MATERIAŁY DO WYKŁADU ELEKTROENERGETYCZNA AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA

MATERAŁY DO WYKŁADU ELEKTROENERGETYCZNA AUTOMATYKA ZABEZPECZENOWA Warszawa 2009 1

SPS TREŚC 1. Wiadomości ogólne EAZ...3 2. Zakłócenia w systemie elektroenergetycznym...7 3. Przekładniki prądowe...11 4. Przekładniki napięciowe...15 5. Przekaźniki pomiarowe...19 6. Zabezpieczenia Linii WN, NN...27 7. Zabezpieczenia transformatorów...40 8. Zabezpieczenia linii sieci średniego napięcia...49 9. Zabezpieczenia silników...56 10. Systemowa automatyka łączeniowa: SPZ, SZR, SCO...62 11. Literatura cz. 1...69 12. Zabezpieczenia generatorów synchronicznych...69 13. Układy zasilające...92 14. Obwody prądu przemiennego przekaźników zabezpieczeniowych...94 15. Obwody sterownicze i sygnalizacyjne...96 16. Literatura cz. 2...97 2

1. Wiadomości ogólne EAZ Tematy szczegółowe: Rodzaje automatyki elektroenergetycznej. Wymagania stawiane urządzeniom EAZ. Struktura urządzeń EAZ. Klasyfikacja przekaźników i zabezpieczeń. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) stanowi wyodrębniony obszar wiedzy i praktyki w dziedzinie automatyki elektroenergetycznej, zajmującej się kontrolą i sterowaniem pracą systemu elektroenergetycznego zarówno w stanach normalnych, jak i zakłóceniowych. EAZ zajmuje się procesami samoczynnego zapobiegania i eliminacji zakłóceń w systemie elektroenergetycznym. Pełni funkcje ochronne i ma istotny wpływ na pewność pracy systemu elektroenergetycznego. Urządzenia EAZ kontrolują pracę poszczególnych elementów systemu elektroenergetycznego i pełnią funkcje decyzyjne (ostrzegawcze) lub wyłączające (eliminacyjne) w razie zagroŝenia lub wystąpienia zakłócenia. W wyniku, czego EAZ dzieli się na trzy grupy funkcjonalne: EAZ prewencyjna. EAZ eliminacyjna. EAZ restytucyjna. EAZ prewencyjna pozwala na zapobieganie awariom poprzez zasygnalizowanie odstępstwa od normalnych warunków pracy danego urządzenia (np. podwyŝszenie temperatury oleju w transformatorze lub przekroczenie prądu znamionowego silnika). EAZ eliminacyjna działa na wyłączenie uszkodzonego elementu systemu elektroenergetycznego. EAZ restytucyjna przywraca stan normalnej pracy po usunięciu uszkodzonego elementu systemu elektroenergetycznego lub wyeliminowaniu przyczyny wywołującej zakłócenie. Przykładem tego rodzaju automatyki moŝe być automatyka samoczynnego załączenia rezerwowego zasilania (SZR) lub samoczynnego ponownego złączenia (SPZ). Rola automatyki zabezpieczeniowej sprowadza się zasadniczo do następujących funkcji, kolejno po sobie realizowanych: OBSERWACJA WYKRYWANE ROZPOZNANE LOKALZACJA DECYZJA Swoista funkcja pełniona przez automatykę zabezpieczeniową eliminacyjną w systemie elektroenergetycznym stawia przed nią szczególne wymagania dotyczące: selektywności, niezawodności, szybkości, czułości, 3

Selektywność (wybiórczość) oznacza zdolność oddziaływania automatyki zabezpieczeniowej tylko na ten obiekt, który został przyporządkowany tej konkretnej automatyce. Pojęcie to moŝna wyjaśnić za pomocą rys.1.1. stnieją róŝne sposoby na to, aby zapewnić selektywność automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej. NaleŜą do nich: Stopniowanie czasów, polegające na takim zróŝnicowaniu czasów działania zabezpieczeń róŝnych obiektów elektroenergetycznych, aby z najkrótszym czasem działało zabezpieczenie tego obiektu, w którym nastąpiło zakłócenie. Ograniczenie strefy zasięgu działania zabezpieczenia tylko do danego obiektu, np. zabezpieczenie róŝnicowe, zabezpieczenie porównawcze odcinkowe. Do innych stacji G 2 TB 2 TB 3 G 3 G 1 TB 1 A F 1 D L 1 L 2 B T 1 T 2 C Rys. 1.1. Fragment systemu elektroenergetycznego [2] Niezawodność automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest wymaganiem o kapitalnym znaczeniu, gdyŝ oznacza zdolność wykonywania określonego zadania przez cały okres jej eksploatacji. RozróŜnia się dwie odmiany niezawodności, polegające na: pewnym (niezawodność czynna) tj. niezawodnym działaniu w przypadku pojawienia się zakłócenia w zabezpieczanym przez nią obiekcie, 4

niezadziałaniu zabezpieczenia wskutek uszkodzeń wewnętrznych układu automatyki lub gdy dane zakłócenie ma być wykrywane przez inny rodzaj zabezpieczenia. Wysoki stopień niezawodności układów zabezpieczeń moŝna zapewnić przez: staranny dobór wszystkich elementów (przekładników pomiarowych, przekaźników itp.) o wysokich walorach technicznych, zwielokrotnienie układów zabezpieczeń w ramach tego samego obiektu elektroenergetycznego (tzw. rezerwa lokalna), stosowanie tzw. rezerwowania zdalnego polegające na tym, Ŝe automatyka zabezpieczeniowa danego obiektu elektroenergetycznego jest zdolna do z góry zaprogramowanego działania na zakłócenia występujące w sąsiadującym z nim obiekcie okresowe badania eksploatowanych układów zabezpieczeń. Szybkość działania automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest wymagana szczególnie w przypadku zwarć wielkoprądowych, gdy jest zagroŝona stabilność systemu elektroenergetycznego lub gdy skutki oddziaływania prądu zwarciowego na obiekt elektroenergetyczny mogą być bardzo kosztowne. W takich przypadkach dąŝy się do tego, aby zabezpieczenie działało z moŝliwie najkrótszym czasem. Obecnie czasy działania zabezpieczeń wynoszą od kilku ms do kilkunastu ms. Całkowity czas likwidacji zakłócenia (zwarcia) naleŝy powiększyć o czas własny wyłącznika (zaleŝny od jego konstrukcji), co oznacza, Ŝe minimalny czas likwidacji zwarcia wielkoprądowego wynosi kilkadziesiąt ms. Czułość automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest określana przez jej zdolność wykrywania danego zakłócenia w obiekcie zabezpieczanym nawet wówczas, gdy wartość elektryczna kontrolowana przez automatykę zmienia się w niewielkim zakresie. Miarą czułości jest współczynnik czułości, który moŝe być określany na róŝne sposoby zaleŝnie od kryterium działania danego zabezpieczenia. Na przykład współczynnik czułości najprostszego przekaźnika nadprądowego określa stosunek wartości prądu zwarciowego w danym obiekcie do wartości prądu rozruchowego tego zabezpieczenia. Zabezpieczenia elektroenergetyczne dzieli się na dwie podstawowe grupy: zabezpieczenia urządzeń maszynowych (generatorów, transformatorów, silników itp.), zabezpieczenia sieci elektroenergetycznej (rozdzielczych, przesyłowych linii i szyn zbiorczych). Same przekaźniki, stanowiące podstawowe elementy składowe zabezpieczeń dzielimy na: przekaźniki pomiarowe (zwane głównymi), przekaźniki pomocnicze, z podziałem na: przekaźniki czasowe, przekaźniki pośredniczące, przekaźniki sygnałowe. Przekaźniki pomiarowe pełną główną rolę w zabezpieczeni. Reagują na przekroczenie nastawionej w nich wartości zadziałania odpowiedniej wielkości fizycznej. Przyjmują nazwy od wielkości na które reagują (przekaźnik nadprądowy, podnapięciowy) lub od nazwy układu zabezpieczeń (np. róŝnicowy). 5

Pobudzenie Zadziałanie Przekaźniki pomocnicze reagują na pojawienie się lub zanik wielkości elektrycznej na ich zaciskach (najczęściej napięcia pomocniczego). Przekaźniki pośredniczące są wykonane wyłącznie jako elektromechaniczne i mają po kilka zestyków o odpowiedniej zdolności łączeniowej. Najczęściej zwielokrotniają sygnały przekaźników pomiarowych lub czasowych. Przykładowy schemat podłączenia przekaźnika pomiarowego z przekaźnikami pomocniczymi pokazano na rys. 1.2. OBWODY STEROWANA Otwarcie wyłącznika prze przekaźnik pomocniczy Zestyk zabezpieczenia Zestki przekaźnika pomoc. (szybkiego) Zestki przekaźnika pomc. (mocnego) OW1 1 2 4 3 K2A wyj. dw.1 11 12 Urządzenie zabezpieczeniowe P2 K2A 121 211 13 P2 P2 14 Q19 117 118 113 114 cewka otwierajaca 1 K2A (RXMS) 13 15 17 14 16 18 3 P2 (RXMH) 112 111 114 113 116 115 118 117 222 221 224 223 226 225 228 227 4 4 Rys. 1.2. Schemat połączenia przekaźnika pomocniczego z układem zabezpieczeniowym [12] W zaleŝności od wykonania rozróŝnia się trzy generacje przekaźników pomiarowych: elektromechaniczne - najstarsze udoskonalane wraz z rozwojem elektroenergetyki, elektroniczne (statyczne) analogowe stosowane w latach 70-90 XX wieku, cyfrowe stosowane od początku lat 90 XX wieku. Współczesna aparatura dla układów EAZ, zwłaszcza ta w wykonaniu elektronicznym analogowym lub cyfrowym jest wytwarzana w formie zespołów automatyki zabezpieczeniowej, nazywanych takŝe urządzeniami zabezpieczeniowymi. Urządzenie takie zawiera (w jednej obudowie) komplet układów przeznaczonych do ochrony określonego obiektu elektroenergetycznego. Zawierają oprócz funkcji zabezpieczeniowych dodatkowo: rejestratory zakłóceń, rejestratory zdarzeń oraz szereg dodatkowych automatyk (np. SPZ, SCO). 6

Rys. 1.3. Urządzenie zabezpieczeniowe 7SA513, [8] Rys. 1.4. Widok ogólny LZ32 Rys. 1.5. Widok ogólny przekaźnika odległościowego typu L3wyaS firmy BBC 2. Zakłócenia w systemie elektroenergetycznym Tematy szczegółowe: Podział zakłóceń (zaburzenia, zagroŝenia), Opisy typowych zaburzeń i zagroŝeń (wywołujących działanie EAZ), Kryteria wykrywania zaburzeń i zagroŝeń. W systemach elektroenergetycznych i ich elementach występują zakłócenia o róŝnym stopniu złoŝoności i zagroŝenia. Ze względu na stan pracy systemu elektroenergetycznego rozróŝnia cztery stany jego pracy: stan normalny, 7

stan zagroŝenia, stan zakłóceniowy, stan pozakłóceniowy. Stan normalny to stan, w którym system pracuje planowo. Nie występują nigdzie przekroczenia parametrów ilościowych i jakościowych wytwarzanej i przesyłanej energii. Topologia sieci jest zgodna z planowaną, nie reagują urządzenia ostrzegawcze. Stan zagroŝenia stan, w którym w jednym lub kilku elementach systemu elektroenergetycznego wystąpiły przekroczenia wartości wielkości trwale dopuszczalnych. Wzrasta prawdopodobieństwo zaburzenia lokalnego o trudnych do przewidzenia skutkach. Reagują urządzenia ostrzegawcze EAZ. Topologia sieci pozostaje bez zmian. Obsługa musi podjąć działania zapobiegawcze. Stan zakłóceniowy (awaryjny) wskutek uszkodzenia izolacji, ubytku generacji lub innej przyczyny występuje groźne zaburzenie w pracy elementu (obiektu) lub fragmentu systemu elektroenergetycznego. Działają urządzenia EAZ. Następuje zmiana topologii sieci o zakresie i skutkach zaleŝnych od miejsca i rodzaju zakłócenia. NaleŜy podjąć działania zmierzające do przywrócenia stanu normalnego fragmentu systemu dotkniętego awarią. Stan pozakłóceniowy (poawaryjny), w którym przywraca się stan quasi-normalny. Przywraca się zasilanie odbiorców. PoniŜej zostanie omówiony materiał dotyczący przeglądu typowych zakłóceń wykrywanych i eliminowanych przez automatykę zabezpieczeniową. Omówione zostaną przyczyny ich występowania oraz skutki. Omówione zostaną dynamiczne zmiany tych wielkości elektrycznych, które mogą zostać wykorzystane w procesie wykrywania. Jedną z podstawowych przyczyn zakłóceń systemie elektroenergetycznym są zwarcia. Zgodnie z zestawieniami dostępnymi w fachowej literaturze na 100% zwarć (objętych rejestracją) odnotowuje się przeciętnie: zwarć jednofazowych 65 %, podwójnych zwarć z ziemią i zwarć dwufazowych z ziemią 20%, zwarć dwufazowych 10%, zwarć trójfazowych 5%. Jako przyczyny występowania zwarć moŝna wymienić: przyczyny zewnętrzne (przepięcia ziemnozwarciowe i łączeniowe, przewracające się lub nadmiernie wysokie drzewa, ingerencja zwierząt głównie gryzoni, duŝych ptaków, przyczyny wewnętrzne (starzenie izolacji, wady projektowe lub montaŝowe, omyłki łączeniowe). Dodatkowo zwarcia moŝna podzielić ze względu na wartość prądów na : zwarcia wielkoprądowe, zwarcia doziemne małoprądowe. Za zwarcia wielkoprądowe uznaje się zwarcia, którym towarzyszą przetęŝenia prądowe o wartościach wielokrotnie przekraczających znamionowe wartości prądów lub dopuszczalne obciąŝenia długotrwałe elementów systemu elektroenergetycznego. 8

Najczęściej zwarcia wielkoprądowe występują w sieciach elektroenergetycznych, np. w sieciach rozdzielczych średnich napięć, liczba tych zwarć wynosi (10-20)/rok/100 km, dla linii 220kV (3-5)/rok/100km, sygnałów dla linii 400 kv (1-3)/rok/100km. WyróŜniamy zwarcia trójfazowe, dwufazowe, dwufazowe z ziemią oraz jednofazowe. Typy zwarć pokazano na rys 2.1. W sieciach WN punkt neutralny jest skutecznie uziemiony i zwarcia jednofazowe są zwarciami wielkoprądowymi. Rys. 2.1. Rodzaje zwarć wielkoprądowych wg [2] W wyniku zmian (w trakcie zwarcia) prądów i napięć fazowych zmieniają się takŝe wartości składowych symetrycznych tych wielkości. Dla zwarcia trójfazowego występuje tylko składowa zgodna prądu. Dla zwarć dwufazowych bez udziału ziemi występują składowe zgodne oraz przeciwne napięcia i prądu.. Podczas zwarć z udziałem ziemi występują wszystkie składowe symetryczne prądów i napięć. Zwarcia małoprądowe są to pojedyncze zwarcia doziemne, występujące w sieciach SN pracujących z punktem neutralnym: izolowanym, uziemionym przez reaktancję, uziemiony przez reaktancję zbocznikowaną rezystorem, uziemiony przez rezystor. 9

Rys. 2.2 Rodzaje sieci SN Wartość prądu zwarcia zaleŝy od łącznej pojemności sieci dla składowej zerowej, czyli pośrednio od długości sieci. Wartość prądu zwarcia w miejscu zwarcia nie zaleŝy od lokalizacji zwarcia. Pojedyncze zwarcia doziemne charakteryzują się małymi wartościami prądów ziemnozwarciowych. Są one znaczenie mniejsze niŝ dla sieci z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym, gdyŝ na ogół nie przekraczają 500A, najczęściej wynoszą kilkadziesiąt amperów. W sieciach z izolowany punktem neutralnym ustalony prąd zwarcia doziemnego nie powinien być większy od 50 A. Dla sieci pracujących z uziemionym przez rezystor punktem neutralnym prąd nie powinien przekraczać 500 A. NaleŜy odpowiednio dobrać rezystor aby spełnić to wymaganie. Podczas zwarć małaoprądowych mogą płynąć stosunkowo małe prądy są one jednak groźne gdyŝ: w wyniku przepięć moŝe dojść do przeobraŝenia pojedynczego zwarcia doziemnego w zwarcie wielkoprądowe, stanowi zagroŝenie dla ludzi i zwierząt, moŝe wywołać poŝary lasów, suchych łąk i torfowisk, prądy płynące ziemią niszczą zbrojenia słupów, moŝe nawet dochodzić do ich przewrócenia. Do wykrywania zwarć doziemnych małoprądowych wykorzystuje się w automatyce zabezpieczeniowej następujące wielkości elektryczne: ustalone przebiegi prądów i napięć zerowych, kąty fazowe miedzy nimi, admitancje, wyŝsze harmoniczne zawarte w prądzie zerowym, przejściowe przebiegi prądów i napięć zerowych. 10

3. Przekładniki prądowe Rys. 2.3. Zwarcie doziemne w sieci SN izolowanej Większość sygnałów mierzonych przez urządzenia zabezpieczeniowe czy rejestratory zakłóceń pochodzi z przekładników prądowych i napięciowych. Wygląd przekładników prądowych stosowanych na stacjach najwyŝszych napięć został przedstawiony na rys. 3.1. Podstawowe parametry charakteryzujące przekładnik prądowy to: napięcie znamionowe izolacji, największe napięcie robocze, napięcie probiercze, napięcie probiercze udarowe, prąd wtórny, a) b) Rys. 3.1. Wygląd przykładowych przekładników prądowych wysokich napięć wg [42]: a) typu J 123 na napięcie robocze 220kV, b) typu J 110 4a o najwyŝszym napięciu pracy 245kV Przekładniki są wykonywane jako wielordzeniowe. Na kaŝdym z rdzeni jest uzwojenie wtórne. W zaleŝności od przeznaczenia dzieli się je na pomiarowe oraz zabezpieczeniowe. lustruje to rys. 3.2. 11

U1 U2 U3 U4 rdzeń pomiarowy rdzeń zab. rdzeń pomiarowy rdzeń zab. PRZEKŁADN PRĄDOWY Rys. 3.2. Przekładnik prądowy składający się z wielu rdzeni Rdzenie przeznaczone do pomiarów i zabezpieczeń róŝnią się charakterystykami przenoszenia. Rdzenie pomiarowe są tak zaprojektowane, aby nie przepuścić prądów powyŝej 1,2 prądu znamionowego. Ma to na celu uniknięcie uszkodzenia podłączonych do niego czułych urządzeń pomiarowych. naczej jest w przypadku zabezpieczeń, w których dąŝy się, aby w zakresie prądów pomiarowych zwarciowych będących wielokrotnością prądów znamionowych rdzenie przekładników dokładnie przekształcały prąd pierwotny, co umoŝliwia prawidłowe wykrywanie zakłóceń. Szczególna uwagę przykłada się do minimalizacji błędów fazowych nawet w zakresie prądów nadmiarowych, gdy rdzenie zabezpieczeniowe współpracują z przekaźnikami kierunkowymi. Dla niektórych rodzajów zabezpieczeń waŝne jest zapewnienie prawidłowej odpowiedzi przekładników prądowych na przebiegi przejściowe z duŝą zawartością harmonicznych lub składowych aperiodycznych. Stosowanie przekładników pozwala jednocześnie na: bezpieczną obsługę przyrządów pomiarowych dzięki odizolowaniu obwodów wtórnych od obwodów wysokiego napięcia, stosowanie jednakowych przyrządów pomiarowych dzięki transformowaniu prądów o róŝnych wartościach na wartości znormalizowane, zmniejszenie niebezpieczeństwa uszkodzenia przyrządów pomiarowych wskutek elektrodynamicznego i cieplnego działania prądów zwarciowych, zdalny pomiar wielkości elektrycznych. Przekładniki prądowe mają określaną klasę dokładności. Klasy dokładności 5P i 10P są stosowane dla rdzeni zabezpieczeniowych. Oznaczenie P jest odpowiednie dla zabezpieczeń i oznacza całkowity błąd procentowy zdefiniowany dla całego zakresu przetęŝeniowego, przedstawionego na rys. 3.3. Wynika z tego, Ŝe dla przekładnika 5P20 jego błąd przy przetęŝeniu 20 nie powinien być większy niŝ 5%. 12

2 2N 1 2 20 5P20 PP Zo 15 10P15 10 5 5 10 15 20 Rys. 3.3. Charakterystyka prądu wtórnego od prądu pierwotnego. Liczba przetęŝeniowa dla dwóch róŝnych klas przekładników prądowych wg [12] Przekładnik oraz jego schemat zastępczy pokazano na rys. 3.4. 1 1N P1 i p N1 N2 i S S1 P1 i' p u µ i b L µ i c i µ R Fe L 2 i S R 2 u S S1 Z obc P2 PP S2 P2 S2 Rys. 3.4. Przekładnik prądowy, a) schemat ogólny b) schemat zastępczy wg [12] Zaciski pierwotne są oznaczone P1 oraz P2 (w starszych krajowych wykonaniach K oraz L), wtórne zaś odpowiednio S1 oraz S2 (w starszych wykonaniach k oraz l). Oznacza to, Ŝe jeśli w obwodzie pierwotnym prąd wpływa do zacisku P1, to proporcjonalny do niego prąd wtórny wypływa z zacisku S1. Przekładniki prądowe budowane są jako jednofazowe i są stosowane w sieciach trójfazowych w rozmaitych układach, w zaleŝności od przeznaczenia. PoniŜej omówiono najbardziej typowe układy przekładników. 13

L3 L2 L1 L1 zabezp. wej. an. 1 L1 L2 L3 L1 zabezp. wej. an. 1 L2 wej. an. 2 L3 wej. an. 3 L2 wej. an. 3 P1 P2 P1 S1 S2 P2 P1 S1 S2 P2 S1 S2 P1 P2 S1 S2 P1 P2 S1 S2 Rys. 3.5. Układ gwiazdowy trzech przekładników prądowych w sieci trójfazowej wg [12] Rys. 3.6. Układ V dwóch przekładników prądowych w sieci trójfazowej wg [12] Układ gwiazdowy trzech przekładników (rys. 3.5) jest stosowany do zasilania obwodów prądowych zabezpieczeń nadmiarowo-prądowych i odległościowych oraz do pomiarów. Uproszczonym układem jest układ V (rys. 3.6) z dwoma przekładnikami, stosowna głównie do zabezpieczeń. Zabezpieczenia zasilane z tego układu reagowały będą jedynie przy zwarciach międzyfazowych. P1 S1 P1 P2 S2 P2 TR P1 S1 P1 P2 S2 P2 L1 L2 L3 L0 zabezp. wej. an. 1 S1 P1 S2 P2 S1 P1 S2 P2 S1 S2 zabezp. wej. an. 1 wej. an. 2 wej. an. 3 S1 S2 P1 P2 P1 S1 S2 P2 P1 S1 S2 P2 S1 S2 Rys. 3.7. Układ róŝnicowy do zabezpieczania transformatora; TR- transformator zabezpieczany wg [12] Rys. 3.8. Układ Holmgreena do zabezpieczenia od zwarć doziemnych Rysunek 3.7 przedstawia ideowy schemat układu róŝnicowego, stosowany często do zabezpieczania transformatorów i generatorów. Do zabezpieczeń od zwarć doziemnych stosuje się układ przedstawiony na rys. 3.8. 14

Rys. 3.9. Przekładnik Ferranti ego do zwarć doziemnych (sumowanie magnetyczne) [2] Przekładniki prądowe łączone są w układy pozwalające na sumowanie prądów płynących w róŝnych punktach obwodu pierwotnego. Układ musi spełniać dwa podstawowe wymagania. Obwód wtórny kaŝdego przekładnika musi się zamykać przez niewielką impedancję, otwarcie obwodu wtórnego grozi pojawieniem się duŝych przepięć. Jeden (ale tylko jeden) punkt obwodu galwanicznie połączonego z uzwojeniem wtórnym musi być uziemiony, aby zabezpieczyć urządzenia wtórne na wypadek wystąpienia znacznych przepięć, np. przy przebiciu izolacji między obwodem pierwotnym i wtórnym. W instalacjach WN, uzwojenia pierwotne są na poziomie napięcia WN, między stroną pierwotną a wtórną przekładników musi być, zatem zainstalowana izolacja. Zastosowany przekładnik naleŝy do grupy przekładników przewidzianych do współpracy z urządzeniami zabezpieczeniowymi i charakteryzują się poprawną transformacją dla prądów znacznie większych od znamionowych, takimi bowiem są prądy zwarciowe, przy których zabezpieczenie powinno działać poprawnie. Klasy dokładności 10P są stosowane przewaŝnie w przekaźnikach nadprądowych, przekładniki prądowe klasy 5P o uchybie całkowitym 5% są wykorzystywane w innych urządzeniach zabezpieczających np. przekaźnikach odległościowych. 4. Przekładniki napięciowe Przekładniki napięciowe obniŝają napięcie pierwotne do poziomu, przy którym urządzenie pomiarowe i zabezpieczeniowe mogą je pomierzyć. Zapewniają takŝe izolację galwaniczną pomiędzy częścią wysokonapięciową strona pierwotną oraz urządzeniami podłączonymi do strony wtórnej. 15

Wygląd przekładników napięciowych stosowanych na stacjach najwyŝszych napięć został przedstawiony na rys. 4.1. Podstawowe parametry charakteryzujące przekładnik napięciowy to: napięcie znamionowe izolacji, największe napięcie probiercze, napięcie probiercze udarowe, współczynnik napięciowy, napięcie znamionowe wtórne, moc w klasie dokładności, napięcie uzwojenia dodatkowego, moc uzwojeniowa dodatkowa w klasie, moc graniczna. a) b) Rys. 4.1. Wygląd przykładowych przekładników napięciowych wysokich napięć wg [12]: a) typu UO 110C na napięcie znamionowe 72-225kV, b) typu UO 123 na napięcie znamionowe 225kV Przekładniki napięciowe przypominają zwykły transformator elektryczny, najczęściej jednofazowy. Zaciski pierwotne tych przekładników są przyłączone do przewodów fazowych. Zaciski te są, zatem oznaczone tak, jak fazy pierwotne, czyli literami A, B, C, zaś jeśli są przyłączone do ziemi literą N. Zaciski uzwojeń wtórnych oznacza się odpowiednio małymi literami a, b, c lub n. Jeśli zacisk pierwotny oznaczany jest literą N, oznacza to, Ŝe izolacja tego zacisku jest obniŝona, a więc zacisk ten musi być połączony z ziemią. KaŜde z uzwojeń przekładnika napięciowego przedstawionego na rys. 4.2, rys. 4.3 oraz rys. 4.4 musi mieć galwaniczne połączenie z ziemią, dzięki czemu uzyskujemy ochronę przeciwprzepięciową. Przekładniki napięciowe buduje się przewaŝnie jako jednofazowe. W układach trójfazowych mogą one być łączone w zaleŝności od potrzeb. Stosuje się następujące podstawowe układy połączeń: układy gwiazdowe, układy w niepełną gwiazdę (układ V ). 16

W sieciach o bezpośrednio uziemionym punkcie gwiazdowym transformatorów zasilających (sieci na napięcie 110kV i wyŝsze) stosowane są układy o punkcie gwiazdowym uziemionym (rys. 4.2). Przekładniki powinny być dobrane na napięcie fazowe sieci. W przypadkach jednofazowych zwarć doziemnych w sieci moŝliwy jest jedynie nieznaczny wzrost napięcia faz zdrowych względem ziemi [2]. Układ V przedstawiony na rys. 4.3 tworzy się z dwóch przekładników jednofazowych. UmoŜliwia on odwzorowanie trójkąta napięć międzyprzewodowych. Układ moŝe być realizowany w sieci o nieuziemionym punkcie transformatora zasilającego. Napięcia znamionowe przekładników powinny być dostosowane do napięcia międzyprzewodowego sieci. W sieci o izolowanym punkcie neutralnym moŝna stosować układ przedstawiony na rys. 4.4. Praca normalna przekładników odbywa się na napięciu fazowym. W przypadkach jednofazowych zwarć z ziemią dwa przekładniki mogą pozostawać pod napięciem międzyprzewodowym. Przekładniki jednofazowe trójuzwojeniowe pracują zwykle z uziemionym punktem gwiazdowym strony pierwotnej. Strona wtórna pozwala na odtworzenie gwiazdy i trójkąta napięć oraz pomiar napięcia przy niesymetrii sieci trójfazowej względem ziemi, głownie przy zwarciach z ziemią. Rys. 4.2. Układ gwiazdowy wg [35] Rys. 4.3. Układ V wg [35] Rys. 4.4. Układ trzech przekładników Podstawowe parametry przekładników napięciowych są następujące: klasa dokładności przekładników napięciowych do zastosowań pomiarowych i zabezpieczeniowych: - dla przekładników napięciowych pomiarowych określone są następujące klasy dokładności: 0,1; 0,2; 0,5; 1; 3 (liczby te określają maksymalny błąd w napięciu dla warunków znamionowych), - błędy napięciowe i kątowe przy znamionowej częstotliwości nie powinny przekraczać wartości podanych w tabl. 2.3, przy 5 % napięcia znamionowego i napięciu znamionowym mnoŝonym przez znamionowy współczynnik napięcia (1,2; 17

1,5 albo 1,9) przy obciąŝeniu między 25 % a 100% mocy znamionowej o współczynniku mocy 0,8 indukcyjnym. Tablica 4.1. Błędy przekładników napięciowych Klasa Procentowy błąd napięciowy Błąd kątowy +/- [min] +/- 3P 3,0 120 6P 6,0 240 Przy 2 % napięciu znamionowym granice błędów napięciowego i kątowego przy obciąŝeniu 25 % i 100 % obciąŝenia znamionowego i współczynniku mocy 0,8 ind., są 2-krotnie większe od podanych w tabl. 4.1. Stosowanie przekładników napięciowych pozwala jednocześnie na: bezpieczną obsługę przyrządów pomiarowych dzięki odizolowaniu obwodów wtórnych od obwodów wysokiego napięcia, stosowanie jednakowych przyrządów pomiarowych dzięki transformowaniu napięć o róŝnych wartościach na wartości znormalizowane, zdalny pomiar wielkości elektrycznych. Obwody napięciowe Pomiar napięcia 3Uo (z otwartego trójkąta) Pomiar napięć fazowych 3Uo L1 N L2 L3 N MCB 13 14 21 22 1 2 13 14 21 22 1 2 3 5 4 6 MCB 5 1 2 4 wejścia analogowe napięciowe wej. an.4 wej. an.1 wej. an.2 wej. an.3 zabezpieczenie odległościowe Rys. 4.5. Schemat przyłączenia napięć przekładników napięciowych W starszych rozwiązaniach stacji elektroenergetycznych przekładniki napięciowe były zabezpieczane tradycyjnymi bezpiecznikami w kaŝdej z faz. Obecnie stosowane są zabezpieczenia w postaci prostych przekaźników nadprądowych elektromechanicznych przedstawione na rys. 4.5 zwykle oznaczanych jako MCB. Urządzenia te oprócz zestyków głównych mają równieŝ zestyki sygnalizacyjne podające sygnał dwustanowy informujący o stanie ciągłości obwodów. Sygnał ten trafia do urządzenia zabezpieczeniowego lub sterownika polowego. JeŜeli wystąpi przerwanie obwodu którejś z faz jest to automatycznie sygnalizowanie i zlokalizowanie usterki nie stanowi Ŝadnego problemu. W stanach przejściowych przekładniki napięciowe przenoszą sygnał napięciowy dość dokładnie. Nie grozi im nasycenie rdzenia podczas zwarć. Składowa nieokresowa napięcia jest niewielka i występuje w napięciu, które jest znacznie niŝsze niŝ znamionowe. Przekładniki napięciowe mają pasmo przenoszenia częstotliwości przekraczające 1000Hz, 18

przenoszą wszystkie znaczące harmoniczne. Udar prądów magnesowania, występujący przy załączaniu przekładników napięciowych pod napięcie, jest tłumiony szybko. Stąd panuje powszechne uzasadnione przekonanie, Ŝe stany przejściowe w tych urządzeniach nie powodują błędnych działań zabezpieczeń. 5. Przekaźniki pomiarowe Przekaźniki pomiarowe dzielą się na dwie podstawowe grupy: Przekaźniki pomiarowe jednowejściowe, Przekaźniki pomiarowe wielowejściowe. Przekaźniki jednowejściowe: Przekaźniki prądowe, Przekaźniki napięciowe, Przekaźniki cieplne, Przekaźniki częstotliwościowe. Mogą występować w wykonaniu o działaniu bezzwłocznym lub zwłocznym. Działanie zwłoczne moŝe być niezaleŝne lub zaleŝne. Podstawowe parametry techniczne przekaźników pomiarowych: Wartość znamionowa wejściowej wielkości zasilającej (pomiarowej Un, n) Wartość znamionowa napięcia pomocniczego, Zakres nastawień wielkości pomiarowej, Zakres nastawień czasów zadziałania, Współczynnik powrotu, pobór mocy w obwodach pomiarowych i pomocniczych (w stanie spoczynku i podczas działania przekaźnika), Klasa dokładności (z szeregu 0,5; 1; 1,5; 2,5; 5; 7,5; 10; 20), Zdolność łączeniowa zestyków, Wytrzymałość cieplna krótkotrwała i dynamiczna obwodów prądowych, PrzeciąŜalność trwała obwodów, Zakres roboczy temperatur otoczenia (np. 5-40 C; 0-45 C; -10-55 C; -25-55 C. Przekaźniki pozostające w spoczynku, gdy wartość pomiarowa ma wartość mniejszą od nastawionej i działające po przekroczeniu tej wartości są nazywane nadmiarowymi np. nadprądowe, nadnapięciowe. Przekaźniki pozostające w spoczynku, gdy wartość wielkości pomiarowej przekracza wartość nastawioną i działające przy obniŝeniu się jej do wartości rozruchowej noszą nazwę przekaźników niedomiarowych (np. podnapięciowe, podprądowe). Współczynnik powrotu oznaczany symbolem k p. Określa się go jako stosunek wartości wielkości, przy której następuje powrót do stanu spoczynku (odpadanie) do wartości zadziałania wejściowej wielkości zasilającej. Współczynnik k p określa zaleŝność: k = p G G od r 19

G r wartość rozruchowa; G od wartość odpadania. Współczynnik powrotu przekaźników nadmiarowych jest zawsze mniejszy od jedności k p <1, a przekaźników niedomiarowych większy od jedności k p >1. Wynika to z zasady działania przekaźników. Przekaźniki wielowejściowe Wielowejściowe przekaźniki działają na zasadzie komparacji wielkości (sygnałów) pomiarowych w dziedzinie amplitud lub faz, rzadziej jednocześnie w dziedzinie amplitudy i fazy. W przekaźnikach analogowych komparacji zasilających wielkości wejściowych dokonują elementy pomiarowe, zwane komparatorami. WyróŜniamy następujące rodzaje komparatorów; Komparator amplitudy Komparator fazy Komparatory amplitudowo fazowe Komparatory mogą być dwu i więcej wejściowe. W praktyce stosuje się głównie komparatory dwu wejściowe. Ogólnie kaŝdy komparator moŝna przedstawić jak na rys. 5.1 Rys. 5.1. Ogólna postać komparatora S1, S2 - wejściowe sygnały porównywane, W dwustanowy sygnał wyjściowy Przekaźniki kierunkowe Przekaźniki kierunkowe zwane teŝ kątowymi słuŝą do identyfikacji kierunku przepływu mocy zwarciowej w układach jak na rys. 5.2. Rys. 5.2. Układ, w którym zachodzi konieczność kontroli kierunku przepływu mocy zwarciowej [3] dentyfikacja polega na pomiarze kąta fazowego między prądem a napięciem na zaciskach przekaźnika. Realizuje to odpowiedni komparator fazowy. Charakterystykę działania na płaszczyźnie impedancyjnej pokazano na rys. 5.3. 20

Rys. 5.3. Charakterystyka teoretyczna przekaźnika kierunkowego [3] NiezaleŜnie od zasady działania kształt charakterystyki przekaźnika kierunkowego określa zaleŝność. U cos( ϕ ψ ) = S r gdzie: ϕ = ( U, ) ψ - kąt charakterystyczny zwany teŝ kątem maksymalnej czułości przekaźnika lub przesunięciem wewnętrznym zaleŝnym od jego konstrukcji S r moc rozruchowa przekaźnika Określa się trzy podstawowe charakterystyki przekaźnika kierunkowego: Charakterystyki pokazano na rys. 5.4 1. U r =f() przy ϕ =ψ = const 2. U r =f(ϕ ) przy = n r =f(ϕ ) przy U=U n 3. charakterystyka na płaszczyźnie impedancyjnej 21

Rys. 5.4. Charakterystyki przekaźnika kierunkowego a) wykonanie analogowe b) wykonanie cyfrowe Przekaźniki odległościowe Przekaźniki odległościowe słuŝą głównie do zabezpieczeń linii elektroenergetycznych i są najpowszechniej stosowane w liniach WN i NN. Działają na zasadzie pomiaru impedancji pętli zwarciowej od miejsca zainstalowania przekaźnika do miejsca zwarcia. mpedancja ta jest proporcjonalna do odległości miejsca zwarcia, jest to, więc pośredni pomiar odległości i stąd nazwa przekaźnik odległościowy. W celu zapewnienia wybiórczości czas zadziałania przekaźnika jest uzaleŝniony od zmierzonej impedancji zwarcia. Rys. 5.5. Stopniowanie czasów przekaźnika odległościowego[3] 22

Rys. 5.6. Charakterystyki pomiarowe, zaleŝność rezystancji od miejsca zwarcia [3] Człon mierzący przekaźnika odległościowego powinien zmierzyć zawszę tę samą odległość niezaleŝnie od rodzaju zwarcia. Aby spełnić ten warunek do członu pomiarowego dostarcza się podczas zwarcia takie wartości aby zawsze uzyskać w wyniku pomiar impedancji dla składowej zgodnej Z 1.Bazując na rys. 5.7 moŝna podać zaleŝności prądów i napięć dostarczanych w przypadku róŝnych zwarć. 23

A Z Z 1 A K B Z 1 B C Z 1 C N z 1 ( Z0 Z 1 ) 3 Rys. 5.7. Uproszczony model linii jednotorowej Pomiar taki jest zapewniony w przypadku, gdy: Zwarcie dwufazowe zgodnie z rys. 5.7 Z U U p AB A 1 B 1 p = = = = p A B A B Dla zwarć trójfazowych doprowadza się takie same wartości napięć i prądów jak dla zwarcia dwufazowego. W przypadku zwarcia jednofazowego naleŝy do członu pomiarowego dostarczyć napięcie między fazą zwartą a ziemią oraz taki prąd, aby mierzona impedancja wynosiła Z 1. U p U Z + Z1 p = = = A + k Z Z Z p Z0 Z1 p A 1 Z 3 Z0 = = A + Z 1 Z1 3 k k Z Z0 Z = 3Z Współczynnik k k jest to współczynnik kompensacji ziemnozwarciowej i oznacza względną wartość prądu ziemnozwarciowego, którą trzeba dodać do prądu fazy zwartej z ziemią, aby uzyskać poprawny wynik pomiaru Z 1. 1 1 Z 1 Z 1 k Z 24

Rys. 5.8. Charakterystyki pomiarowe członów mierzących przekaźników odległościowych [3] Rys. 5.9. Charakterystyki rozruchowe przekaźników odległościowych [3] Wymagania dotyczące członów rozruchowych Pewnie reagować przy wszystkich rodzajach zwarć na całej długości chronionej linii; poŝądane jest równieŝ ich działanie podczas zwarć w następnych odcinkach linii, 25

Nie pobudzać się podczas maksymalnych dopuszczalnych ruchowo, prądów obciąŝenia linii, Nie reagować w fazach zdrowych podczas zwarć jednofazowych, pod wpływem prądu obciąŝenia wstępnego i prądów wyrównawczych wynikających z rozpływu składowych zerowych prądu zwarcia. Rys. 5.10. Charakterystyki działania przekaźnika odległościowego LFZR 111 strefa szybkiego wyłączenia [9] Rys. 5.11. Charakterystyki działania przekaźnika odległościowego LFZR 111 strefa normalnego wyłączenia [9] 26

Rys. 5.12. Charakterystyki strefy czworobocznej przekaźnika LFZR111 [9] 6. Zabezpieczenia Linii WN, NN Linie WN oraz NN chroni się za pomocą zestawu zabezpieczeń. W zaleŝności od rodzaju linii kaŝde pole wyposaŝane jest w dwa zabezpieczenia podstawowe oraz jedno rezerwowe. Jako zabezpieczenia podstawowe stosuje się zabezpieczenie odcinkowe (róŝnicowe, porównawczo-fazowe) i odległościowe oraz jako rezerwowe zabezpieczenie nadprądowe zerowe kierunkowe. W uzasadnianych przypadkach np. braku moŝliwości wykonania łącz telekomunikacyjnych między końcami linii (wymagane przy zabezpieczeniu odcinkowym) dopuszcza się stosowanie dwóch zabezpieczeń odległościowych, ale o róŝnych zasadach działania najlepiej od róŝnych producentów. Przekaźnik podimpedancyjny (odległościow) Podstawową zaletą przekaźników odległościowych jest ich wielostrefowość działania, która polega na tym, Ŝe przekaźnik taki zainstalowany w określonym obiekcie elektroenergetycznym np. na linii przesyłowej, jest zdolny do wykrywania i wyłączenia zwarć połoŝonych takŝe na sąsiednich liniach, i to z czasami względnie krótkimi w porównaniu z zabezpieczeniami nadprądowo-zwłocznymi. Wynika to z charakterystyk czasowoimpedancyjnych pokazanych na rys. 6.1. ZałoŜono, Ŝe przekaźnik RZA ma trzy strefy. W praktyce czas pierwszej strefy ustawia się na bezzwłoczny i odpowiada czasowi własnemu przekaźnika (około 15-30ms). Czasy pozostałych stref określa się zgodnie z zasadą stopniowania czasów, tak aby zapewnić selektywność działania względem przekaźników zainstalowanych w sąsiednich odcinkach linii. 27

Rys. 6.1. Charakterystyki rozruchowe przekaźników odległościowych [2] Zasięg pierwszej strefy przyjmuje się najczęściej 80-90% długości podstawowej linii zabezpieczanej np dla przekaźnika RZ A : ' Z A = kbz AB Z AB impedancja przeliczona na stronę wtórną przekładników prądowych i napięciowych; k b współczynnik bezpieczeństwa uwzględniający uchyb pomiaru impedancji półpętli zwarciowej k ' b = 0,85 Z = 0, 85 A Z AB Zazwyczaj przyjmuje się, Ŝe uchyb przekaźnika podimpedancyjnego nie powinien przekraczać 5%, a uchyb przekładników prądowych i napięciowych wliczając pewną rezerwę ok. 10% tak, Ŝe współczynnik bezpieczeństwa wynosi 0,85. JeŜeli impedancję odcinak wyznacza się nie metodą obliczeniową, lecz bezpośredniego pomiaru, to moŝna przyjmować większą wartość współczynnika równą 0,9. Zasięg drugiej strefy wybiera się tak, aby nie przekroczyć zakresu pierwszej strefy zabezpieczenia RZ B (nie moŝe wnikać do drugiej strefy zabezpieczenia RZ B ), co uzyskuje się przez dobór: Z 0,85 Z + 0, 85Z A JeŜeli do szyn zbiorczych odchodzą dwie lub większa ilość linii promieniowych, wyposaŝonych w zabezpieczenia odległościowe, to za Z C naleŝy przyjąć najmniejszą z wartości impedancji pierwszych stref zabezpieczeń poszczególnych linii odejściowych. mpedancja Z A powinna równieŝ spełniać warunek dotyczący odstrojenia od zwarć za transformatorami, przyłączonymi do szyn stacji B. Dzięki temu unika się zadziałania zabezpieczeń odległościowych w przypadku zwarć w sieci zasilanej przez transformator i wyposaŝonych w zabezpieczenia o własnym stopniowaniu czasów. Warunek taki moŝna ująć następująco: AB B 28

Z k Z + Z A Z T impedancja transformatora lub równolegle pracujących transformatorów w stacji B. ' b Trzecia strefa nie powinna sięgać dalej niŝ 90% długości drugiej strefy najkrótszej linii odchodzącej ze stacji B. Oznacza to, Ŝe strefa trzecia obejmuje ok. 25% linii wychodzącej ze stacji C. MoŜna to zapisać: ' Z A kb Z AB + 0,85( Z BC + 0, 85ZCD Czasy działania zabezpieczenia w poszczególnych strefach są następujące: t = twla = 0s, czas własny przekaźnika (15-30ms) t = t + t ; t = t + t t = 0,2 0, 4s Błędne działanie przekaźników podimpedancyjnych Błędy mogące pojawić się w przypadku spływu prądów w stacji sąsiedniej (inaczej podparcie prądowe pokazane na rysunku poniŝej) powodują skracanie zasięgów strefy oraz. AB T Rys. 6.2. Wyjaśnienie zjawiska spływu prądów, powodującego fałszowanie pomiaru impedancji [2] MoŜna to opisać za pomocą następujących zaleŝności. W przypadku prawidłowego pomiaru impedancja widziana przez przekaźnik w czasie zwarcia w punkcie F powinna wynosić: w rzeczywistości przekaźnik zmierzy: U Z Z = Z = Z + Z p + ( p AB AB AB G BF Z p = = = Z AB + Z BF + p AB F + AB ) Z Oznaczając współczynnik rozgałęzieniowy: BF G AB Z BF 29

Otrzymuje się ostatecznie: p AB k G rg AB Z = Z + Z + k BF Widać wyraźnie, Ŝe spływ prądów powoduje zwiększenie wartości impedancji mierzonej przez przekaźnik RZ A, co praktycznie oznacza skrócenie zasięgu strefy drugiej i trzeciej tego przekaźnika. Dla uniknięcia nieselektywnego wyłączenia pod wpływem tego zjawiska naleŝy wprowadzić współczynnik rozgałęzieniowy do wzorów wyznaczających zasięgi stref drugiej i trzeciej. A A AB rg Z BF Z 0,85 Z + 0, 85k Z k Z + 0,85k ( Z + 0, 85Z ' b AB Tablica 6.1. Napięcia i prądy podawane do przekaźnika podczas róŝnych rodzajów zwarcia rg BC rg Z B CD ) Wpływ rezystancji przejścia na pomiar odległości w zabezpieczeniu odległościowym Zwarcia występujące w sieciach napowietrznych mają prawie zawsze charakter zwarć pośrednich, związanych z występowaniem stosunkowo duŝych wartości rezystancji przejścia w punkcie zwarciowym. Rezystancja przejścia wpływa na zwiększenie ogólnej impedancji pętli zwarciowej, groŝąc niewybiorczym, a nawet brakującym, zadziałaniem zabezpieczenia odległościowego. W przypadku zasilania jednostronnego zasilania punktu zwarciowego, rezystancja przejścia dodaje się wektorowo do impedancji pętli zwarciowej odpowiadającej zwarciu bezpośredniemu. JeŜeli jednak zwarcie pośrednie jest zasilane dwustronnie (rys. 6.3) to przez rezystancję przejścia przepływa suma prądów dopływających do punktu zwarciowego z dwu stron i powstaje na niej dodatkowa starta napięcia. Wskutek tego rezystancja przejścia będzie widziana przez człon pomiarowy zabezpieczenia jako impedancja o większym na ogół module i kacie fazowym, który moŝe przybierać wartości dodatnie lub ujemne (rys. 6.3). Wartość kąta widzianej impedancji zaleŝna jest od kierunku przesyłu mocy czynnej przed wystąpieniem zwarcia. Kąt będzie ujemny dla układu pokazanego na rys 6.3 (górny) i dodatni dla układu jak na rys 6.3 (dolny). 30

Rys. 6.3. Wpływ rezystancji przejścia i kierunku przypływu mocy przed wystąpieniem zwarcia na sposób dodawania rezystancji przejścia [9] Kołysania mocy w systemie elektroenergetycznym W czasie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym istnieje niebezpieczeństwo zbędnego zadziałania zabezpieczeń odległościowych. Zbędnemu zadziałaniu moŝna zapobiec, stosując odpowiednie urządzenia blokujące. Blokada kołysankowa powinna: Zablokować zabezpieczenie odległościowe w przypadku, gdy w czasie kołysań mocy impedancja ruchowa zmniejszy się do się do wartości powodującej pobudzenie członów rozruchowych, Spowodować odblokowanie działania zabezpieczenia odległościowego w przypadku, gdy w chwili zaniku impedancji ruchowej powstanie zwarcie. Typowy przebieg zmian impedancji przez zabezpieczenie odległościowe pokazano na rys 6.4. 31

Rys. 6.4. Przebieg impedancji mierzonej przez zabezpieczenie odległościowe, 1- w przypadku zwarcia 2 w przypadku kołysań mocy [1] Blokada moŝe być realizowana na wiele sposobów jeden z nich pokazano na rys. 6.5. Rys. 6.5. Charakterystyki rozruchowe Zk, Zr przekaźników impedancyjnych, stanowiących układ blokady kołysaniowej oraz przebieg zmian (P) impedancji mierzonej przez przekaźnik [1] Współpraca z łączem telekomunikacyjnym Zabezpieczenia odległościowe charakteryzują się tym, Ŝe zasięg pierwszej strefy jest ograniczony najczęściej do 85% impedancji zgodnej podstawowego odcinka linii elektroenergetycznej. Oznacza to, Ŝe pozostałe 15% linii chronione jest z czasem 2 strefy. W liniach przesyłowych zasilanych dwustronnie z dwoma zabezpieczeniami zainstalowanymi na kaŝdym końcu linii tylko 70% jej długości jest chronione z czasem 1 strefy. Pozostałe 30% wyłączane jest zawsze przez jedno z zabezpieczeń z czasem 2 strefy. W liniach NN nie moŝna akceptować takiej sytuacji. Czasy wyłączeń powinny być jak najkrótsze, ze względu na duŝe wartości prądów zwarciowych jak i na stabilność systemu elektroenergetycznego. Stosowanie miedzy zabezpieczeniami odległościowymi łącz telekomunikacyjnych pozwala na przyspieszenie ich działania poprzez wymianę sygnałów świadczących o ich działaniu. RozróŜnia się dwa zasadnicze rodzaje sygnałów współpracy z łączem: Wyłączające, Blokujące. Przypadki pokazane na rys. 6.6 dotyczą czterech podstawowych trybów pracy. Pierwszy tryb pracy rys. 6.6a pozwala na bezzwłoczne wyłączenie w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie. 32

Drugi tryb pracy rys. 6.6b pozwala na bezzwłoczne wyłączenie w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie po wysłaniu do sąsiedniego przekaźnika rozkazu na wydłuŝenie do 115% zasięgu jego pierwszej strefy. Trzeci tryb pracy rys. 6.6c pozwala na zablokowanie wyłączenia w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie, ale poza chronionym odcinkiem poprzez skrócenie zasięgu pobudzonego przekaźnika. Trzeci tryb pracy rys. 6.6d pozwala na zablokowanie wyłączenia w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie, ale poza chronionym odcinkiem. Rys. 6.6. Tryby współpracy z łączem telekomunikacyjnym a) wyłączenie, b) wydłuŝenie 1 strefy. c) skrócenie 1 strefy, d) blokowanie [1] 33

Zabezpieczenie 7SA511 oraz 7SA513 firmy Siemens Urządzenie zabezpieczeniowe serii 7SA511 oraz 7SA513 posiadają podobne funkcje zabezpieczeniowe i algorytmy działania. Występują oczywiście niewielkie róŝnice, lecz są one tak małe, Ŝe w pracy opisano model 7SA513. Wygląd zewnętrzny urządzenia zabezpieczeniowego serii 7SA513 przedstawiono na rys. 6.7. Rys. 6.7. Urządzenie zabezpieczeniowe 7SA513, [8] Cyfrowe zabezpieczenie odległościowe 7SA513 zapewnia szybką, niezawodną i selektywną likwidację wszystkich rodzajów zwarć doziemnych i międzyfazowych w liniach napowietrznych i kablowych zasilanych jedno i dwustronnie. Zawarte w urządzeniu funkcje zabezpieczeniowe oraz algorytm ich działania są zoptymalizowane do ochrony długich linii przesyłowych (NN, WN). Zabezpieczenie jest więc szczególnie przydatne w systemach najwyŝszych i wysokich napięć. MoŜe być stosowane jako zabezpieczenie główne lub rezerwowe w stosunku do zabezpieczeń odcinkowych linii. Podstawową funkcją zabezpieczenia jest określenie odległości do miejsca zwarcia przez pomiar impedancji. Na rysunku 6.8. przedstawiono charakterystykę impedancyjną poszczególnych stref pomiarowych funkcji odległościowej przekaźnika 7SA513. Rys. 6.8. Charakterystyki impedancyjne w urządzeniu 7SA513 [8] 34

Zabezpieczenie REL531 firmy ABB Zabezpieczenie odległościowe REL531 jest jednym z podstawowych elementów do aplikacji związanych z liniami rozdzielczymi i stanowi waŝny składnik konceptu automatyki stacyjnej. Wygląd zewnętrzny zabezpieczenia odległościowego REL531 przedstawiono na rys. 6.9. Rys. 6.9. Urządzenie zabezpieczeniowe odległościowe REL531, [10] Zabezpieczenie P443 firmy AREVA Podstawową funkcją w zabezpieczeniu MCOM P443 jest zabezpieczenie odległościowe charakteryzujące się niezaleŝnymi pomiarami dla róŝnych typów zwarć oraz stref. Posiada ono charakterystyki w kształcie czworoboku lub charakterystyki kołowe typu MHO. Poszczególne strefy maja ściśle określone kierunki działania Strefa 1, 2, 3 są skierowane do przodu. Strefa 4 jest strefą wsteczna. Jedynie strefa P ma moŝliwość dowolnego przyporządkowania kierunku działania. Zabezpieczenie posiada automatyczna kompensacje wpływu impedancji ziemi dla zwarć doziemnych. 35

Rys. 6.10. Urządzenie zabezpieczeniowe odległościowe P443 Zabezpieczenie porównawczo-prądowe 7SD512 firmy Siemens Cyfrowe zabezpieczenie porównawczo-prądowe stanowi szybkie i selektywne zabezpieczenie od zwarć w liniach kablowych i napowietrznych. PoniewaŜ porównanie zmierzonych wartości wykonywane jest indywidualnie dla kaŝdej fazy, to sposób uziemienia 36

punktu gwiazdowego sieci nie ma znaczenia, o ile prąd zwarciowy ma dostatecznie wysoką wartość i powoduje pobudzenie zabezpieczenia. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego porównawczo-prądowego typu 7SD512 firmy Siemens przedstawiono na rys. 6.11. Rys. 6.11. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego 7SD512, [8] Działanie zabezpieczenia porównawczo-prądowego opiera się na wymianie informacji o prądach płynących w linii, na jej początku i końcu. Układ zabezpieczenia wymaga zainstalowania jednego urządzenia na kaŝdym z końców linii (rys. 6.12). Wymiana danych wymaganych do współdziałania obydwóch zabezpieczeń jest realizowana za pomocą sygnałów cyfrowych. SłuŜą do tego celu połączenia światłowodowe. PoniewaŜ bez zakłóceniowy przesył danych jest warunkiem koniecznym do prawidłowego działania zabezpieczenia, więc jakość transmisji jest ciągle kontrolowana. Rys. 6.12. Schemat współpracy zabezpieczenia typu 7SD512 dla linii WN, [16] Zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe zwłoczne 7SJ531 Podstawową funkcją zabezpieczeniową urządzenia 7SJ531 jest przekaźnik nadmiarowo-prądowy zwłoczny, uzupełniony przez dodatkowe elementy takie jak: pomiar odległości od miejsca zwarcia, automatyka LRW, zabezpieczenie pod- i nadnapięciowe. Urządzenie to stosowane jest jako zabezpieczenie rezerwowe w polach linii NN i WN. Cechą charakterystyczną opisywanego przekaźnika jest moŝliwość sterowania stanem łączników za pomocą przycisków znajdujących się na panelu przednim (rys. 6.13). MoŜliwa jest równieŝ wizualizacja stanu łączników poprzez duŝy wyświetlacz LCD (rys. 6.13.). 37

W przekaźniku tym moŝna uruchomić dodatkowe funkcje tzn.: zabezpieczenie nadprądowo-kierunkowe oraz wysokoczułe zabezpieczenie ziemnozwarciowe. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego typu 7SJ531 przedstawiono na rys. 6.13. Rys. 6.13. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowgo 7SJ531, [11] Łącze szeregowe umoŝliwia współpracę z innymi cyfrowymi urządzeniami sterującymi i magazynującymi informacje. Do transmisji danych stosowany jest standardowy protokół VDEW/ZVE. Urządzenie moŝe, więc pracować w układzie lokalnej automatyki stacyjnej oraz wymieniać lokalnie informacje z komputerami przenośnymi wyposaŝonymi w odpowiednie oprogramowanie. Zabezpieczenia róŝnicowe Zabezpieczenia róŝnicowe są stosowane do selektywnego i bezzwłocznego wyłączenia zwarć wielkoprądowych. MoŜna to osiągnąć przez porównanie wartości prądów na wejściu i wyjściu danego elementu układu elektroenergetycznego. W najprostszym przypadku np. w transformatorze dwuuzwojeniowym, istnieje jedno wejście i jedno wyjście w najbardziej skomplikowanym zaś tj., gdy elementem zabezpieczanym są szyny zbiorcze wielopolowej rozdzielni WN, wejść i wyjść jest wiele. NiezaleŜnie od rodzaju zabezpieczanego elementu systemu elektroenergetycznego, ogólna zasada stosowania kryterium róŝnicowego jest taka sama, róŝne mogą być natomiast techniczne sposoby realizacji zabezpieczeń opartych na tym kryterium. Tablica Zakres zastosowania zabezpieczeń róŝnicowoprądowych [2] LP OBEKT ZAKRES STOSOWANA 1. Generatory synchroniczne pracujące Gdy P Gn >2 MW bezpośrednio na szyny zbiorcze 2. Generatory synchroniczne pracujące w układach Gdy P Gn 25 MW blokowych 3. Transformatory Gdy S Tn >5 MW 4. Bloki generator transformator Dla wszystkich mocy znamionowych 5. Linie elektroenergetyczne WaŜne linie dwustronnie zasilane 6. Szyny zbiorcze Dla wszystkich stacji o Un 220kV oraz w załoŝonych stacjach 110kV 7. Silniki elektryczne WN Gdy P Mn >2 MW i wypraowadzone na zewnątrz 6 końcówek uzwojeń stojana 38

Ogólna zasada pomiaru prądu róŝnicowego Zasadę pomiaru prądu róŝnicowego do wykrywania zwarć wielkoprądowych ilustruje poniŝszy rysunek. Jako obiekt chroniony wybrano krótką linię elektroenergetyczną, łączącą stacja A i B. ZałoŜono, Ŝe istnieje tylko jedno źródło zasilające w stacji A. Rys. 6.14. Schemat blokowy zabezpieczenia róŝnicowego niestabilizowanego, [2] Układ do pomiaru prądu róŝnicowego d składa się z przekładników prądowych, zainstalowanych na obydwu końcach linii L AB. Zaciski przekładników połączone są przeciwsobnie tzn. zacisk S1 przekładnika PP A z zaciskiem S2 przekładnika PP B. W gałęzi poprzecznej, zwanej teŝ gałęzią róŝnicową jest włączony przekaźnik róŝnicowy R. W przypadku zwarcia zewnętrznego poza strefą w punkcie F1 moŝna napisać zaleŝność: Zakładając, Ŝe: d = sa sa = sb Oznacza to, Ŝe: d = 0 a zatem nie ma warunków do działania przekaźnika R. W przypadku zwarcia wewnętrznego w strefie w punkcie F2 moŝna napisać zaleŝność: = d sa poniewaŝ prąd zwarciowy przepływa tylko przez uzwojenie pierwotne przekładnika PP A a zatem istnieją warunki do działania przekaźnika R. Wadą takiego układu jest występowanie prądu róŝnicowego takŝe w warunkach normalnej pracy (obciąŝenia). Dotyczy to szczególnie transformatorów. Przyczyny takiego stanu to: sb Brak moŝliwości ścisłego dokładnego dobrania przekładni przekładników prądowych do przekładni transformatora, zwłaszcza gdy transformator ma przełącznik zaczepów, Po obu stronach transformatora zainstalowano róŝne typy przekładników prądowych. Wady tej pozbawiony jest układ róŝnicowy stabilizowany. W układzie tym prąd róŝnicowy określany jest zaleŝnością: 39