczeń w polach funkcyjnych rozdzielni średniego napięcia, Automatyka Elektroenergetyczna, 2003, nr 3, s [5] W. Hoppel, J. Lorenc, Podstawy doboru zabezpieczeń w polach rozdzielni SN, Automatyka Elektroenergetyczna, nr 1/2003. [6] W. Hoppel, J. Lorenc, Współczesne rozwiązania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach średnich napięć o nieskutecznie uziemionym punkcie neutralnym, Automatyka, elektryka, zakłócenia. vol. 4, nr 4 (14) [7] J. Żydanowicz, Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, t. I-III, WNT, Warszawa, 1979, 1985, 1987 [8] J. Żydanowicz, M. Namiotkiewicz, Automatyka zabezpieczeniowa w elektroenergetyce, WNT, Warszawa [9] PN-EN 50160: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach elektroenergetycznych. [10] Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej. ENEA Operator S.A., 1 stycznia 2014 r. otrzymano / received: przyjęto do publikacji / accepted:

16 vol. 8, nr 1 (27) 2017, marzec, ISSN (Power Engineering) ENERGETYKA MIEJSCE NA REKLAMĘ 21