Polskie Sieci Elektroenergetyczne

Operator S.A.

Numer kodowySTANDARDOWE SPECYFIKACJE

FUNKCJONALNE

PSE-SF.KSE 2.3/2012vl

TYTUŁ:2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

OPRACOWANO:DEPARTAMENTEKSPLOATACJI

ZATWIERDZONO

DO STOSOWANIA

OcpartamsnW El^Sg'03^/&. W.

yftoóai-cN*DataTomasz

WARSZAWA, Grudzień 2010 Aktualizacja Konstancin-Jeziorna, Kwiecień 2012

4/

Spis treści

str 41 Wprowadzenie2 Zakres3 Normy i inne wymagania

3.1 Normy międzynarodowe IEC 3 2 Przepisy i normy krajowe3 3 Specyfikacje i wymagania funkcjonalne PSE SA

4 Definicje5 Wymagania ogólne układów EAZ

5.1 Niezawodność zabezpieczeń 5 2 Selektywność zabezpieczeń 5 3 Czułość~Zabezpieczeń5 4 Czasy wyłączania zwarć5.5 Linia krótka

6 Zabezpieczenia Wymagania funkcjonalne6.1 Zabezpieczenia linii przesyłowych6.2 Zabezpieczenia auto/transformatorów sprzęgłowych6.3 Zabezpieczenia dławików kompensacyjnych6 4 Zabezpieczenia linii blokowych6.5 Zabezpieczenia pól zasilających transformatory potrzeb własnych elektrowni6.6 Zabezpieczenia pól łączników szyn6.7 Zabezpieczenia szyn zbiorczych

6.7.1 Wymagania ogólne6.7.2 Wymagania wynikające ze schematu rozdzielni

6.8 Układ lokalnej rezerwy wyłącznikowej LRW 6 8.1 Wymagania ogólne6 8 2 Wymagania wynikające ze schematu rozdzielni

6.9 Telezabezpieczenia6 9.1 Wymagania funkcjonalne6.9.2 Wymagania techniczne

7. Wymagania techniczne dla zabezpieczeń7.1 Wymagania środowiskowe7.2 Odporność na zmiany zasilania pomocniczego7.3 Poziomy izolacji7.4 Kompatybilność elektromagnetyczna7.5 Przekaźniki zasilane z przekładników prądowych7.6 Wymagania konstrukcyjne

8. Automatyka8.1 Automatyka samoczynnego ponownego załączenia SPZ8.2 Automatyka systemowa

str. 4str, 4 str 4 str 5 str. 8

str 10str. 12 str. 12 str. 12 str 13 str 14 str. 14str. 15 str. 15 str. 17 str. 18 str. 18 str 18 str. 19 str. 19 str 19 str. 20 str. 20 str. 20 str 21 str 22str. 22

str 22str. 23 str 23 str. 23 str. 23 str. 24 str. 24 str. 24 str 25 str. 25 str 26

\V, Ł

Vr fSpecyfikacja 2 3 (v 2) 2

9. Zasilanie obwodów wtórnych10. Badania11. Dokumentacja

11.1 Dokumentacja urządzeń11.2 Dokumentacja oprogramowania

str. 26 str. 27 str. 27 str. 27 str 27

Załączniki;1. Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej ARNE/ARST2. Pomiary3. Obwody wtórne przekładników pomiarowych4. Ogólnostacyjne układy pomocnicze5. Schematy funkcjonalne zabezpieczenia szyn i układów lokalnej rezerwy wyłącznikowej

O\* Specyfikacja 2.3 (v 2) 3

1. WprowadzenieSpecyfikacja mniejsza, zawiera podstawowe wymagania techniczne dla układów zabezpieczeń

i obwodów wtórnych w stacjach elektroenergetycznych 110 kV. 220 kV, 400 kV, 750 kV. Specyfikacja niniejsza jest elementem zbioru specyfikacji funkcjonalnych zawartych w spisie pkt 3 3 pkt 1*7 Przedstawione wymagania mają zastosowanie zarówno do stacji nowobudowanych jak i rozbudowywanych oraz modernizowanych Wymagania mają zastosowanie w pełnym zakresie dla aparatury nowej i stacji nowobudowanych Dla stacji istniejących stanowią kryteria dla oceny aparatury istniejącej EAZ i kryterium dla określenia zakresu modernizacji obwodów wtórnych

2. ZakresSpecyfikacje obejmują podstawowe wymagania dla wszystkich typów rozdzielni i stacji

elektroenergetycznych oraz ich wyposażenia, realizowanych na poziomie napięcia 110 kV 220 kV 1400 kV i w systemie o częstotliwości 50 HzW niniejszej części przedstawiono ogólne i funkcjonalne wymagania dla układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ), pomiarów oraz obwodów wtórnych stacji.Załączono schematy funkcjonalne zabezpieczenia szyn i układów lokalnej rezerwy wyłącznikowej dla różnych typów rozdzielni NN i WN.Szczegółowe wymagania znajdują się w specyfikacjach technicznych zawartych w spisie pkt 3.3.

3. Normy i inne wymaganiaNormy i wymagania wynikające z ustaw i rozporządzeń, wymienione w tym rozdziale są aktualne na

czas opracowywania specyfikacji (marzec 2005 r.) Każdorazowo podczas korzystania ze specyfikacji należy sprawdzić aktualność przepisów i norm i uwzględniać postanowienia zawarte w najnowszych wydaniach mających zastosowanie wymagańJeżeli w jakimkolwiek punkcie wymagania specyfikacji są ostrzejsze aniżeli wymagania wynikające z przytoczonych przepisów i norm, to należy stosować się do wymagań specyfikacji

3.1 Normy międzynarodowe IECPrzedstawione poniżej zestawienie zawiera wykaz norm mających zastosowanie w projektowaniu,

budowie i eksploatacji stacji elektroenergetycznych wysokiego napięcia

International Electrotechnical vocabulary.Międzynarodowy słownik elektrotechnicznyColours of indication lights and push-bultons Kolory wskaźników świetlnych i przyciskówElectrical relaysPrzekaźniki elektroenergetyczne (seria norm)Złącza optyczneElectromagnetic compabllity for industrial.Kompatybilność elektromagnetycznaModel for quality assurance in design/development, production, installation and servicing Model zapewnienia jakości w projektowaniu/rozwoju, produkcji, instalacji I serwisieQuality management and quality assurance Part 3 Guidelines for the application of ISO 9001 to the development supply and maintenance of software Kierowanie I zapewnienie jakości. Część 3 Wskazówki dla zastosowania ISO 9001 do rozwoju oprogramowania podstawowego i narzędziowego

IEC 60050

IEC 73

IEC 60255

IEC 1107 IEC 60810

ISO 9001

ISO 9000-3

łUiod * *

Specyfik^pja 2 3 (v 2) 4

/

3.2 Przepisy i normy krajowe

Przedstawione poniżej zestawienie zawiera wykaz norm mających zastosowanie w projektowaniu budowie i eksploatacji stacji elektroenergetycznych wysokiego napięcia.

Kable elektroenergetyczne i sygnalizacyjne o izolacji z tworzyw termoplastycznych na napięcie znamionowe nie przekraczające 18/30 kV. Ogólne wymagania i badaniaWyłączniki wysokonapięciowe prądu przemiennego. Warunki pracy, dane znamionowe, konstrukcja i budowa

Przekaźniki energoelektryczne. Próby odporności przekaźników pomiarowych i urządzeń zabezpieczeniowych na zakłócenia.Próba udarami oscylacyjnymi o częstotliwości 1 MHz.Przekładniki. Przekladniki prądowe (Zmiana A2)Przekladniki. Przekładniki napięciowe indukcyjnePrzekladniki. Przekładniki napięciowe Indukcyjne (Zmiana A2)Przekładniki. Część 7: Przekladniki napięciowe elektronicznePrzekładniki. Część 8: Przekladniki elektroniczne prądoweOdłączniki i uziemniki prądu przemiennegoWyłączniki wysokonapięciowe. Część 2: Wyłączniki wysokonapięciowe na napięcie znamionowe 52 k.V i powyżej.Konstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-100: Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Przegląd konstrukcji.Konstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-101: Stojaki podporządkowane i skojarzone czlony wtykowe. Uchwyt wkładania/wyciąganiaKonstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-102: Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Zastosowanie ekranowania elektromagnetycznego.Konstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-103: Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Zastosowanie przed wyładowaniami elektrostatycznymiKonstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-104. Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Zaklinowanie.Konstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcji mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-105: Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Kolek ustalający i/tub uziemiający.Konstrukcje mechaniczne do urządzeń elektronicznych. Wymiary konstrukcja mechanicznych szeregu 482,6 mm (19 cali). Część 5-107: Stojaki podporządkowane i skojarzone człony wtykowe. Montaż tylny skojarzonych członów wtykowych.Urządzenia do pomiarów i sterowania procesami przemysłowymi Warunki pracy.Warunki klimatyczne.Warunki pracy urządzeń do pomiarów i sterowania procesami przemysłowymi.Czynniki mechaniczne.Warunki pracy urządzeń do pomiarów I sterowania procesami przemysłowymi.Czynniki korozyjne i erozyjne.Koordynacja izolacji urządzeń elektrycznych w układach niskiego napięcia Część 1: Zasady, wymagania I badania.

PN-76/E-90300

PN-89/E-06105.01

PN-92/E-88608

PN-EN 60044-1 2000/ A2:2004 PN-EN 60044-1 2001 PN-EN 60044-1 2001/A2 2004 PN-EN 60044-7:2003 PN-EN 60044-8:2001 (U) PN-EN 60129-2002 PN-EN 60265-2 2002 (U)

PN-EN 60297-5-100:2002 (U)

PN-EN 60297-5-101.2002 (U)

PN-EN 60297-5-102:2002 (U)

PN-EN 60297-5-103:2002 (U)

PN-EN 60297-5-104:2002 (U)

PN-EN 60297-5-105:2002 (U)

PN-EN 60297-5-107:2002 (U)

PN-EN 60654-1 1996

PN-EN 60654-3 2000

PN-EN 60654-4 2000

PN-EN 60664-1:2003 (U)

nSpecyfikacja 2 3 (v 2) 5

i

Koordynacja izolacji urządzeń elektrycznych w układach niskiego napięcia Część 3: Użycie pokryć, powłok lub profilowania do ochrony przed zabrudzeniamiPrzetworniki pomiarowe elektryczne do przetwarzania wielkości elektrycznych prądu przemiennego na sygnały analogowe lub cyfrowe.Postanowień a wspólne dotyczące norm na wysokościową aparaturę rozdzieiczą i sterownicząPrzetworniki pomiarowe stosowane w systemach sterowania procesami przemysłowym Część 1 Metody wyznaczenia właściwości.Przetworniki pomiarowe stosowane w systemach sterowania procesami przemysłowymi. Część 2: Metody badań i procedury.Zabezpieczenia systemów energetycznych Eksploatacja i badanie Część 1:Systemy z transmisją poleceńUrządzenia i systemy telesterowania. Część 2-1: Warunki pracy Zasilanie kompatybilność elektromagnetycznaUrządzenia i systemy telesterowania Część 2-2 Warunki pracy Warunki środowiskowe (klimatyczne, mechaniczne i inne oddziaływania nieelektryczne)Urządzema-i systemy telesterowania. Część 5-404: Protokoły transmisji.Norma wspólna dotycząca podstawowych zadań zdalnego sterowaniaUrządzenia i systemy telesterowania Część 5-103. Protokoły transmisyjne Norma towarzysząca, dotycząca interfejsu informacyjnego urządzeń zabezpieczającychKompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów.Badanie odporności na wyładowania elektrostatyczne. Podstawowa publikacja EMCKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na wyładowania elektrostatyczne Podstawowa publikacja EMC (Zmiana

PN-EN 60664 3:2003 (U)

PN-EN 60688.2004

PN-EN 60694 2004

PN-EN 60770-1:2002

PN-EN 60770-2-1:2004 (U)

PN-EN 60834-1 2002

PN-EN 60870-2-1:2002

PN-EN 60870-2-2 2002

PN-EN 60870-5-101^2004 (U)

PN-EN 60870-5-103 2002

PN-EN 61000-4-2:1999

PN-EN 61000-4-2:1999/ A2:2003

A2).Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-3: Metody badań i pomiarów Badanie odporności na pole elektromagnetyczne o częstotliwości radiowej.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-3: Metody badań i pomiarów Badanie odporności na pole elektromagnetyczne o częstotliwości radiowej (Zmiana A1)Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów Badanie odporności na serie szybkich elektrycznych stanów przejściowych Podstawowa publikaqa EMCKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów Badanie odporności na serie szybkich elektrycznych stanów przejściowych Podstawowa publikaqa EMC (Zmiana A2),Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na udary.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów Badanie odporności na udary (Zmiana A1)Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów Odporność na zaburzenia przewodzone, indukowane przez pola o częstotliwości radiowejKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Odporność na zaburzenia przewodzone, indukowane przez pola o częstotliwości radiowej (Zmiana A1j.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 4-7 Metody badań i pomiarów Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych i interharmonlcznych oraz stosowanych do tego celu przyrządów pomiarowych dla sieci zasilających i przyłączonych do nich urządzeń

PN-EN 61000-4 3:2003 (U)

PN-EN 61000-4-3:2003/ A1.2004 (U)

PN-EN 61000-4-4 1999

PN-EN 61000-4-4 1999/ A2:2003

PN-EN 610004-5 1998

PN-EN 61000-4-5:1998/ A1:2003

PN-EN 61000-4-6:1999

PN-EN 61000-4-6:1999/ A1 2003

PN-EN 61000-4-7:2004 (U)

\A

Specyfikacja 2 3 (v 2)' ./ /<*/) *

6

PN-EN 61000-4-7:2004/ AC1 2004 U) Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-7 Metody badań i pomiarów.Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych i interharmonicznych oraz stosowanych do tego celu p zyrządów pomiarowych dla sieci zasilających i przyłączonych do nich urządzeńKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na pole magnetyczne o częstotliwości sieci elektroenergetycznej.

PN-EN 61000-4-8:19987 A1:2003 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanieodporności na pole magnetyczne o częstotliwości sieci elektroenergetycznej (Zmiana

PN-EN 61000-4-8.1998

A1).PN-EN 61000-4-91998 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie

odporności na impulsowe pole magnetyczneKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na impulsowe pole magnetyczne (Zmiana A1)Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na pole magnetyczne oscylacyjne tłumione.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na pole magnetyczne oscylacyjne tłumione (Zmiana A1).Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na zapady napięcia, krótkie przerwy i zmiany napięcia.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na zapady napięcia, krótkie przerwy i zmiany napięcia (Zmiana A1).Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC), Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na przebiegi oscylacyjne. Podstawowa publikacja EMCKompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na przebiegi oscylacyjne. Podstawowa publikacja EMC (Zmiana A1).Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-13: Metody badań i pomiarów Badanie odporności na harmoniczne i interharmoniczne malej częstotliwości w przyłączu prądu przemiennego łącznie z sygnałami przesyłanymi w sieciach zasilających.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-14: Metody badań i pomiarów Badanie odporności na wahania napięcia.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Miernik migotania światła Specyfkacja funkcjonalna i projektowa.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów. Miernik migotania światła. Specyfikacja funkcjonalna i projektowaKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na asymetryczne zaburzenia przewodzone w zakresie częstotliwości odOHz do 150 kHz.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 4-17: Metody badań i pomiarów Badanie odporności na obecność składowej zmiennej w stałym napięciu zasilającymKompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 4-20: Metody badań i pomiarów. Badania zaburzeń i odporności w falowodach TEM.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 4-21: Metody badań i pomiarów. Metody badań w komorze rewerberacyjnejKompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-23: Metody badań i pomiarów. Metody badań przyrządów ochronnych dotyczących zaburzeń przewodzonych HEMP i innych zaburzeń promieniowanych.

PN-EN 61000-4-9:1998/ A1:2003

PN-EN 61000-4-10:1999

PN-EN 61000-4-10:1999/ A1:2003

PN-EN 61000-4-11:1997

PN-EN 61000-4-11:1997/A1 2003

PN-EN 61000-4-12:1999

PN-EN 61000-4-12:1999/A1:2003

PN-EN 61000-4-13:2003 (U)

PN-EN 61000-4-14:2002

PN-EN 61000-4-15:1999

PN-EN 61000-4-15:1999/Ap1 2003

PN-EN 61000-4-162001

PN-EN 61000-4-17:2004

PN-EN 61000-4-20:2004 (U)

PN-EN 61000-4-21 2004 (U)

PN-EN 61000-4-23:2002 (U)

h/ AA .>Specyfikacja 2 3 (v 2) 7

Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-24: Metody badań i pomiarów. Metody badań przyrządów ochronnych dotyczących zaburzeń przewodzonych HEMP Podstawowa publikacja EMC.Kompatybilność e ektromagnetyczna (EMC). Część 4-25: Metody badań i pomiarów. Badania odporności urządzeń i systemów na HEMP.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-27: Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na asymetrię napięcia.Kompatybilność elekt omagnetyczna (EMC). Część 4-28: Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na zmiany częstotliwości sieci zasilającej.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 4-29: Metody badań i pomiarów. Badanie odporności na zapady napięcia, krótkie przerwy i zmiany napięcia występujące w przyłączu zasilającym prądu stałegoKompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 5: Wytyczne dotyczące instalowania urządzeń t ogamczania zakłóceń. Zalecenia dotyczące przyrządów do ochrony przed zaburzeniami przewodzonymi HEMP. Publikacja podstawowa EMC.Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 5-7: Wytyczne dotyczące instalowania urządzeń i ograniczania zaburzeń. Stopnie ochrony przed zaburzeniami elektromagnetycznymi zapewniane przez obudowy (kod EMC).Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC). Część 6-2. Normy ogófne. Odporność w środowiskach przemysłowych.Światłowodowe złącza i elementy bierne Podstawowe procedury badań i pomiarów Część 3-39: Badania i pomiary. Wybór wtyku odniesienia dla złącza optycznego PCSystemy i sieci telekomunikacyjne w stacjach elektroenergetycznych (seria norm)Stopnie ochrony zapewnianej przez obudowy (Kod IP)Przekaźniki energoelektryczne. Przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe.Przekaźniki energoelektryczne. Badania odporności przekaźników pomiarowych i urządzeń zabezpieczeniowych. Badania odporności na wibracje, (sinusoidalne)Przekaźniki energoelektryczne. Badania odporności przekaźn.ków pomiarowych i urządzeń zabezpieczeniowych. Badania odporności na udary pojedyncze i wielokrotne.Przekaźniki energoelektryczne. Badania odporności przekaźników pomiarowych i urządzeń zabezpieczeniowych na zakłócenia elektryczne.Badania zaburzeń elektromagnetycznych emitowanych przez przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe.instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego o napięciu wyższym od 1 kV

PN-EN 61000-4-24:2002

PN-EN 61000-4-25:2003 (U)

PN-EN 61000-4-27:2004

PN-EN 61000-4-28 2004

PN-EN 61000-4-29:2004

PN-EN 61000-5-5:2002 (U)

PN-EN 61000-5-7:2002 (U)

PN-EN 61000-6-2:2003

PN-EN 61300-3-39 2001

PN-EN 61850x PN-EN 60529:2003 PN-EN 60255-6 2003

PN-EN 60255-21-1:1999

PN-EN 60255-21-2:2000

PN-EN 60255-22 2000

PN-EN 60255-25:2002

PN-E-05115:2002

3.3 Specyfikacje i wymagania funkcjonalne PSE S.A.

Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci PrzesyłowejStandardowa specyfikacja funkcjonalna. 1. Krajowy System Elektroenergetyczny. Standardowa specyfikacja funkcjonalna. 2.1 Stacje elektroenergetyczne najwyższych napięć. Standardowa specyfikacja funkcjonalna. 2.1,1 Katalog pól - obwody pierwotne

Standardowa specyfikacja funkcjonalna. 2.2. Urządzenia i aparatura wysokiego napięcia

Standardowa specyfikacja funkcjonalna. Standardowa lista sygnałów dla SSiN

Standardowa specyfikacja funkcjonalna Sygnały przesyłane między stacją a elektrownią Specyfikacja techniczna zabezpieczenia odległościowego linii 400 kV

1.

2.3.4.5.

67.8

vA-J jjpecyfikacja 2.3 (v 2) 8

Specyfikacja techniczna zabezpieczenia odcinkowego z łączem linii 400 kV10 Specyfikacja techniczna zabezpieczenia rezerwowego ziemnozwarciowego kierunkowego linii 400 kV

11 Specyfikacja techniczna przekaźnika automatyki SPZ12. Specyfikacja techniczna zabezpieczenia odległościowego transformatora mocy13. Specyfikacja techniczna zabezpieczenia różnicowego transformatora mocy14. Specyfikacja techniczna zabezpieczenia szyn zbiorczych

15. Specyfikacja techniczna zabezpieczenia lokalnej rezerwy wyłącznikowej16. Specyfikacja techniczna funkcjonalna dla transformatora potrzeb własnych 15/0,4 kV

17. Specyfikacja techniczna wyłączników 0,4 kV transformatora potrzeb własnych18. Specyfikacja techniczna wyłączników 15 kV19. Specyfikacja techniczna cyfrowych rejestratorów zakłóceń Systemów rejeslracji zakłóceń

Programów do analizy zakłóceń

20. Specyfikacja techniczna dla złączek i kabli światłowodowych

21. Specyfikacjadechniezna kabli optotelekomunikaeyjnych----- -——22 Specyfikacja techniczna na przełącznice światłowodowe

23. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych indukcyjnych 400 kV24. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych indukcyjnych 220 kV25. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych indukcyjnych 110 kV26. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych pojemnościowych 400 kV27. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych pojemnościowych 220 kV

28. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych pojemnościowych 110 kV29. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych prądowych 400 kV

30. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych prądowych 220 kV31. Specyfikacja techniczna przekładników napięciowych prądowych 110 kV32. Specyfikacja techniczna wyłączników 400 kV

33 Specyfikaq'a techniczna wyłączników 220 kV34. Specyfikacja techniczna wyłączników 110 kV

35. Specyfikacja techniczna odłączników SI ECZNYCH 400 kV36. Specyfikacja techniczna odłączników PANTOGRAFOWYCH 400 kV

37. Specyfikacja techniczna odłączników POZIOMOOBROTOWYCH 400 kV38. Specyfikacja techniczna odłączników SIECZNYCH 220 kV

39. Specyfikaq'a techniczna odłączników PANTOGRAFOWYCH 220 kV40. Specyfikacja techniczna odłączników POZIOMOOBROTOWYCH 220 kV41. Specyfikaq'a techniczna przekładników kombinowanych 110 kV42. Specyfikacja techniczna przekładników kombinowanych 220 kV43. Specyfikacja techniczna auto/transformatora 220/110 kV 160 MVA44. Specyfikaqa techniczna auto/transformatora 400/110 kV 330 MVA45. Specyfikaqa techniczna transformatora 400/220/15,75 kV, 500 MVA

46. Standard budowy systemu sterowania i nadzoru (SSiN) w stacjach elektroenergetycznych WN i NN

9.

V^ Spec^jfikacja 2.3 (v.2) 9

4. DefinicjeW mniejszej specyfikacji maja zastosowanie definicje zawarte w serii norm PN-EN 60255 i IEC 255

oraz następujące definicje i oznaczenia nie objaśnione w tekście.

sygnały generowane przez urządzenia stacji wymagające interwencji obsługi (służby ruchu, pogotowia, serwisu, służb eksploatacji).

samoczynne wyłączenie wyłącznika od zabezpieczeń iub z innych przyczyn me spowodowane przez sterowanie operacyjne w tym również z przycisków awaryjnego wyłączenia

samoczynne wyłączenie dwóch lub więcej elementów (linii, transformatorów)

lokalizacja wszystkich urządzeń i układów w budynku technologicznym (nastawni)

Alarmy

Awaryjnewyłączenie

Awaria

Centralnaorganizacja obwodów vMrnych

Unia krótka lima o długości nie wystarczającej dla selektywnego działania zastosowanego zabezpieczenia odległościowego nastawionego z minimalnym zasięgiem strefy Jako krótkie należy przyjmować linie o długości wyliczonej w pkt 5.5

Działanie zabezpieczeń w przypadku braku likwidacji zakłócenia innego elementu systemu elektroenergetycznego przez zabezpieczenia tego elementu

lokalizacja zabezpieczeń i układów rozproszonych oraz zasilaczy 220 V DC w kioskach na terenie rozdzielni

Rezerwowaniezabezpieczeń

Rozproszona organizacja obwodów wtórnych

Selektywnośćzabezpieczeń

sposób działania zabezpieczeń zapewniający wyłączenie tylko tych wyłączników które są niezbędne do wyłączenia z ruchu uszkodzonego elementu sieci

zasilanie zwarcia w linii 400 lub 220 kV prądem zwarcia nie wystarczającym do pobudzenia zabez eczeń

Strefa obejmująca połączenie pomiędzy przekładnikiem prądowym i wyłącznikiem w której zwarcie nie może być wyłączone bezzwłocznie przez zabezpieczenie szyn

urządzenie lub moduł realizujący funkcję transmisji sygnałów EAZ na przeciwległe końce linii przez dedykowane łącze

stacja przyelektrowniana i elektrownia wraz z liniami blokowymi

Słabe zasilanie zwarcia

Strefamartvra

Telezabezpieczeme

Węzełv/ytwórczy

stosunek wielkości nastawionej do odpowiedniej wyliczonej wielkości mierzonej Wymagany większy od 1 dla zapewnienia selektywności działania zabezpieczeń

stosunek odpowiedniej wyliczonej wielkości mierzonej do wielkości nastawionej Wymagany większy od 1 dla zapewnienia niezawodnego działania zabezpieczeń

Współczynnikbezpieczeństwa

Współczynnikczułościzabezpieczenia

Zabezpieczeniepełnoscbematowe

Zabezpieczeniepodstawowe

Zabezpieczenierezerwowe

zabezpieczenie odległościowe umożliwiające jednoczesny pomiar wszystkich pętli zwarciowych

zabezpieczenie, dla którego zakłada się pierwszeństwo w inicjowaniu eliminacji zakłóceń w zabezpieczonym elemencie systemu elektroenergetycznego.

zabezpieczenie przeznaczone do działania w sytuacji, gdy w zabezpieczonym elemencie nie zostało usunięte zwarcie w wymaganym czasie z powodu uszkodzenia lub niezdolności do działania zabezpieczenia podstawowego

\ /i% -Specyfikacja 2.3 (v.2) 10Ukd\')

wystąpienie w systemie przesyłowym warunków zakłócających, powodujące ograniczenie normalnego układu pracy

każda zmiana stanu pracy i każdy sygnał binarny

Zakłócenie

Zdarzenie

Oznaczenia - skróty

Automatyka Przeciwkołysaniowo Odciążająca

Automatyka Przeciwprzepięciowa

Automatyczna Regulacja Napięcia Elektrowni

Automatyczna Regulacja Stacji Transformatorowej

napięcie prądu stałego 220 V, 48 V

Elektroenergetyczna Automatyka Zabezpieczeniowa

narzędziowe oprogramowanie umożliwiające komunikację^ zabezpieczeniem

Lokalna Rezerwa Wyłącznikowa

niskie napięcie (220 V, prądu stałego, 400/230 V; 50 Hz)

Najwyższe Napięcie (220 kV, 400 kV, 750 kV)

praca bloku na potrzeby własne

Samoczynne Częstotliwościowe Odciążenie

Średnie Napięcie (6 kV. 10,5 kV, 15 kV, 30 kV)

Samoczynne Ponowne Załączenie

Samoczynne Załączenie Rezerwy

Wysokie Napięcie (110 kV)

Zabezpieczenie Szyn zbiorczych

APKO

APP

ARNE

ARST

DC

EAZ

HM!

LRW

nn

NN

PPW

SCO

SN

SPZ

SZR

WN

zs

w iĄ Specyfikacja 2 3 (v,2) 11(jTóu7

5. Wymagania ogólne układów EAZPoszczególne elementy sieci przesyłowej (linie przesyłowe, linie blokowe, transformatory i szyny zbiorcze) powinny być wyposażone w urządzenia niezbędne do

- samoczynnej likwidacji zakłóceń sieciowych, realizacji automatyki,

- sterowania,- rejestracji przebiegów zakłóceń,- rejestracji zdarzeń,■ monitoringu, sygnalizacji i pomiaru,- pomiarów energii elektrycznej.

Dla zapewnienia niezawodnego, szybkiego i selektywnego wyłączenia uszkodzonego elementu sieci niezbędne jest:

a) instalowanie niezależnych zabezpieczeń dla poszczególnych elementów sieci przesyłowej wzajemnie się rezerwujących i uzupełniających,

b) aby poszczególne zestawy zabezpieczeń podstawowych pochodziły od różnych producentów,c) zapewnienie zasilania każdego zestawu zabezpieczeń pola WN, NN z różnych źródeł zasilania DC,d) zapewnienie dwóch niezależnych obwodów wyłączających z kontrolą Ich ciągłości.e) zasilanie zabezpieczeń podstawowych z różnych rdzeni przekladników prądowych i różnych

uzwojeń przekladników napięciowych,f) stosowanie zabezpieczeń wykonanych w technice cyfrowej posiadających funkcje ciągłej

samokontroli, testowania i samoblokady z sygnałem alarmowym o niesprawności,g) aby abezpieczenia odległościowe linii przesyłowych współpracowały przez telezabezpieczenia

Zabezpieczenia odcinkowe powinny współpracować przez odpowiednie telezabezpieczenie lub przez dedykowaną parę włókien światłowodowych.

h) aby odstawienie lub uszkodzenie jednego zabezpieczenia podstawowego nie wymagało wyłączenia pola 220 lub 400 kV,

i) aby uszkodzenie jednego zabezpieczenia podstawowego pola 400 i 220 kV nie powodowało wydłużenia czasu wyłączenia elementu sieci, w którym wystąpiło zakłócenie,

j) aby układy zabezpieczenia szyn i lokalnej rezerwy wyłącznikowej były tak zorganizowane, że możliwe jest odstawienie do badań eksploatacyjnych każdego układu przy zachowaniu pracy drugiego układu (nie dotyczy rozdzielni H5),

k) dopuszcza się w rozdzielniach w układzie H5 zastosowanie zintegrowanego układu zabezpieczenia szyn zbiorczych i lokalnej rezerwy wyłącznikowej Układ ten winien posiadać oddzielne wyjścia wyłączające dla wyłączeń z funkcji zabezpieczenia szyn zbiorczych i LRW

5.1 Niezawodność zabezpieczeń

Dla niezawodnego wyłączenia uszkodzonego elementu sieci niezbędne jest stosowanie niezawodnych zabezpieczeńNiezawodność zabezpieczenia oznacza, ze:

- działa gdy zakłócenie znajduje się w strefie działania,- nie wykonuje działań zbędnych tj. w przypadkach zwarć poza strefą działania lub na skutek

czynników zewnętrznych,wykonuje ciągłą samokontrolę i sygnalizuje niesprawność,

- blokuje się w przypadku niesprawności, która może prowadzić do zbędnego działania,- uszkodzenie funkcji pomocniczych nie blokuje podstawowej funkcji zabezpieczenia,- średni czas między uszkodzeniami wynosi co najmniej 10 lat

5.2 Selektywność zabezpieczeńa) W przypadku wystąpienia zakłócenia w każdym elemencie (szyny zbiorcze, linia,

auto/transformator) zabezpieczenia powinny działać na wyłączenie wyłączników niezbędnych do wyłączenia uszkodzonego elementu

_4 L\U/(Ą- Specyfikacja 2 3 (v 2) 121 ?

b) Zabezpieczenia powinny działać bezzwłocznie w określonych poniżej strefach.- Zabezpieczenie odległościowe powinno działać bezzwłocznie tylko przy zwarciu w zasięgu

pierwszej strefy lub strefy wydłużonej w liniach odpływowych 400 kV i 220 kV przy współpracy zabezpieczeń obu końców linii za pomocą telezabezpieczenia,

- Zabezpieczenia różnicowe powinny działać bezzwłocznie tylko przy zwarciu wewnątrz strefy chronionej,

- Działanie zabezpieczenia szyn powinno powodować wyłączenie tylko tego systemu (sekcji), na którym wystąpiło zwarcie,

- Likwidacja zwarć w strefie martwej łącznika szyn przez zabezpieczenie szyn powinna być bezzwłoczna, w uzasadnionych przypadkach dopuszcza się działanie ze zwłoką do 100 ms.

c) Zabezpieczenia działające ze zwłoką:- Działanie lokalnej rezerwy wyłącznikowej powinno powodować wyłączenie tylko tego systemu

(sekcji), na który pracuje pole z uszkodzonym wyłącznikiem,- Pierwszy stopień zabezpieczeń ziemnozwarciowych kierunkowych zerowoprądowych powinien

być odstrojony prądowo od zwarć na szynach zbiorczych przeciwległej stacji ze współczynnikiem bezpieczeństwa £1,2. Działanie drugiego stopnia może być przyśpieszane przez łącze,

- Przy zasilaniu promieniowym (tylko od strony stacji) pierwszy stopień zabezpieczeń nadprądowych powmłen być-odstrojony współczynnikiem bezpieczeństwa £ 1,3 od^zwarć-za zasilanym transformatorem WN/SN

d) Działanie zabezpieczeń rozcinających w polach łączników szyn powinno występować w przypadku zakłóceń w pobliżu szyn zbiorczych. Czas działania zabezpieczenia rozcinającego powinien być dłuższy od czasu pierwszych stref zabezpieczeń podstawowych pól odejściowych, a krótszy od czasu działania LRW.

e) Zabezpieczenia odległościowe linii blokowych i auto/transformatorów strefami w kierunku szyn i zabezpieczenia ziemnozwarciowe działające w kierunku szyn winny rezerwować zabezpieczenia innych elementów sieci przyłączonych do stacji elektroenergetycznej

f) Drugie strefy zabezpieczeń odległościowych i drugie stopnie zabezpieczeń ziemnozwarciowych linii przesyłowych winny rezerwować zabezpieczenia innych elementów sieci przyłączonych do stacji przeciwległych

5.3 Czułość zabezpieczeń

a) Zabezpieczenia podstawowe powinny reagować na wszystkie rodzaje zwarć i poprawnie określać fazy zwarte i strefy działania.

b) W polach linii przesyłowych zabezpieczenia powinny umożliwiać wyłączenie 1-fazowe przy zwarciach 1-fazowych z ziemią i 3-fazowe przy pozostałych rodzajach zwarć.

c) Zabezpieczenia rezerwowe powinny reagować na zwarcia niesymetryczne z ziemią.d) Zabezpieczenia podstawowe i rezerwowe powinny reagować na zwarcia z ziemią

z uwzględnieniem rezystancji łuku. Należy przyjąć rezystancję łuku w sieci 400 i 220 kV - około 50 om/ fazę , a w sieci 110 kV około 30 om/fazę .

e) Zabezpieczenia odległościowe i ziemnozwarciowe kierunkowe zerowo-prądowe powinny w dalszych strefach i z dłuższym czasem działać przy zwarciach w elementach sieci przyłączonych do stacji przeciwległej.Działanie winno być zapewnione w stanach normalnych i remontowych pracy sieci (praca stacji bez 1 elementu/ sekcji).Działanie zabezpieczeń odległościowych linii winno obejmować zwarcia na szynach zbiorczych stacji przeciwległej i w elementach sieci przyłączonych do szyn zbiorczych stacji przeciwległej z uwzględnieniem współczynnika fałszowania napięcia zależnego od układu pracy stacji przeciwległej i współczynnika czułości prądowej £ 1,2.

f) W stacjach odbiorczych (2 linie) zaleca się stosować zabezpieczenie odległościowe z funkcją słabego zasilania zwarcia.

g) Działanie drugiego stopnia zabezpieczeń ziemnozwarciowych zerowo-prądowych kierunkowych linii powinno obejmować zwarcia na szynach zbiorczych przeciwległej stacji ze współczynnikiem czułości £ 1,5.

LSCu//) ^ Spec^ikacja 2 3 (v 2) 13

h) Działanie drugiego stopnia zabezpieczeń nadprądowych w liniach promieniowych powinno obejmować zwarcia za zasilanym transformatorem ze współczynnikiem czułości s 1,5.

5.4 Czasy wyłączenia zwarća) W przypadku działania zabezpieczeń podstawowych całkowity czas wyłączenia zwarcia nie

powinien przekraczać-120 ms w sieci 400 kV i 220 kV,-150 ms w sieci 110 kV

b) Czas własny działania bezzwłocznego zabezpieczeń od chwili wystąpienia zwarcia do wysiania impulsu na wyłączenie wyłącznika powinien być krótszy niż 35 ms.

c) Dostawca zabezpieczeń powinien określić szczegółowo czasy działania zabezpieczeń w zależności od:-miejsca zwarcia (wzasięgu strefy),-rodzaju zwarcia,-wielkości rezystancji zwarcia,-określić inne czynniki powodujące wydłużenie czasu działania zabezpieczeń i podać jego

wartość.d) Telezabezpieczenia winny zapewniać przekazywanie sygnałów w czasie nie przekraczającym

20 ms.e) Lokalna rezerwa wyłącznikowa powinna zapewnić wyłączenie systemu (sekqi) z uszkodzonym

wyłącznikiem w czasie nieprzekraczającym 300 msf) Czas likwidacji zakłócenia przez zabezpieczenia przy rezerwowaniu zabezpieczeń innych

elementów nie powinien przekroczyć 500 ms

5.5 Linia krótkaZgodnie z wymaganiami technicznymi podanymi w pkt 7.1 b zakres możliwych nastawień impedancji zabezpieczeń odległościowych powinien wynosić, co najmniej 0,5-1-200 om/fazę przy prądzie wtórnym 1 A.Poniżej podano obliczenie długości linii, które należy kwalifikować jako krótkie ze względu na brak możliwości selektywnego nastawienia (na 85% długości linii) przy zastosowaniu minimalnej nastawy tj Zmn = 0.5 om/fazę Dane.

- impedancja pierwotna linii napowietrznej 400 lub 220 kV, z = x = 0,35 om/km- rezystancja łuku Rł = 50 om/fazę- impedancja pierwotna linii napowietrznej 110 kV, z = x = 0,4 om/km

- rezystancja łuku Rł = 30 om/fazę

- przekładnia oporowa'400/0,1 2000/1 220/0,1

linii 400 kV »: =

linii 220 kV - 1,83n: = 1200/1 110/0,1linii 110 kV = 1,83= 600/1

/-*min 1,50,85-i

/ - długość linii kwalifikowanej jako linia krótka kp - współczynnik pewności

0,5-2 • 1,5 = 5,04 kmUootr ~ 0,85-0,35

Specyfikacja 2 3 (v 2)n

14

0,5-1,83 0,85 0,35 0,5 • 1,84 0,85-0,4

W obliczeniu przyjęto minimalne nastawienie dopuszczalne przez producentów zabezpieczeń, przy najczęściej występujących przekładniach prądowych oraz impedancje 1 km linii.Dane winny być sprawdzone indywidualnie W przypadku braku danych parametrów jednostkowych w oparciu o powyższe obliczenia jako linie krótkie należy przyjmować linie o długości mniejszej lub równej 5 km.

^220*r - • 1,5 = 4,61 km

h10 AK “ ■ 1,5 = 4,04 km

6. Zabezpieczenia. Wymagania funkcjonalnePoniżej przedstawiono wyposażenie i funkcje zabezpieczeń pól NN i WN natomiast sposób działania opisano w załączniku nr 6 „Katalog pól - Obwody wtórne”Zabezpieczenia powinny być wykonane w technice mikroprocesorowej i posiadać następujące funkcje pomocnicze;

- funkcję diagnostyki.- funkcję rejestracji zakłóceń, ——^ _—- funkcję rejestracji zdarzeń,- zegar czasu rzeczywistego synchronizowany sygnałem zewnętrznym zapewniający przy poprawnej

synchronizacji 1ms precyzję wyznaczania czasu (np w trakcie rejestracji zdarzeń lub rejestracji zakłóceń),

- możliwość zdalnej zmiany grupy nastaw

6.1 Zabezpieczenia linii przesyłowychWymagania przedstawione poniżej dotyczą linii napowietrznych. Decyzję o sposobie zabezpieczenia linii kablowych podejmie każdorazowo PSE - Operator na etapie prac projektowych

6.1.1 Linie przesyłowe 220 i 400 kVa) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w zabezpieczenie odcinkowe (pod

warunkiem dostępności odpowiedniej jakości łącza), umożliwiające wyłączenia 1 I 3 - fazoweb) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w dwa zabezpieczenia odległościowe (od

różnych producentów lub o innym algorytmie działania w przypadku produktów od jednego producenta) z pamięcią napięciową, blokadą od kołysań mocy, umożliwiające wyłączenia 1 i 3 — fazowe

c) Jako zabezpieczenie rezerwowe należy stosować zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe dwustopniowe z charakterystyką niezależną

d) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w lokalizator miejsca zwarcia.e) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w układ kontroli napięcia i synchronizmuf) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w automatykę od wzrostu napięcia (jeśli

jest niezbędna z warunków systemowych),g) Linie przesyłowe 220 i 400 kV powinny być wyposażone w łącza umożliwiające współpracę

zabezpieczeń na końcach linii w zakresie przekazywania sygnałówh) Zabezpieczenie odcinkowe powinno pos adać półkomplety zainstalowane na końcach linii

współpracujące na wydzielonych włóknach światłowodowych jednomodowych Półkomplety powinny posiadać moduły transmisji światłowodowej wykorzystane tylko do współpracy wzajemnej

i) Zabezpieczenia odległościowe powinny być wyposażone w:- układ blokady poszczególnych stref pomiarowych przy kołysaniach mocy. Zdjęcie funkcji

blokady powinno nastąpić po określonym, niezależnie nastawialnym czasie. Funkcja blokowania powinna być zdjęta bezzwłocznie, jeżeli podczas kołysania pojawi się w strefie chronionej jakiekolwiek zwarcie,

- układ nadzoru obwodów pomiarowych napięciowych zapobiegający zbędnemu działaniu przekaźnika w przypadku przerwy obwodu wtórnego przekładnika napięciowego,l A

Spepyfi icja 2.3 (v,2) 15

funkcję działania bezzwłocznego przy załączaniu na zwarcie,układ współpracy z zabezpieczeniem odległościowym na drugim końcu linii przez tefezabezpieczeme w jednej z następujących konfiguracji• współbieżnie przy pracy ze skróconym lub wydłużonym zasięgiem.• z przyspieszeniem strefy,• w układzie blokowania,funkcję lokahzatora miejsca zwarcia

- funkcję słabego podparciaj) Zabezpieczenia ziemnozwarciowe kierunkowe zerowoprądowe dwustopniowe z charakterystyką

niezależną powinny być wyposażone w- układ umożliwiający współpracę z zabezpieczeniem ziemnozwarciowym zainstalowanym na

drugim końcu linii przez telezabezpieczenie, co powoduje wyłączenie linii przez drugi stopień zabezpieczenia bez dodatkowej zwłoki czasowej,

- odpowiednią ilość zestyków dla zapewnienia wyłączeń a także dla pobudzenia lokalnej rezerwy wyłącznikowej rejestracji zakłóceń i sygnalizacji

k) W liniach 220 kV dopuszcza się zastosowanie dwóch zespołów zabezpieczeń stanowiących pod względem konstrukcyjnym dwa urządzenia realizujące funkcje zabezpieczenia odległościowegoi ziemnozwarciowego zerowoprądowego kierunkowego dwustopniovyego z charakterystyką^ niezależną

l) Pola linii przesyłowych powinny być wyposażone w niezależne przekaźniki automatyki SPZ realizujące funkcje automatyki SPZ 1 i 3 fazowej wg opisu pkt 8 1

6.1.2 Linie przesyłowe 110 kVa) Linie przesyłowe 110 kV powinny być wyposażone w jedno zabezpieczenie podstawowe i jedno

zabezpieczenie rezerwowe.b) Jako zabezpieczenie podstawowe należy stosować zabezpieczenie odległościowe lub odcinkowe. W

przypadku linii napowietrznych o długości do 5 km lub linii kablowych lub na podstawie analizy systemowej należy stosować zabezpieczenia odcinkowe Dopuszcza się stosowanie zabezpieczenia prądowego dla linii promieniowych

c) Jako zabezpieczenie rezerwowe należy stosować zabezpieczenie odległościowe lub ziemnozwarciowe zerowoprądowe kierunkowe W przypadku, gdy zabezpieczenie odcinkowe jest zabezpieczeniem podstawowym, jako rezerwowe należy stosować zabezpieczenie odległościowe.

d) Zabezpieczenie odległościowe powinno być wyposażone w- układ nadzoru obwodów pomiarowych napięciowych,- funkcję działania bezzwłocznego przy załączaniu na zwarcie.

w stacjach przyełektrownianych dodatkowo w układ blokady poszczególnych stref pomiarowych przy kołysaniach mocy (opcja) Zdjęcie funkcji blokady powinno nastąpić po określonym, niezależnie nastawialnym czasie Funkcja blokowania powinna być zdjęta bezzwłocznie, jeżeli podczas kołysania pojawi się w strefe chronionej jakiekolwiek zwarcie.Potrzebę zastosowania funkcji blokady przy kołysaniach mocy należy uzasadnić wynikami analiz warunków systemowych

e) Współpracę zabezp eczeń odległościowych obu końców linii należy uzgodnić z operatorem sieci rozdzielczej 110 kV

f) Zainstalowanie zabezpieczenia odcinkowego oraz typ łącza należy uzgodnić z operatorem sieci rozdzielczej 110 kV.

g) Pole linii przesyłowej należy wyposażyć w niezależny przekaźnik automatyki SPZ 3 fazowej, wg opisu pkt 8 1.

h) W uzasadnionych przypadkach uzgodnionych z operatorem sieci rozdzielczej 110 kV dopuszcza się stosowanie automatyki SPZ 1 i 3 fazowej (rozwiązanie indywidualne wymaga zastosowania wyłączników 1 fazowych).

i) W uzasadnionych przypadkach stosować lokalizator miejsca zwarcia i układ kontroli synchronizmu.

Specyfikacja 2 3 (v 2) $* uiouJ' 16/

6.2 Zabezpieczenia auto/transformatorów sprzęgłowycha) Jako zabezpieczenia podstawowe należy stosować dwa zabezpieczenia różnicowe stabilizowane

niewrażliwe na udary prądu magnesującego dedykowane dla transformatorów trójuzwojeniowych.b) Sposób podłączenia zabezpieczeń różnicowych do przekładników prądowych w rozdzielniach

z szyną obejściową winien zapewniać pracę jednego zabezpieczenia różnicowego po przełączeniu auto/transformatora na szynę obejściową bez przełączania obwodów prądowych zabezpieczenia W takich układach należy wykorzystywać przekładmki prądowe w przepustach auto/transformatora. Szczegóły pokazano na schematach funkcjonalnych w standardowej specyfikacji funkcjonalnej stacje elektroenergetyczne, część 2.3.1 „Katalog pól - obwody wtórne’

c) W przypadku przyłączenia do trzeciego uzwojenia auto/transformatora dławika kompensującego moc bierną lub transformatora potrzeb własnych poprzez pole z wyłącznikiem, zabezpieczenie różnicowe należy również podłączyć do przekładników po stronie trzeciego uzwojenia.

d) Dla wszystkich auto/transformatorów należy stosować po obu stronach zabezpieczenia odległościowe, które winny posiadać pięć stref pomiarowych (w każdej strefie winien być możliwy wybór trybów pracy: kierunkowy do przodu, kierunkowy do tyłu oraz bezkierunkowy)

e) Jako zabezpieczenia rezerwowe należy stosować kierunkowe zabezpieczenia ziemnozwarciowe zerowoprądowe dwustopniowe o charakterystyce niezależnej po obu stronach auto/transformatorów.

f) —Zabezpieczenie odległościowe^powmfle być wyposażone:- układ nadzoru obwodów pomiarowych napięciowych,

funkcję działania bezzwłocznego przy załączaniu na zwarcie,- funkcję kontroli synchronizmu i obecności napięcia.

g) Przy działaniu zabezpieczeń odległościowych w strefach skierowanych w auto/transformator zabezpieczenie powinno wyłączać auto/transformator po obu stronach (górnego i dolnego napięcia)

h) W przypadku działania zabezpieczeń odległościowych w strefach skierowanych w stronę sieci zabezpieczenie powinno wyłączać auto/transformator po jednej stronie. Działanie na wyłączenie, drugiej strony powinno się odbywać po dodatkowej zwłoce czasowej,

i) Człon kierunkowy zabezpieczenia ziemnozwarciowego powinien być skierowany w stronę sieci.j) Zabezpieczenia ziemnozwarciowe kierunkowe należy podłączyć do przekładników prądowych

w przepustach auto/transformatorów. W polach rozdzielni 2S+SO ze względu na pracę przez szynę obejściową zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe należy przyłączyć do przekładników prądowych w polu.

k) Po stronie trzeciego uzwojenia auto/transformatora zasilającego transformator potrzeb własnych należy stosować-- zabezpieczenie nadprądowe dwustopniowe,- zabezpieczenie zerowonapięciowe dwustopniowe;- zabezpieczenie nadprądowe jednostopniowe i zerowonapięciowe jednostopniowe, jeśli do

trzeciego uzwojenia jest przyłączony transformator potrzeb własnych przez pole wyposażone w wyłącznik

ł) W uziemionych punktach gwiazdowych auto/transformatorów należy instalować jako zabezpieczenie rezerwowe, zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne o charakterystyce niezależnej jednostopniowe, działające na wyłączenie wszystkich stron auto/transformatora

m) Auto/transformatory winny być wyposażone w zabezpieczenia firmowe wg specyfikacji funkcjonalnej auto/transformatora pkt 3.3 pozycja 43, 44, 45 Zabezpieczenia firmowe winny działać na wyłączenie obu stron autotransformatora pobudzenie rezerwy lokalnej, rejestrację i sygnalizację lub tylko sygnalizację zgodnie ze specyfikacją

4 Specyfikacja 2.3 (v.2) f 17

6.3 Zabezpieczenia dławików kompensacyjnych

6.3.1 Dław-ki kompensacyjne przyłączone do strony SN auto/transformatorów należy wyposażyć w:- zabezpieczenie nadprądowe dwustopniowe

zabezpieczenie prądowe składowej przeciwnej zabezpieczenie nadnapięciowe szyn SN

Jeżeli dławiki posiadają izolację olejową to należy je wyposażyć w zabezpieczenia technologiczne.

6.3.2 Dławiki z izolacją olejową o napięciu znamionowym 750 i 400 kV należy wyposażyć w: zabezpieczenie różnicowe

- zabezpieczenie nadprądowo-zwloczne zabezpieczenia technologiczne

Zabezpieczenia dławików kompensacyjnych i sposób ich działania należy każdorazowo uzgodnić z PSE-Operator S A.

6.4 Zabezpieczenia linii blokowych.a) Jako zabezpieczenia podstawowe w liniach blokowych należy stosować zabezpieczenie różnicowe

wzdłużne pracujące na wydzielonych włóknach światłowodowychb) W przypadku linii blokowych o długości do 300 m dopuszcza się objęcie linii blokowej

zabezpieczeniem różnicowym transformatora blokowego (w miejsce zabezpieczenia różnicowego wzdłużnego) zlokalizowanym w elektrowni

c) Jako drugie zabezpieczenie podstawowe należy stosować zabezpieczenie odległościowe posiadające, co najmniej 5 stref pomiarowych (w każdej strefie winien być możliwy wybór trybów pracy kierunkowy do przodu, kierunkowy do tyłu oraz bezkierunkowy)

d) Zabezpieczenie odległościowe powinno być wyposażone wukład blokady poszczególnych stref pomiarowych przy kołysaniach mocy Zdjęcie funkcji blokady powinno nastąpić po określonym, niezależnie nastawialnym czasie Funkcja blokowania powinna być zdjęta bezzwłocznie, jeżeli podczas kołysania pojawi się w strefie chronionej jakiekolwiek zwarcie,układ nadzoru obwodów pomiarowych napięciowych zapobiegający zbędnemu działaniu przekaźnika w przypadku przerwy obwodu wtórnego przekładnika napięciowego,

- funkcję działania bezzwłocznego przy załączaniu na zwarcie,- funkcję kontroli synchronizmu i obecności napięcia

e) Jako zabezpieczenie rezerwowe natęży stosować dwustopniowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe zerowonapięciowe zwloczne reagujące na niesymetryczne zwarcia doziemne w linii blokowej tak przy otwartym jak i zamkniętym wyłączniku linii blokowej oraz dwustopniowe kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe zerowoprądowe o charakterystyce niezależnej reagujące na zwarcia w sieci posiadające dwa stopnie prądowe i dwa stopnie czasowe niezależnie nastawione

f) Każde pole blokowe należy wyposażyć w dwa niezależne urządzenia nadawczo-odbiorcze dla transmisji rozkazów wyłączających oraz stanów położenia łączników WN dla potrzeb automatyk zabezpieczeniowych i blokad na stacji i w elektrowni

g) Urządzenia nadawczo-odbiorcze winny pracować na niezależnych włóknach światłowodowych prowadzonych dwoma oddzielnymi torami (trasami) transmisyjnymi.

6.5 Zabezpieczenia pól zasilających transformatory potrzeb własnych elektrowni Pola transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni należy wyposażyć w:

a) zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne,b) dwustopniowe zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne o charakterystyce niezależnej,c) dwustopniowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe zerowoprądowe kierunkowe o charakterystyce

niezależnej posiadające dwa stopnie prądowe i czasowe niezależnie nastawiane,d) dwa niezależne urządzenia nadawczo-odbiorcze do przesyłania rozkazów wyłączających,

sterowniczych i blokad.

i 16Specyfikacja 2.3 (v.2)()

6.6 Zabezpieczenia pól łączników szynZabezpieczenia pól łączników szyn powinny spełniać następujące wymaganiaa) Wszystkie rodzaje pól łączników szyn należy wyposażyć w jedno zabezpieczenie podstawowe

odległościowe reagujące na wszystkie rodzaje zwarć w obu kierunkach działające na rozcinanie systemów

b) Wszystkie rodzaje pól łączników szyn należy wyposażyć w zabezpieczenie rezerwowe ziemnozwarciowe zerowoprądowe kierunkowe, dwustopniowe z możliwością blokady członu kierunkowego

c) Pola łączników szyn poprzeczno obejściowych są przeznaczone dla zastępowania pól linii przesyłowych, transformatorów sprzęgłowych lub pól linii blokowych. Należy wyposażyć te pola w dodatkowy zestaw zabezpieczeń i automatyki umożliwiający realizację wszystkich funkcji zabezpieczeniowych, które są niezbędne do zastępowania innego pola.

d) Rozwiązanie obwodów wtórnych pól łączników szyn powinno umożliwiać- pracę na połączone systemy szyn zbiorczych,- próby napięciowe elementów sieci,

współpracę zabezpieczeń odległościowych i ziemnozwarciowych poprzez urządzenie telezabezpieczeń zastępowanej linii przesyłowej (dotyczy 2S + SO),

- przyjmowanie sygnałów wyłączających od czynnych zabezpieczeń zastępowanego transformatora (dotyczy 2S + SO),

- współpracę zabezpieczeń obwodów sterowania i blokad pomiędzy stacją a nastawnią blokową dla obu torów transmisji zastępowanej linii blokowej (dotyczy 2S + SO)

e) Dla zapewnienia w/w rodzajów pracy pola łącznika szyn wymagane są następujące przełączenia w obwodach wtórnych stacji:- przełączenie działania telezabezpieczeń, (dotyczy 2S + SO).- przełączenie działania zabezpieczeń (dotyczy 2S + SO),

przełączenie obwodów sterowania i blokad (dotyczy 2S + SO w liniach blokowych),- załączanie/odstawianie SPZ (dotyczy 2S + SO),

wybór odpowiednich grup parametrów nastaw zabezpieczeń,- wybór odpowiednich grup parametrów synchronizacji

(dotyczy rozdzielni wyposażonej w synchronizator),- odstawianie/blokowanie zabezpieczeń.

Przełączanie winno być możliwe lokalnie i zdalnie. Niezbędne przełączenia winny być realizowane przez przekaźniki bistabilne

f) Jako zabezpieczenie podstawowe (rozcinające) należy stosować zabezpieczenie odległościowe posiadające:

■ dwie strefy nastawione w jednym i dwie strefy nastawione w drugim kierunku,- układ nadzoru obwodów pomiarowych napięciowych,- funkcję działania bezzwłocznego przy załączaniu na zwarcie,- funkcję kontroli synchronizmu i obecności napięcia,- układ blokady poszczególnych stref pomiarowych przy kołysaniach mocy. Zdjęcie funkcji

blokady powinno nastąpić po określonym, niezależnie nastawialnym czasie. Funkcja blokowania powinna być zdjęta bezzwłocznie, jeżeli podczas kołysania pojawi się w strefie chronionej jakiekolwiek zwarcie.

6.7 Zabezpieczenia szyn zbiorczychStrukturę i funkcje zabezpieczenia pokazano na załączonych schematach funkcjonalnych w załączniku nr 5.

6.7.1 Wymagania ogólne

a) Zabezpieczenie szyn powinno niezawodnie, szybko i selektywnie wyłączyć uszkodzony odcinek szyn zbiorczych (system lub sekcję szyn) rozdzielni NN, WN.

b) Zabezpieczenie szyn powinno wyłączać odcinek szyn 3-fazowo i definitywnie; z czasem działania sś 15 ms (określanie tego czasu w czasie badań należy wykonywać przy prądzie ż2lnast).

c) Zabezpieczenie powinno działać przy wszystkich rodzajach zwarć i posiadać 2 niezależne człony

Specyfikacja 2 3 (v 2) 19

pomiarowe działające w oparciu o kryterium dwa z dwóch. Zabezpieczenie powinno być niewrażliwe na składowe harmoniczne prądów i napięć.

d) Struktura zabezpieczenia szyn winna być modułowa a organizacja (lokalizacja modułów) dostosowana do organizacji obwodów wtórnych rozdzielni centralna lub rozproszona

e) Zabezpieczenie winno być zasilane z dwóch obwodów z różnych sekcji potrzeb własnychf) Każdy moduł połowy rozdzielni 220 i 400 kV powinien posiadać, co najmniej 6 zestyków

wyłączających mocnych.g) Niezależnie od wyjść rozkazów wyłączających zabezpieczenie powinno posiadać wyjścia binarne

do współpracy z EAZ oraz układami sygnalizacji i rejestracjih) W każdym polu rozdzielni należy zapewnić możliwość odstawienia wyłączenia od zabezpieczenia

szyn.I) Zabezpieczenie szyn powinno być wyposażone w panel wizualizujący stan pracy rozdzielni

6.7.2 Wymagania wynikające ze schematu rozdzielnia) W rozdzielniach szynowych o układach 2S. 2S+SO, 3S zabezpieczenie szyn winno automatycznie

przystosowywać się do układu pracy rozdzielni wykorzystując obwody komutacjib) Obwody komutacyjne winny być realizowane przez zestyki pomocnicze odłączników dwubitowo

a diagram przełączeń winien być określony wg wymagań producenta zabezp eczenia Zabezpieczenie winno sygnalizować błąd odwzorowania

c) W rozdzielniach H5, 2W i 3/2W zabezpieczenie szyn nie wymaga obwodów komutacjid) W rozdzielniach szynowych to jest o układach 2S, 2S+SO 3S zabezpieczenie szyn powinno

posiadać tyle stref wybieranych na ile sekcji podzielona może być rozdzielniae) W rozdzielniach 2W i 3/2W w celu zapobiegania wyłączeniu całej rozdzielni przy braku działania

zabezpieczenia szyn jednego systemu należy stosować dwa zabezpieczenia szyn niezależne dla każdego systemu szyn

f) W rozdzielniach 3/2W rolę ochrony węzłów odejściowych winny pełnić zabezpieczenia odejścia włączone na sumę prądów mostków związanych z odejściem

g) W polach linii blokowych zabezpieczenie szyn powinno wysyłać impuls do elektrowni „ograniczenie mocy bloku - PPW'

h) Przy zwarciu w strefie martwej zabezpieczenie winno generować- w polach łączników szyn impuls wyłączający drugą strefę (sekcję lub system szyn),- w polach odpływowych 220 kV i 400 kV impuls wydłużający I strefę zabezpieczeń

odległościowych i blokujący SPZ na drugim końcu linii i przesyłać go oddzielnym kanałem łącza,

- w polach linii blokowych impuls „wyłączenie bloku" do elektrowni,- w polach auto/transformatorów impuls wyłączający drugą stronę auto/transformatora,- w rozdzielniach 2W dodatkowo impuls wyłączający drugi mostek,- w rozdzielniach 3/2W dodatkowo impuls wyłączający mostek środkowy

i) W przypadku działania zabezpieczenia szyn i zawiedzeniu jednego z wyłączników w polach odejściowych zabezpieczenia szyn winno generować impuls jak przy zwarciu w strefie martwej

j) W rozdzielniach 400, 220 i 110 kV rolę rezerwowania zabezpieczenia szyn pełnią:- zabezpieczenia rozcinające łączników szyn (nie dotyczy 3/2W i 2W),

strefy wsteczne zabezpieczeń odległościowych pól auto/transformatorów i linii blokowych,- drugie strefy zabezpieczeń odległościowych przeciwległych końców linii odpływowych.

6.8 Układ lokalnej rezerwy wyłącznikowej LRW

6.8.1 Wymagania ogólneStrukturę i funkcje układu LRW oraz diagram działania pokazano na schematach funkcjonalnych w załączniku nr 5

a) Układ LRW powinien być pobudzany od układów zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych pól linii przesyłowych, linii blokowych, łączników szyn i auto/transformatorów.Układ LRW nie może być pobudzony przez obwody sterownicze w czasie operacji łączeniowych

\/ 20Specyfikacja 2 3 (v,2)

IflxJi y)

b) W polach linii przesyłowych i łączników szyn przeznaczonych do zastępowania linii przesyłowych pobudzanie LRW od zabezpieczeń działających jednofazowo winno być jednofazowe (pofazowe) i odliczanie czasu działania pofazowe.

c) W polach linii blokowych należy pobudzić LRW również od działania układu od niezgodności położenia biegunów w wyłączniku

d) Układ LRW powinien działać powtórnie na wyłączenie wyłącznika pola którego zabezpieczenie pobudził o LRW ze zwłoką czasową nastawialną w zakresie 0+100 ms przy czym w polach linii odpływowych i łączników szyn przeznaczonych do zastępowania linii przesyłowych winno to być działanie jednofazowe (pofazowe).

e) Działanie układu LRW winno być uzależnione od kryterium prądowego potażowego, W polach transformatorów, łączników szyn (2S + S0), linii blokowych oraz linii odpływowych wyposażonych w automatykę APP, kryterium prądowe powinno być uzupełnione o 2 bitowe kryterium styków pomocniczych wyłącznika

f) Kryterium prądowe powinno być nastawialne od 0,2 łn+1,5 Ing) Układ lokalnej rezerwy winien się odwzbudzić po czasie krótszym od 25 ms po zaniku sygnału

kryteriów pobudzenia.h) W przypadku braku wyłączenia uszkodzonego elementu to jest braku otwarcia wyłącznika pola po

nastawionym czasie układ powinien wyłączać pola przyłączone do tego samego odcinka (systemu _ lub sekcjj} szyn 3 fazowo i definitywnie.

i) Struktura układu winna być modułowa i dostosowana do organizacji obwodów wtórnych stacji.j) Układ LRW powinien być niezależny od zabezpieczenia szyn.k) Niezależnie od wyjść rozkazów wyłączających układ LRW powinien posiadać wyjścia binarne do

współpracy z EAZ oraz układami sygnalizacji i rejestracji.l) Każdy moduł połowy rozdzielni 220 i 400 kV winien posiadać, co najmniej 6 zestyków

wyłączających mocnych.m) W każdym polu rozdzielni należy zapewnić możliwość odstawienia pobudzenia i wyłączenia od

układu z LRW

6.8.2 Wymagania wynikające ze schematu rozdzielnia) W rozdzielniach szynowych o układach 2S, 2S+SO, 3S układ LRW winien automatycznie

przystosowywać się do układu pracy rozdzielni wykorzystując obwody komutacji.b) Obwody komutacyjne winny być realizowane przez zestyki pomocnicze odłącznikówc) W rozdzielniach H5, 2W i 3/2W układ LRW nie wymaga obwodów komutacji.d) W polach linii blokowej układ LRW powinien przesyłać impuls „ograniczenie mocy bloku - PPW“.e) W rozdzielniach 3/2W i 2W należy stosować układy LRW dla każdego systemu szyn a w układzie

3/2W dodatkowe układy LRW w każdej gałęzi; (mostki ABC załącznik nr 5 str. 15/17)f) W rozdzielni 3/2W i 2W przy braku wyłączenia jednego z wyłączników systemu, na którym jest

zainstalowany układ LRW, układ wyłącza pozostałe wyłączniki tego systemu bez wyłączenia elementów sieci (linii, auto/transformatorów), które pozostają w pracy na drugi system szyn.

g) W rozdzielniach H5, 2S, 2S+SO, 3S w przypadku braku wyłączenia wyłącznika w elemencie sieci dotkniętym zakłóceniem, zabezpieczenie przesyła impuls na pobudzenie LRW Układ LRW działa na wyłączenie wyłączników pozostałych elementów sieci, przyłączonych do tego samego systemu/ sekcji szyn oraz działu na wyłącznik łącznika szyn.

h) W przypadku braku wyłączenia wyłącznika pola łącznika szyn, układ LRW działa na wyłączenie obu złączonych sekcji szyn, przy czym działanie na każdą z nich winno być wykonane oddzielnym zestykiem.

i) W rozdzielni w układzie czworoboku, przy braku wyłączenia jednego wyłącznika sposób działania układu LRW jest zależny od elementu rozdzielni [linii lub auto/transformatora], którego zabezpieczenia pobudzają układ: - załącznik nr 5 rys nr 11- w przypadku zawiedzenia jednego z wyłączników przy działaniu zabezpieczeń linii układ LRW

powinien otworzyć wyłącznik drugiej linii przyłączony do tego samego węzła co wyłącznik który zawiódł oraz wyłącznik str. 110 kV auto/transformatora,

- w przypadku zawiedzenia jednego z wyłączników przy działaniu zabezpieczeń auto/transformatora układ LRW powinien otworzyć drugi wyłącznik linii, której wyłącznik zawiódł oraz wysłać rozkaz na wyłączenie przeciwległego końca linii.I

£^ Spjcyfiłfcęcja 2 3 (v 2)

j) W układzie 3/2W dodatkowy układ LRW gałęzi winien być pobudzany przez zabezpieczenia odejść związanych z tą gałęzią. W przypadku braku wyłączenia wyłącznika mostka środkowego, działanie tego układu jest zależne od zabezpieczenia, które go pobudza, - załącznik nr 5 rys. nr 1

w przypadku pobudzenia przez zabezpieczenia odejścia związanego z mostkiem „1" układ impulsuje na wyłączenie wyłącznika mostka „2" oraz na wyłączenie przeciwległego końca linii związanej z mostkiem ,2” lub drugiej strony auto/transformatora związanego z mostkiem „2",

- w przypadku pobudzenia przez zabezpieczenia odejścia związanego z mostkiem „Z układ linii impulsuje na wyłączenie wyłącznika mostka „1” oraz na wyłączenie przeciwległego końca związanej z mostkiem „1” lub drugiej strony auto/transformatora związanego z mostkiem „1",

- w przypadku zwarcia pomiędzy wyłącznikiem i przekładnikiem w mostku „3" układ pobudzony jest od zabezpieczeń odejścia związanego z mostkiem „1”. Układ działa jak w przypadku pobudzenia przez zabezpieczenia odejścia związanego z mostkiem „1” i braku działania wyłącznika w mostku „3” identyfikując stan na podstawie kryterium prądowego z mostka „3".

Powyższy przypadek pokazano w załączniku nr 5 rys nr 14

k) W rozdzielniach w układzie czworoboku i 3/2W układ LRW winien przesyłać impulsy wyłączające niezależnymi kanałami dwóch telezabezpieczeń na bezwarunkowe wyłączenie wyłączników po przeciwnej stronie linii

6.9 TStezabezpleczenia

6.9.1 Wymagania funkcjonalnea) Funkcje telezabezpieczeń dla potrzeb EAZ winny pełnić urządzenia cyfrowe pracujące na

dedykowanych włóknach światłowodowych, lub moduły urządzeń teletransmisji światłowodowej0 wyższych przepływnościachUrządzenia te powinny posiadać dedykowane kanały dla realizacji funkcji telezabezpieczeń

b) Telezabezpieczenia powinny zapewnić przesłanie następujących sygnałów:- współpracy zabezpieczeń odległościowych linii przesyłowych 4001 220 kV,

współpracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych linii przesyłowych 4001 220 kV,- sygnałów od zabezpieczenia szyn zbiorczych na przyspieszenie wyłączenia przez

zabezpieczenia drugich końców linii przesyłowych,- sygnałów od układu lokalnej rezerwy wyłącznikowej na bezwarunkowe wyłączenie linii na

drugim jej końcu, (dotyczy rozdzielni w układzie czworobok i 3/2W),- stanu położenia wyłączników na drugim końcu linii dla układów automatyki systemowej APKO

i APP.c) Dla transmisji sygnałów bezwarunkowego wyłączenia (od LRW układów 3/2W i czworobok) oraz

automatyki systemowej (APKO i APP) należy stosować dwa niezależne telezabezpieczenia w tym przynajmniej jedno dedykowane wyłącznie dla EAZ i pracujące w sieci światłowodowej dedykowanej.

d) Dla transmisji sygnałów między stacja a elektrownią należy stosować dwa telezabezpieczenia1 dwie niezależne drogi transmisji,

e) Podstawowe sygnały EAZ przesyłane pomiędzy stacją a elektrownią obejmują- od zabezpieczeń bloku w elektrowni na wyłączenie wyłącznika linii blokowej na stacji,- od zabezpieczeń stacji na wyłączenie bloku w elektrowni,- od zabezpieczeń stacji na ograniczenie mocy (praca na potrzeby własne PPW) do elektrowni,- od zabezpieczeń transformatora potrzeb własnych elektrowni na wyłączenie wyłącznika linii

zasilającej na stacjiWykorzystanie kanałów telezbezpieczeń oraz pełne wyszczególnienie sygnałów przesyłanych pomiędzy stacją a elektrownią zostało podane w Standardowej Specyfikacji Funkcjonalnej „2.3.1. Katalog pól - obwody wtórne" oraz w Standardowej Specyfikacji Funkcjonalnej „Sygnały przesyłane między elektrownią a stacją"

6.9.2 Wymagania techniczneWymagania techniczne znajdują się w Standardowej Specyfikacji Funkcjonalnej „Standardowe wymagania funkcjonalne dla systemów telekomunikacyjnych obiektów stacyjnych PSE Operator S A

■> *f1 Specyfikacja 2 3 (v 2) 22

7. Wymagania techniczne dla zabezpieczeń

7.1 Wymagania środowiskowe

7.1.1. Warunki atmosferyczneAparatura i osprzęt EAZ (zaciski, przewody) zastosowane w stacjach elektroenergetycznych, instalowane wewnątrz budynków lub kiosków winny pracować poprawnie w następujących warunkach atmosferycznych:

- maksymalna temperatura otoczenia- minimalna temperatura otoczenia- Wysokość nad poziomem morza nie przekracza- wilgotność względna (przy braku kondensacji lub lodu)- występowanie kondensacji pary wodnej- ciśnienie atmosferyczne- wibracje i trzęsienia ziemi (normy serii IEC60255-21)

+55° C-5° C< 2000 m

od 5% do 93 %me

80+110 kPaklasa środowiska 0 lub 1

7.1.2. Stopień ochrony (szczelność)Stopień ochrony przed ciałami stałymi i przed płynami, obudowy aparatury i konstrukcji, w której jest

zabudowana, powinien ^wynosić: ___a) dla aparatury instalowanej w szafach lub obudowach IP50 front zabezpieczenia i IP20 tył,b) dla aparatury instalowanej natablicowo lub zatablicowo wewnątrz budynków. IP51,c) dla konstrukcji napowietrznych: IP54,d) dla konstrukcji instabwanych w zasięgu ochrony wodnej transformatorów (na stanowisku

transformatora): IP55.

7.1.3. Wytrzymałość mechanicznaAparatura EAZ winna być odporna na następujące oddziaływania mechaniczne-

a) wibracje według wymagań: PN-EN 60255-21-1 Klasa 1,b) udary pojedyncze i wielokrotne według wymagań: PN-EN 60255-21 -2 Klasa 1,c) wstrząsy sejsmiczne według wymagań: PN-EN 60255-21-3 Klasa 1.

7.2. Odporność na zmiany zasilania pomocniczegoAparatura EAZ winna pracować bez zakłóceń przy zmianach napięcia pomocniczego w zakresie:a) znamionowe napięcie zasilające - 220 V DC,b) zakres zmian wartości napięcia od -20% do +15%c) przy zasilaniu napięciem izolowanym od ziemi i doziemienia jednego bieguna

przy przerwie w zasilaniu do 50 msd) tętnienia (dla grupy VR3) < 5% Un

7.3. Poziomy izolacjiIzolacja EAZ i obwodów wtórnych powinna zapewnić wytrzymałość dielektryczną i udarową na

następujących poziomach napięć próby;a) wytrzymałość dielektryczna

- dla wejść/wyjść i obwodów sygnałów analogowych AC 1 A, 5A, 100 V oraz zasilań 230 V AC i 220 V DC 2,5 kV™ 50 Hz w czasie 1 min

- dla wejść/wyjść i obwodów sygnałów analogowych DC 4+20 mA i szeregowych (interfejsów) oraz zasilań 24 V AC, 48 VAC 1 kVrms 50 Hz w czasie 1 min

b) wytrzymałość udarowa- dla wejść/wyjść i obwodów sygnałów analogowych AC 1 A, 5A, 100 V oraz zasilań 230 V AC

i 220 V DC impulsem 5 kV, 1,2/50ps- dla wejść/wyjść i obwodów sygnałów analogowych DC 4+20 mA i szeregowych (interfejsów)

oraz zasilań 24 V AC, 48 VAC impulsem 2 kV, 1,2/50ps

AĄs Specyfikacja 2.3 (v.2) 23

7.4. Kompatybilność elektromagnetycznaWymagania dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej określa norma PN-EN 60255-26

(Przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe - część 26)Zakłócenia elektromagnetyczne, środowisko elektromagnetyczne jest zdefiniowane przez poziomy normy IEC 60255-26 Specjalne warunki wstępowania zakłóceń elektromagnetycznych oznaczają że przekaźniki pomiarowe i urządzenia zabezpieczeniowe są narażone na wystąpienie warunków klasy A normy IEC60255-22-4. właściwych typowemu środowisku przemysłowemu oraz/lub wystąpienie warunków klasy A normy IEC60255-22-7 Dotyczy to stacji z dużymi wartościami prądu zwarcia doziemnego i przypadku, gdy praktyka prowadzenia przewodów zezwala na łączenie wejść dwustanowych w postaci otwartych pętli, gdzie przewód prowadzący sygnał oraz przewód z sygnałem powrotnym może być częścią innych kabli wielożyłowych.

7.5. Przekaźniki zasilane z przekładników prądowychZabezpieczenia których obwody pomiarowe są zasilane z przekładników prądowych powinny spełniać

następujące wymagania.a) posiadać przeciążalność termiczną na

- prąd ciągły 22,4 In (In - znamionowy prąd wtórny przekładnika IA)krótkotrwały prąd obciążenia po osiągnięciu temperatury ustalonej nie powinien być mniejszy niż podany w tabeli

czas trwania (min) 320 10 5 2

prąd 4 In 5 In3 In 3.5 In 6 Indla In = 1A

b) posiadać wytrzymałość dynamiczną graniczną (wartość szczytowa) &100 In w czasie półokresu dla In = 1A

7.6. Wymagania konstrukcyjneZabezpieczenia tub zespoły automatyki powinny być wykonane w obudowach przystosowanych do

montażu w ramach uchylnych 19 calowych szaf spełniających następujące wymaganiaa) szafa powinna być wykończona na zewnątrz i wewnątrz, cała metalowa powierzchnia powinna być

pokryta odpowiednią powłoką antykorozyjną w kolorze jasno szarym metalizowanym (RAL 7035); powinna charakteryzować się estetycznym wyglądem, łatwością dostępu do elementów w czasie testów i konserwacji oraz zabezpieczać przed dostępem osób nieupoważnionych,

b) szafy powinny posiadać konstrukcje przyścienną z dostępem do frontu, 200*220 cm wysokości, 80 cm szerokości i 80 głębokości,

c) dostęp do urządzeń powinien być możliwy tylko poprzez zamykane na klucz, drzwi frontowe przeszklone. Dostęp do odrutowania i listew zaciskowych powinien być możliwy po otwarciu ramy uchylnej,

d) szafy powinny być wyposażone w gniazdo do wyprowadzenia zasilania 230 V AC, 50 Hz,e) wszystkie szafy powinny być pyłoszczelne i spełniać wymagania normy dla stopnia ochrony IP 51.

powinny jednocześnie zapewniać odpowiednie chłodzenie zainstalowanej aparatury,f) wszystkie obudowy i szafy oraz sposób rozmieszczenia elementów i połączenia powinny

zapewniać wygodne wykonywanie czynności obsługi, konserwacji i testowania oraz napraw urządzeń,

g) konstrukcja szafy winna być wyposażona w szynę uziemiającą dla przyłączenia instalacji uziemiającej stacji (połączenie uziemiające, bednarka 40x5).Części ruchome konstrukcji (drzwi, rama) winny być połączone z konstrukcją linką giętka 25 mm3 Cu,

h) listwy zaciskowe winny być zabudowane pionowo na tylnej płaszczyźnie wewnętrznej. Powinno być zapewnione wejście d!a wprowadzenia kabli od spodu szafy.

vA31 Specyfikacja 2.3 (v 2) 24

8. Automatyka

8.1. Automatyka samoczynnego ponownego załączania SPZa) Automatyka SPZ powinna być realizowana przez niezależny współpracujący z wyłącznikiem

przekaźnik z kontrolą synchronizmu i obecności napięcia w linii.b) Linie napowietrzne 400 i 220 kV powinny być wyposażone w automatykę SPZ 1 i 3 fazowego

1 krotnego.c) Linie napowietrzne 110 kV wyposażone w automatykę SPZ 3 fazowe 1 krotne w szczególnych

przypadkach (patrz pkt. 6.1.2) dopuszcza się w liniach 110 kV SPZ 1 i 3 fazowed) Pola łączników szyn, które mogą zastępować pola liniowe należy wyposażyć w układ automatyki

SPZ jak dla pól linii.e) W rozdzielniach o układzie 2W i 3/2W winny być stosowane niezależne przekaźniki SPZ dla

każdego wyłącznika.f) Automatyka SPZ winna być pobudzana przez zabezpieczenia podstawowe.g) Dla skrócenia czasu przerwy beznapięciowej automatyki SPZ układy EAZ pól liniowych oraz

zastępujących je pól łączników szyn rozdzielni 400 i 220 kV winny zapewniać jednoczesne wyłączenie obu końców linii przy wykorzystaniu urządzeń telezabezpieczeń.

h)-W liniach napowietrznych 110kV, w których zabezpieczenia odległościowe pracują z wydłużoną ------1 strefą układ SPZ powinien-skracać zasięg 1—srtrefy zabezpieczenia odległościowego przed

wysłaniem impulsu załączającego wyłącznik, dla uzyskania selektywnego wyłączenia.i) Automatyka SPZ winna być blokowana samoczynnie w przypadku działania zabezpieczenia szyn

lub układu LRW, przy operacyjnym sterowaniu wyłącznikiem i braku gotowości wyłącznika do wykonania cyklu SPZ.

j) Automatyka SPZ powinna być pobudzana przez zabezpieczenia linii 220 kV i 400 kV 1 fazowo (pofazowo).

k) Ze względu na parametry konstrukcyjne linii 220 i 400 kVczas przerwy beznapięciowej SPZ - 1 fazowego powinien się zawierać w granicach 0,5+2,5 s czas przerwy beznapięciowej SPZ - 3 fazowego powinien się zawierać w granicach 0,5+1,5 s.

- dla linii 220 kV i 400 kV czas przerwy beznapięciowej SPZ 3-faz należy nastawiać w zależności od prądu zawarcia 3-fazowego (rozpatrując przypadki zwarcia na obu końcach linii jak niżej

Prąd zwarcia - U [kA]

Czas SPZ —tgp2" dla linii 220 kV [s]

Czas SPZ dla linii 400 kV [sj

l2 <20 tspz=0,5 tspz=0,5

20< lz < 30 tspz=0,6 tspz=0,7

l2> 30 tspz=0,7 tspz=0,8

l) Ze względu na parametry konstrukcyjne linii 110 kVczas przerwy beznapięciowej SPZ - 1 fazowego powinien się zawierać w granicach 0,5+2,5 s czas przerwy beznapięciowej SPZ - 3 fazowego powinien się zawierać w granicach 0,5+1,5 s Dla linii 110 kV czas SPZ powinien tyć uzgodniony z Operatorem Sieci Rozdzielczej. Zaleca się czas o 0,5 s krótszy niż wymagany czas SZR rozdzielni średniego napięcia (wymagany przez Operatora Sieci Rozdzielczej).

m) W liniach 220 i 400 kV winny być stosowane rozwiązania umożliwiające w pierwszej kolejności podanie napięcia na linię z jednej strony i dołączenie drugiej strony jeśli SPZ po stronie pierwszej jest udany (próbny SPZ). Pierwsze załączenie winno być dokonywane w stacji przeciwległej elektrowni lub na wybranym końcu linii nie związanej z elektrownią a dołączenie z czasem dłuższym o 200 ms.

n) W rozdzielniach 2W należy stosować rozwiązanie umożliwiające w pierwszej kolejności SPZ wyłącznika zainstalowanego w pierwszym mostku i dołączanie wyłącznika w mostku drugim, jeśli SPZ pierwszego jest udane z czasem dłuższym o 500 ms (nie dotyczy czasu remontu mostka pierwszego)

o) W rozdzielniach 3/2W należy stosować rozwiązanie umożliwiające SPZ wyłącznika mostka

1* Specyfikacja 2.3 (v.2) 25

skrajnego (1 lub 2) i dołączanie wyłącznika mostka środkowego (3), jeśli SPZ mostka skrajnego jest udane z czasem dłuższym o 500 ms (me dotyczy czasu remontu mostka skrajnego)

p) automatyka SPZ powinna posiadać możliwość zdalnego i lokalnego załączenia i odstawienia

8.2 Automatyka systemowaW zależności od potrzeb systemu w stacjach elektroenergetycznych winna być stosowana:

a) automatyka przeciwkolysaniowo-odciążająca (APKO),b) automatyka przeciwprzepięciowa (APP)

Wymagania oraz funkcje w/w automatyk winny być określone w oparciu o wielowariantowe wyniki analiz systemowych w zależności od występujących w sieci zagrożeń.

9. Zasilanie obwodów wtórnychPodstawowym źródłem zasilania układów obwodów wtórnych są urządzenia potrzeb własnych 220 V

prądu stałego.Funkcje i rozwiązania potrzeb własnych winny być zgodne z opr. pt. „Standardowe wymagania dla

potrzeb własnych w stacjach elektroenergetycznych" PSE S A.a) Źródła i sposóbzasjtania^_ ______ ...

W zależności od organizacji obwodów wtórnych potrzeby własne prądu stałego winny być zasilanew przypadku centralnej organizacji obwodów wtórnych-z dwóch baterii akumulatorów z płynnym elektrolitem i rekombinacją gazów pokrywających pełne zapotrzebowanie stacji z rezerwą bateryjną 5 godzin każda,

- w przypadku rozproszonej organizacji obwodów wtórnych-z dwóch baterii akumulatorów z płynnym elektrolitem i rekombinacją gazów pokrywających zapotrzebowanie odbiorów zlokalizowanych w budynku technologicznym oraz z układów zasilania (prostownik, bateria w technologii AGM i rozdzielnica) zlokalizowanych w kioskach przekaźnikowych pokrywających zapotrzebowanie obsługiwanych pól z rezerwą bateryjną 5 godzin każdy.

Wyposażenie układów zasilania zainstalowanych w kioskach zależy od kategorii stacji'w stacjach odbiorczych należy przyjąć układy zasilania bez wyposażenia w system monitoringu wymagające obsługi konserwacyjnej polegającej na ręcznym sterowaniu rozdzielni 220 kV prądu stałego, oraz ręcznym sterowaniu procesami rozładowania i ładowania baterii. Nadzorowanie i sterowanie pracy buforowej powinno odbywać się automatycznie przez prostownik z kompensacją temperaturową napięcia buforowania.w pozostałych kategoriach stacji należy przyjąć układ zasilania w wariancie ze sterowaniem automatycznym procesów konserwacyjnych baterii zgodnie z założonym programem lub inicjowanych zdalnie.Rozdzielnia winna być wyposażona w sterownik współpracujący z systemem nadzoru wszystkich zasilaczy.

b) Zasilanie odbiorów.Odbiory należy zabezpieczyć wyłącznikami samoczynnymi lub bezpiecznikami z zachowaniem następujących zasad:

wszystkie pola rozdzielni 400 i 220 kV oraz pola transformatorów 110 kV winny mieć obwody sterownicze zasilane bezpośrednio z potrzeb własnych. Obwody sterownicze podstawowe i rezerwowe winny być zasilane z różnych sekcji,obwody sterownicze pozostałych pól 110 kV oraz obwody sygnalizacyjne mogą być zasilane

okrężnie z rezerwowaniem przez sekcjonowanie,obwody przeznaczone dla jednego pola lub jednego urządzenia mogą być zabezpieczane

wyłącznikami samoczynnymi lub bezpiecznikami,obwody zasilające podrozdzielnice instalacji oświetlenia bezpieczeństwa lub obwody okrężne

winny być zabezpieczone bezpiecznikami,odbiory instalacyjne I inne o istotnym poborze mocy powinny być rozłożone na obie sekcje, odpływy winny mieć indywidualną kontrolę doziemienia każdego odpływu, dopuszcza się centralną kontrolę doziemienia w rozdzielnicach zasilaczy kioskowychl\~

Spebyfik^ /, I 26cja 2.3 (v 2)

y

10. BadaniaZakres prób typu powinien obejmować sprawdzenie spełnienia przez urządzenie wymagań- zgodności technologicznej,- zgodności funkcjonalnej.

Zakresy sprawdzeń odnoszące się do odpowiednich urządzeń zabezpieczeniowych oraz pomocniczych (np. telezabezpieczeń) zostały przedstawione w specyfikacjach poświęconych tym urządzeniom

11. DokumentacjaDostawca powinien dostarczyć dokumentację techniczno-ruchową urządzenia w ustalonej

z PSE Operator S A ilości egzemplarzy. Dokumentacja powinna być dostarczona również na CD - ROM wraz z programami do przeglądania i drukowania.Dokumentacja techniczno-ruchowa dostarczonych zabezpieczeń powinna zawierać:

-dokumentację urządzenia - dokumentację oprogramowania.

11.1 Dokumentacja urządzeńWykonawca powinien wraz z zabezpieczeniami dostarczyć ich dokumentacjęTećhnicznó-ruchową w

języku polskim lub języku polskim i angielskim jeżeli zabezpieczenie pochodzi od zagranicznego producenta

Dokumentacja techniczno-ruchowa winna zawierać’a) charakterystykę urządzeniab) ogólną budowę i zasadę działaniac) parametry techniczne urządzeniad) schematy przyłączeń zabezpieczeń lub urządzeń z oznaczeniem zaciskówe) listę sygnałów możliwych do skonfigurowania wejść/wyjść i LED zzabezpieczeńf) instrukcję montażu i eksploatacjig) pełne wymagania techniczne dla urządzenia w zakresie późniejszej eksploatacjih) instrukcję obsługi serwisowej urządzenia w ramach naprawi) katalogi dostarczonych urządzeń.

11.2 Dokumentacja oprogramowania

Dostawca powinien dostarczyć dokumentację oprogramowania użytkowego w tym narzędziowego, serwisowego oraz wszystkie części oprogramowania użytkowego zawarte w specyfikacji PSE Operator S.A w wersji skompilowanej na CD - ROM włącznie z udzieleniem odpowiednich licencji na użytkowanie oprogramowania. Oprogramowanie powinno umożliwiać konfigurację zmiany nastaw i testowania zabezpieczeń

k___') Specyfikacja 2 3 (v.2) i,hs(Jul7

PSE-Operator S.A.

STANDARDOWASPECYFIKACJA FUNKCJONALNA

Stacje elektroenergetyczne

CZĘŚĆ 2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

Załącznik nr 1

Automatyczna regulacja napięcia i mocy biernej ARNE/ARST

10.10.2005 r.

Zakres dokumentuSpecyfikacja funkcjonalna „ARNE/ARST” zawiera ogólne wymagania dla układów automatycznej

regulacji napięcia i mocy biernej ARNE/ARST w stacjach elektroenergetycznych najwyższych napięć. Szczegółowe wymagania dla układów ARNE/ARST zawarte są w „Standardowej specyfikacji układów ARNE/ARST. Wymagania techniczne".

1.

2. Wymagania ogólnea) Stacje systemowe i międzysystemowe oraz stacje odbiorcze powinny być wyposażone

w automatykę regulacji napięcia ARSTb) Stacje przyelektrowniane-systemowe i przyelektrowniane-międzysystemowe powinny być

wyposażone w automatykę regulacji napięcia ARNE/ARST stanowiącą część układu skojarzonego obejmującego stację i elektrownię.

c) Działania automatyki powinny umożliwiać równoległą pracę auto/transformatorów stacji oraz regulację napięcia podłużną i złożoną (jeśli taka jest wymagana).

d) Układ ARST powinien być automatycznym układem regulacji zintegrowanym z SSiN stacji pod względem wymiany informacji, obejmującym odczyt danych o stanie obiektu auto/transformatorów poprzez SSiN.

e) Wizualizacja procesu regulacji realizowanego przez sterownik ARST powinna się odbywać naterminaLachJS.SjN (HMI) w stacji orałw ODMIKDM. __=__ -

f) Łączność układu ARST z ośrodkami dyspozytorskimi w zakresie kanałów sterowania winna być realizowana poprzez kanały komunikacyjne SSiN stacji.

g) Układ ARST musi posiadać możliwość zrealizowania niezależnej komunikacji dla parametryzacji, wizualizacji i serwisu.

h) Struktura układu automatyki ARST i ARNE/ARST w obrębie stacji winna być dostosowana do organizacji obwodów wtórnych.

3. Wymagania stawiane układom ARST

3.1 Wymagania funkcjonalnea) Układ ARST powinien spełniać następujące wymagania-

- sterować regulacją zaczepów transformatora zgodnie z jednym z kryteriów:• zadanej wartości napięcia szyn zbiorczych,• zadanego przepływu mocy biernej przez transformator,• zadanego położenia przełącznika zaczepów,

- posiadać zdolność zadawania parametrów regulacyjnych na stacji- posiadać możliwość zdalnego zadawania wartości regulacyjnych oraz zapewniać wymianę

danych z ODM oraz UO/KDM,- dokładność regulacji napięcia lub mocy biernej nie powinna być mniejsza od 0,5% wartości

zdalnej,- układ powinien blokować proces regulacji po osiągnięciu wartości dopuszczalnych obciążeń

transformatora, skrajnych położeń przełącznika zaczepów oraz dopuszczalnych wartości minimalnych i maksymalnych napięcia na szynach,

- zapewniać utrzymanie równej przekładni pracujących równolegle auto/transformatorów,posiadać układ kontroli przekładni transformatora i przy niezgodności przekładni zwojowej z napięciową blokować regulację.

b) W stacjach, w których zainstalowane są dławiki kompensacyjne układ ARST powinien uwzględniać załączenia lub wyłączenia dławików.

c) Układ ARST powinien posiadać możliwość pracy jako autonomiczny układ regulacji lub jako urządzenie wykonawcze nadrzędnego układu regulacji napięcia i mocy biernej w KSE.

d) Regulacja ARST w stacjach przyelektrownianych powinna odbywać się przy wykorzystaniu regulacji zaczepów transformatorów sprzęgłowych zgodnie z jednym z powyższych kryteriów:

Specyfikacja 2.3. załącznik 1 2

zadanego położenia przełącznika zaczepów lub zadanego przepływu mocy biernej - gdy transformator łączy szyny zbiorcze, do których przyłączone są generatory na obu poziomach napięć,zadanej wartości napięcia szyn lub zadanego przepływu mocy biernej przez transformator - gdy transformator łączy szyny zbiorcze, do których po stronie niższego napięcia nie ma przyłączonych generatorów

e) Układ ARST powinien być przygotowany do pracy w trybie koordynacji procesów regulacji obejmujących kilka sąsiednich węzłów w ramach Systemu Obszarowej Regulacji Napięcia.

3.2 Wymagania technicznea) Zakresy nastawionych parametrów procesów regulacji prowadzonych przez układ ARST winny

mieścić się w podanych granicach:- zakres nastawianych wartości napięć zadanych ± 30% Un- zakres zadanego przepływu mocy biernej ± 100% Sn

zakres blokad przeciążeniowych 100+120% Sn strefa nieczułości napięciowej 0,1 + 10% Un

- strefa nieczułości mocy biernej 0,1 + 1% Snzakresy nastawianych opóźnień regulacji napięcia i mocy biernej:

dla charakterystyki niezależnej -10sek * 99 min• dla charakterystyki zależnej taki kształt charakterystyki aby dla odchyleń napięcia od

wartości zadanej ± 10% Un możliwe było uzyskanie opóźnienia - 10 + 180 sekb) Układ ARST powinien być wyposażony w moduł rejestracji pracy obejmujący informacje

wejściowe oraz wyjściowe sygnały będące wynikiem algorytmu ARST.c) Układ ARST powinien zapewniać możliwość zrealizowania niezależnej komunikacji dla

parametryzacji, wizualizacji i serwisuDo celów komunikacji winny być używane protokoły komunikacyjne zgodne ze standardem IEC 61850, łEC 60870-5-101,104 lub DNP3.0.

4. Wymagania stawiane układom ARNE/ARST4.1 Wymagania funkcjonalne dia układów ARNE/ARST

Zadaniem układu ARST jest określenie wartości zadanych dla układu ARNE elektrowni z uwzględnieniem obszaru dopuszczalnych stanów pracy generatorów i auto/transformatorów.Powinien on spełniać następujące wymagania funkcjonalne:

- Układ regulacji ARST w stacji przyelektrownianej razem z układem regulacji ARNE elektrowni tworzy układ skojarzony ARNE/ARST, który obejmuje następujące elementy regulacji biorące udział w procesie regulacji U i Q w danym węźle wytwórczym• generatory,• auto/transformatory sprzęgłowe,• transformatory blokowe z podobciążeniową regulacją zaczepów (tam gdzie dostępne)

- Regulacja ARST w stacjach przyelektrownianych powinna rozpoczynać się z chwilą osiągnięcia wartości granicznych zakresu regulacyjnego generatorów.

- W przypadku sieci przesyłowej o dużej koncentracji węzłów wytwórczych i stacji odbiorczych, układy regulacji ARNE/ARST poszczególnych węzłów stacyjnych powinny być ze sobą skoordynowane. W takich wypadkach poszczególnym węzłom wytwórczym przypisuje się następujące zadania:a) węzeł wytwórczy, w którym utrzymywana jest zadana wartość napięcia jest węzłem wiodącym,b) węzeł wytwórczy, w którym utrzymywana jest zadana wartość mocy biernej jest węzłem

wspomagającym.- W przypadku stacji międzysystemowych algorytm regulatora ARNE/ARST powinien uwzględnić

w swoim działaniu zasady wymiany mocy biernej pomiędzy współpracującymi systemami.- Automatyka ARNE/ARST w stacjach przyelektrownianych powinna:

Specyfikacja 2 3 załącznik 1 3

a) określać poziomy wartości zadanych dla poszczególnych skoordynowanych układów ARNE/ARST,

b) zapewnić automatyczną wymianę informacji z systemem nadrzędnym w ODM i UO/KDM.Układ ARST powinien posiadać możliwość zdalnego zadawania wartości regulacyjnych oraz zapewnić wymianę danych pomiarowych pomiędzy stacją a układem ARNE w elektrowni.Układ ARNE/ARST powinien zapewnić zapotrzebowanie na moc bierną systemu szyn rozdzielni przez generatory z nim współpracujące, a po wyczerpaniu się możliwości regulacyjnych generatorów przez zmianę przepływu mocy biernej przez auto/transformator sprzęgłowy.

- Układ regulacji ARNE/ARST powinien zapewnić możliwość odstawienia z regulacji generatorów samoczynnie lub ręcznie. Samoczynne odstawienie regulacji generatora z układu powinno następować w przypadkach:• wyłączenia generatora z sieci,• przełączenia generatora do pracy z ręczną regulacją wzbudzenia,• nieprawidłowej sygnalizacji odwzorowania stanu położenia łączników w polu generatora,• zaniku napięcia zasilającego układ regulacji grupowej.

- Układ regulacji ARNE/ARST powinien blokować tory regulacji, w których nastąpiło uszkodzenie torów pomiarowych: mocy czynnej lub biernej, pomiar napięć, pomiar prądów.Układ powinien zapewnić wizualizację lokalną i zdalną stanów pracy generatorów i auto/transformaforów-włączonych do regulacji. -

4.2 Wymagania techniczne układów ARNE/ARST

Układy regulacji węzłów wytwórczych ARNE/ARST powinny spełniać następujące wymagania techniczne:

- zakres nastawianych wartości napięć zadanych ± 30% Un,- zakres zadanego przepływu mocy biernej ± 100% Sn,- statyzm charakterystyki regulacji napięcia (au) 0 + 3%,- strefa nieczułości napięciowej 0,1 + 1% Un,- strefa nieczułości mocy biernej 0,1 + 1% Sn,- uwzględniać ograniczenia obszaru mocy biernej regulacji napięcia wynikające z parametrów

technicznych generatora,- błąd regulacji napięcia powinien być mniejszy od 0,5 %,- zakres strefy nieczułości regulacji auto/transformatora 0,5 + 5%

Regulacja przekładni auto/transformatorów powinna się odbywać w obszarze dopuszczalnych wartości prądów i napięć. Przekroczenie tego obszaru powinno spowodować zablokowanie działania układu regulacji

5. Wymagania w zakresie oprogramowania układów ARST

a) Oprogramowanie algorytmu układu ARST powinno być opracowane zgodnie z normą IEC 61131-3z wykorzystaniem graficznych języków programowania.

b) Oprogramowanie winno posiadać następujące cechy:- możliwość dostosowania programu działania do aktualnych wymagań wynikających

ze sposobu prowadzenia ruchu w KSE w tym automatycznej, obszarowej regulacji napięcia i mocy biernej,

- zmiany konfiguracji, parametrów i możliwość testowania wykonywane off-line, bez ingerencji w aktualnie wykonywany program,

- nadawanie poziomów uprawnień do zmiany parametrów regulacji i rekonfiguracji urządzenia,- implementacja protokołów wymiany danych pomiędzy urządzeniami zewnętrznymi dla ARST

oparta o certyfikowane konwertery protokołów będące w dostępnej ofercie na rynku.

Specyfikacja 2.3. załącznik 1 4

PSE-Operator S.A.

STANDARDOWASPECYFIKACJA FUNKCJONALNA

Stacje elektroenergetyczne

CZĘŚĆ 2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

Załącznik nr 2

Pomiary

10.10.2005 r.

1. Zakres dokumentacjiStandardowa specyfikacja funkcjonalna „Pomiary" zawiera podstawowe wymagania dla pomiarów

podstawowych wielkości elektrycznych i układów pomiaru energii.

2. Pomiary podstawowych wielkości elektrycznych

2.1 Wymagania ogólnea) We wszystkich stacjach elektroenergetycznych PSE SA wymagane są następujące pomiary podstawowych

wielkości elektrycznych'- napięć,- prądów,- mocy czynnej,- mocy biernej,- częstotliwości.

b) Pomiary należy realizować za pomocą przyrządów wskazówkowych lokalizowanych na panelach sterowania rezerwowego.

c) Należy stosować przyrządy pomiarowe włączone bezpośrednio do rdzeni i uzwojeń przekładników prądowych i napięciowych, nie wymagające zasilania napięciem pomocniczym

d) Przyrządy winny być wyskalowane w jednostkach odpowiadających wartościom mierzonym po stronie pierwotnej przekładników.

2.2 Pomiary wymagane w stacjach elektroenergetycznychPoszczególne pola rozdzielni NN i WN należy wyposażyć w następujące pomiary:

a) Pola linii, auto/transformatorów i łączników szyn'- pomiar prądu w fazie L2 w A lub kA,- pomiar mocy czynnej w MW,- pomiar mocy biernej w Mvar,- pomiar napięć fazowych i międzyprzewodowych w kV,

b) Pola pomiaru napięcia szyn zbiorczych.- pomiar napięć fazowych i międzyprzewodowych w kV,- pomiar częstotliwości w Hz

2.3 Wymagania technicznea) Przyrządy pomiarowe stosowane na stacjach elektroenergetycznych PSE Operator S.A. winny

spełniać wymagania klasy dokładności 1.b) Zakresy pomiarowe przyrządów winny uwzględniać możliwość przeciążenia elementów sieci.

- amperomierze powinny posiadać skalę przeciążeniową w zakresie 0-2 Jn,- watomierze powinny posiadać skalę odpowiednią do napięć znamionowych rozdzielni

• dla rozdzielni 110 kV - 0+1 50 kV• dla rozdzielni 220 kV - 0+300 kV• dla rozdzielni 400 kV - 0+500 kV

- woltomierz winien posiadać wbudowany przełącznik wyboru napięcia mierzonego- watomierze powinny posiadać skalę z zerem pośrodku i zakres w obu kierunkach wynikający

z przekładni przekładników prądowych i napięciowych- waromierze powinny posiadać skalę z zerem pośrodku i zakres mocy biernej pojemnościowej

i indukcyjnej równej połowie zakresu watomierza- częstościomierze powinny posiadać skalę o zakresie 48+52 Hz

Specyfikacja 2.3. załącznik 2 2

3. Pomiary energii elektrycznej 3.1 Wymagania ogólne

a) Sieć przesyłowa oraz urządzenia instalacyjne i sieci podmiotów przyłączonych sieci zamkniętej powinny być wyposażone w układy pomiarowe realizujące funkcje pomiaru energii czynnej i biernej w dwóch kierunkach.

b) W sieci przesyłowej instaluje się dwa rodzaje układów pomiarowych.- pomiarowo-rozliczeniowe i bilansowo-kontrolne

c) Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej powinny być zainstalowane w następujących miejscach- po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych

elektrowni,- po str. 110 kV transformatorów NN/110kV stanowiących miejsce przyłączenia innych

podmiotów,- po stronie górnego napięcia transformatorów lub w polach liniowych o napięciu znamionowym

110 kV i wyższym stanowiącym miejsca przyłączenia odbiorców końcowych,- w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym linii stanowiących połączenie

KSE z systemami elektroenergetycznymi sąsiednich krajów,- w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV linii stanowiących połączenia pomiędzy

sieciami operatorów sieci dystrybucyjnychd) Układy pomiarowe bilansowo-kontrolne powinny być zainstalowane w polach transformatorowych,

sprzęgłowych i liniowych o napięciach znamionowych 400, 200 i 110 kV, w sposób który umożliwia bilansowanie obiektów i obszarów sieci w podziale na poszczególne poziomy napięć.

e) Rozwiązania techniczne dla poszczególnych układów pomiarowych uzależnia się od wielkości mocy znamionowej przyłączanego urządzenia, instalacji lub sieci i dzieli się na 3 kategorie- kategoria 1 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia większej

lub równej 30 MVA,- kategoria 2 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia zawartej

w przedziale od 1 MVA do 30 MVA,- kategoria 3 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia mniejszej

niż 1 MVA.

3.2 Wymagania technicznea) Dla układów pomiarowych kategorii 1, ustala się następujące wymagania:

- przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności 0,2 służące do pomiaru energii elektrycznej,

- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę dokładności s 0,2 dla energii czynnej i 1 dla energii biernej,

- przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę < 0,5,

- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności s 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,

- liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami automatycznej rejestracji danych

b) Dla układów pomiarowych kategorii 2, ustala się następujące wymagania- przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności nie < 0,5,- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę

dokładności < 0,5 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych bilansowo-kontrolnych powinny mieć

klasę dokładności £ 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,- liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemem automatycznej

rejestracji danych.

Specyfikacja 2 3. załącznik 2 3

c) Dla układów pomiarowych kategorii 3, ustala się następujące wymagania:- przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności < 0,5,- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę

dokładności < 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,- liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych bilansowo-kontrolnych powinny mieć

klasę dokładności ^ 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,- liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemem automatycznej

rejestracji danych.d) Dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej kategorii 1 i 2 wymagane są dwa

układy pomiarowe, układ pomiaru podstawowego i układ pomiaru rezerwowego.e) Układ pomiaru rezerwowego powinien spełniać kryterium równoważności z układem

podstawowym.Układ pomiarowo - rozliczeniowy rezerwowy jest określony jako równoważny jeśli:- dla kategorii 1 - liczniki energii elektrycznej w podstawowym i rezerwowym układzie pomiarowo

- rozliczeniowym są zasilane z oddzielnych rdzeni/uzwojeń przekładników zainstalowanych w tym samym polu oraz układy pomiarowo - rozliczeniowe podstawowy i rezerwowy spełniają wymagania techniczne określone w pkt a),

- dla kategorii 2 - układy pomiarowo - rozliczeniowe podstawowy i rezerwowy spełniają wymagania techniczne określone w pkt b)

f) Obciążenie przekładników prądowych i napięciowych w układach pomiarowo-rozliczeniowych i pomiarach bilansowo - kontrolnych nie powinno przekraczać wartości znamionowych oraz nie powinno być niższe od 25% mocy znamionowej przekładnika.Dla spełnienia powyższych wymagań dopuszcza się dociążenie obwodów prądowych i napięciowych rezystorami.

g) Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu przekładników prądowych w układach pomiarowo- rozliczeniowych nie powinien przekraczać 5.

h) liczniki stosowane w układach pomiarowych powinny być legalizowane i zaplombowane przez Główny Urząd Miar (GUM).

-iii.

3.3 Rejestracja danych z układów pomiaru energiiUkłady pomiaru energii winny być wyposażone w system automatycznej rejestracji danych pomiarowych:

a) Systemy automatycznej rejestracji danych powinny spełniać następujące funkcję:- zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach integracji od 15 do

60 minut,- umożliwiać rejestrację energii elektrycznej z podziałem na strefy, doby i sezony,- zapewniać automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych,- zapewnić przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy niż 45 dni, przy

okresie integracji 60 minut,- umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy transmisyjnych.

b) Systemy automatycznej rejestracji danych powinny zapewniać możliwość podłączenia:- co najmniej jednego kanału transmisji danych w przypadku rejestrowania danych z układów

pomiarowych bilansowo-kontrolnych,- co najmniej dwóch kanałów transmisji danych w przypadku rejestrowania danych z układów

pomiarowo-rozliczeniowych,c) Niezależnie od systemu automatycznej rejestracji danych, stany liczników powinny być

rejestrowane również w SSiN.

Specyfikacja 2.3. załącznik 2 4

PSE-Operator S.A.

STANDARDOWASPECYFIKACJA FUNKCJONALNA

CZĘŚĆ 2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

Załącznik nr 3

Obwody wtórne przekładników pomiarowych

10.10.2005 r.

Zakres dokumentuSpecyfikacja funkcjonalna „Obwody wtórne przekładników pomiarowych" zawiera ogólne wymagania dla

przekładników prądowych i napięciowych instalowanych w stacjach elektroenergetycznych PSE S.A., z punktu widzenia układów pomiarowych i EAZ.

1.

2. Przekładniki prądowe 2.1 Wymagania układowe obwodów prądowych

Oddzielne rdzenie należy stosować- dla każdego układu rozliczeniowych pomiarów energii- dla zabezpieczenia szyn i lokalnej rezerwy wyłącznikowej- dla każdego zabezpieczenia podstawowego- rozliczeniowe układy pomiarów energii należy instalować w polach wg opisu załącznik 2

2.2 Wymagana ilość rdzeni2 2.1 W polach rozdzielni 400 kV, 220 kV i 110 kV powinny być stosowane przekładniki prądowe

posiadające 5 rdzeni o następującym przeznaczeniu:- 1 rdzeń do pomiarów energii- 1 rdzeń do pomiarów energii i pomiarów elektrycznych- 3 rdzenie do zabezpieczeń

2.2 2 W polach rozdzielni w układzie 2W, czworobok, 3/2W i 2S+SO z rozliczeniowym pomiarem energii należy stosować dodatkowe przekładniki prądowe w odejściu.

2.2.3 Auto/transformatory:Auto/transformatory powinny być wyposażone w następujące przekładniki prądowe:

a) w przepustach strony górnego i dolnego napięcia (do wykorzystania w obwodach pomiarów EAZ conajmniej)- 1 rdzeń do pomiarów- 2 rdzenie do zabezpieczeń

b) w przepustach strony SN- 2 rdzenie do zabezpieczeń

c) w punkcie „N" należy stosować przekładnik prądowy wyposażony w 2 rdzenie do zabezpieczeńWymagania dotyczące przekładników w przepustach auto/transformatorów podane są

w specyfikacjach wymienionych w pkt 3.3 poz. 43, 44, 45.

2.2.4 Pola SN zasilające transformatory potrzeb własnych posiadające wyłącznik powinny być wyposażone w przekładnik prądowy posiadający dwa rdzenie do zabezpieczeń.

■s*

2.3 Wymagane znamionowe parametry rdzeni- moc znamionowa winna być większa od obciążenia aparaturą powiększonego o stratę mocy

w przewodach- moc obciążenia w układach pomiarów energii powinna wynosić 25%+100% mocy znamionowej- znamionowy prąd wtórny powinien wynosić 1A- poszczególne rdzenie powinny mieć następujące parametry:

a) rdzeń do pomiarów energii- moc znamionowa 5 VA- klasa dokładności 0,2- współczynnik ochrony przyrządów FS5

b) rdzeń do pomiarów energii i pomiarów elektrycznychmoc znamionowa 10 VAklasa dokładności 0,2współczynnik ochrony przyrządów FS5

Specyfikacja 2.3. załącznik 3 2

c) rdzeń do zabezpieczeńmoc znamionowa 45 VAklasa dokładności 5Pwspółczynnik graniczny dokładności 20

3. Przekładniki napięciowe

3.1 Wymagania układowe obwodów napięciowych- W stacjach elektroenergetycznych NN i WN mogą być stosowane przekładniki napięciowe

indukcyjne i pojemnościowe.- Zabezpieczenia podstawowe powinny być zasilane z oddzielnych uzwojeń.- Zabezpieczenia obwodów napięciowych powinny być instalowane w skrzynkach zewnętrznych

zlokalizowanych na konstrukcji przekładnika- W przypadku gdy przekładniki napięciowe wyposażone są w bezpieczniki w uzwojeniach,

producent powinien dostarczyć układ sygnalizacji przepalenia bezpiecznika- Dopuszcza się aby uzwojenia do pomiarów energii były dociążone przez zewnętrzny rezystor

zlokalizowany w skrzynce zabezpieczeń obwodów napięciowych- W polach linii wyposażonych w łącza w.cz. winny być stosowane przekładniki napięciowe

pojemnościowe d!a_ realizacji sprzężenia _z limą lub przekładniki napięciowe indukcyjne i kondensatory sprzęgające.

- W obwodach otwartego trójkąta należy instalować wyłącznik samoczynny z sygnalizacją zadziałania.

3.2 Wymagana ilość uzwojeń wtórnych3 2.1 W rozdzielni 400kV, 220 kV i 110 kV powinny być stosowane przekładniki napięciowe

o następującym przeznaczeniu uzwojeń wtórnych:Ze względu na standaryzację we wszystkich polach należy stosować przekładniki o 4-ch uzwojeniach

- 1 uzwojenie do pomiarów energii- 1 uzwojenie do pomiarów i zabezpieczeń- 1 uzwojenie do zabezpieczeń- 1 uzwojenie otwartego trójkąta(3Uo)

3 2 2 Pola SN auto/transformatorówPnzekładnik napięciowy SN zewnętrzny chroniący uzwojenie trzecie auto/transformatorów zasilających

potrzeby własne od doziemień (3Uo)a) przekładnik 1 fazowy w punkcie „N" uzwojenia trzeciego albo w punkcie „N" transformatora

potrzeb własnych (tylko przy zasilaniu bez aparatury SN),- 1 uzwojenie do zabezpieczeń

b) przekładnik w polu SN jeśli trzecie uzwojenie auto/transformatora jest połączone w trójkąt- 1 uzwojenie do pomiarów- 1 uzwojenie otwartego trójkąta (3Uo)

Przekładnik nie może być odłączony w czasie pracy auto/transformatora.

3.3 Wymagane znamionowe parametry uzwojeń wtórnych- moc znamionowa uzwojeń powinna być dostosowana do mocy obciążenia aparaturą- moc obciążenia w układach pomiarów energii powinna wynosić 25%-M 00% mocy znamionowej

przekładnika.

- napięcie znamionowe uzwojeń pomiarowych powinno wynosić finapięcie znamionowe uzwojeń do połączeń trzech faz w otwarty trójkąt dla pomiaru 3U0

powinno wynosić

Specyfikacja 2.3. załącznik 3 3

- poszczególne uzwojenia powinny mieć następujące parametry.

a) przekładniki indukcyjne• uzwojenie do rozliczeniowych pomiarów energii

- moc znamionowa 5 VA- klasa dokładności 0,2

• uzwojenie do pomiarów i zabezpieczeń- moc znamionowa 10 VA- klasa dokładności 0,2 i 3P

• uzwojenie do zabezpieczeń- moc znamionowa 50 VA- klasa dokładności 3P

• uzwojenie napięcia resztkowego- moc znamionowa 25 \/A- klasa dokładności 3P

b) przekładniki pojemnościowe• uzwojenie do rozliczeniowych pomiarów energii

—------=— moc znamionowa 1-0-A/A----- ----------- klasa dokładności 0,2

• uzwojenie do pomiarów i zabezpieczeń- moc znamionowa 15 \/A- klasa dokładności 0,2 i 3P

• uzwojenie do zabezpieczeń- moc znamionowa 50 VA- klasa dokładności 3P

• uzwojenie otwartego trójkąta- moc znamionowa 25 \/A- klasa dokładności 3P

Specyfikacja 2.3. załącznik 3 4

PSE-Operator S.A.

STANDARDOWASPECYFIKACJA FUNKCJONALNA

Stacje elektroenergetyczne

CZĘŚĆ 2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

Załącznik nr 4

Ogólnostacyjne układy pomocnicze

10.10.2005 r.

Zakres opracowaniaSpecyfikacja funkcjonalna „Ogólnostacyjne układy pomocnicze” zawiera wymagania funkcjonalne

dla instalowanych na stacjach urządzeń pomocniczych ułatwiających prowadzenie ruchu lub analizę zakłóceń.

System rejestracji zakłóceń

2.1 Wymagania ogólne

2.1.1 Niezależnie od funkcji rejestracji zakłóceń, w którą wyposażone są zabezpieczenia stacje powinny posiadać niezależny system rejestracji zakłóceń.System rejestracji zakłóceń powinien dokonywać cyfrowego zapisu sygnałów pomiarowych analogowych i dwustanowych występujących w stacjach elektroenergetycznych w celu ich późniejszej analizy przy pomocy odpowiednich programów.Struktura systemu winna być modułowa a organizacja dostosowana do organizacji obwodów wtórnych (centralna lub rozproszona).

2.1.2 Cyfrowy system rejestracji zakłóceń powinien składać się z dwóch wzajemnie dopełniających się części:

• cyfrowego rejestratora zakłóceń zainstalowanego na stacji• programu do zbierania i analizy danych pochodzących z rejestratorów

2.1.3 W każdym polu rozdzielni powinny być rejestrowane• przebieg prądów w trzech fazach,• przebieg prądu 3lo,• przebieg napięć w trzech fazach,• przebieg napięcia 3Uo,• zadziałanie zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych,• pobudzenie zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych,• blokowanie zabezpieczeń od kołysań mocy,• zadziałanie automatyki SPZ,• sygnały telezabezpieczeń (nadawanie i odbiór),• stan położenia wyłączników,• pobudzenie lokalnej rezerwy wyłącznikowej,• wyłączenie od lokalnej rezerwy wyłącznikowej i zabezpieczenia szyn,• zadziałanie automatyki systemowej.

2.1.4 System rejestracji zakłóceń powinien rejestrować:- przy zakłóceniu w polu odpływowym lub łącznika szyn, przebiegi zmienne i towarzyszące im

zdarzenia występujące w polach rozdzielni, w której polu nastąpiło zakłócenie,- przy zakłóceniu w polu auto/transformatora przebiegi zmienne i zdarzenia towarzyszące w

polach obydwu sprzęganych przez ten auto/transformator rozdzielni.2.1.5 System rejestracji zakłóceń winien umożliwiać przedstawienie przebiegów zmiennych oraz

towarzyszących mu zdarzeń w czasie rzeczywistym w formie graficznej umożliwiającej interpretacje przebiegu zakłóceń.

2.1.6 System rejestracji zakłóceń winien być dostępny na stacji w podsystemie nadzoru zabezpieczeń oraz za pośrednictwem łącza w centrum nadzoru EAZ.

1.

2.2. Cyfrowy rejestrator zakłóceń.Szczegółowe wymagania techniczne dla rejestratorów zakłóceń zawarte są w Specyfikacji Technicznej wymienionej w pkt 3.3 poz. 192.2.1 Wymagania funkcjonalne

Cyfrowy rejestrator zakłóceń powinien być urządzeniem mikroprocesorowym, dokonującym cyfrowego zapisu sygnałów pomiarowych analogowych i dwustanowych. Powinien on zapisywać dane występujące przed, w czasie trwania i po zakłóceniu przez czas nastawiany w zakresie 0,1 do 20 sekund z możliwością podziału czasu rejestracji przed i po pobudzeniu rejestratora.

Specyfikacja 2.3. załącznik 4 2

- Rejestrator powinien być zdolny do rejestrowania równocześnie wszystkich sygnałów analogowych oraz dwustanowych wchodzących w skład jednej rozdzielni stacji elektroenergetycznej Wymaganie to może być spełnione przez wykorzystanie jednej lub wielu jednostek (modułów) zbierających pomiary, jednak w przypadku konstrukcji wielomodułowej należy zapewnić możliwość• jednoczesnego próbkowania wszystkich kanałów systemu• wspólnego pokazywania przebiegów pochodzących z takiego wielomodułowego systemu

w programie analizującym- jako kryterium pobudzenia rejestratora powinny być zapewnione co najmniej

• zmiana stanu wejścia binarnego• zmiana amplitudy wejścia analogowego• szybkość zmiany wejść analogowych dU/dt, dl/dt, df/dt

- zapisy powinny być archiwizowane dla późniejszej analizy. Powinna być dostępność, co najmniej 50 zapisów. Wykorzystanie 80% pojemności powinno być sygnalizowane

2.2.2 Wymagania techniczne

- Wejścia analogowe powinny umożliwiać pomiar sygnałów pochodzących z:• przekładmkównapfęclowych,• przekładników prądowych,• baterii stacyjnych,• napięć z potrzeb własnych 0 4kV

- Dokładność torów analogowych rejestratora (liczona od jego zacisków do zapisanych w pamięci wartości cyfrowych), powinna wynosić +/-0 5 % pełnego zakresu pomiarowego kanału dla zakresu częstotliwości od 0 do 1/10 częstotliwości próbkowania.

- Przesunięcie kątowe pomiędzy dowolnymi dwoma kanałami systemu rejestracji dla częstotliwości 50Hz nie powinno być większe od 0 75°

- Kanały analogowe używane do mierzenia prądów powinny charakteryzować się:• obciążalnością długotrwałą - o wartości 200 % nominalnej wartości prądu,• obciążalnością 1 minutową- o wartość 500 % nominalnej wartości prądu,• obciążalnością 1 sekundową- o wartość nie mniejszej niż 20x nominalna wartość prądu,• zdolnością do dokładnego przenoszenia prądów o wartości nie mniejszej niż 20 x nominalna

wartość prądu- W przypadku wykorzystywania konwerterów o wyjściach 4-20 mA, skalowanie wejść rejestratora

powinno zapewnić odczyt wartości 0 dla prądu o wartości 4mA oraz odczyt wartości maksymalnej dla zakresu przy pomiarze 20 mA.

- Kanały analogowe używane do pomiaru napięć, powinny być zaprojektowane na zakres pomiarowy co najmniej 200 V wartości skutecznej. Impedancja w stanie normalnym powinna wynosić minimum 10 kiloomów, a obciążenie nie powinno przekraczać 10 VA przy 200 V

- Kanały analogowe używane do pomiarów napięć stałych, powinny posiadać zakresy pomiarowe nie mniejsze niż +/- 300 V. Impedancja wejściowa nie powinna być niższa niż 10 kiloomów.

- Kanały dwustanowe powinny posiadać wejścia przystosowane do napięcia pomocniczego 220 V DC

- Rejestrator powinien mieć wyjścia przekaźnikowe, izolowane typu „C", przewidziane do sygnalizowania stanów alarmowych.

- Podstawowym zasilaniem rejestratora powinno być napięcie 220 VDC lub 220 VAC pochodzące z baterii stacyjnej lub falownika zasilanego z tej baterii

- Rejestrator powinien być przystosowany do korzystania z zasilania pochodzącego z dwóch baterii stacyjnych oraz prowadzenia rejestracji, jak i sygnalizacji swojego stanu jednym z dwóch aktualnie wykorzystywanych przez siebie napięć

Specyfikacja 2.3 załącznik 4 3

- Zegar wewnętrzny rejestratora powinien być oparty o rezonator kwarcowy korygowany co 1 s przez zewnętrzny sygnał synchronizujący, W przypadku braku zewnętrznej synchronizacji, rejestrator powinien odmierzać czas z dokładnością wewnętrznego oscylatora kwarcowego, którego stabilność powinna nie być gorsza od 2 x 10'5 (20PPM).

2.2.3 Program do analizy danych

- Dostawca systemu rejestracji powinien dostarczyć program do zbierania i analizy zarejestrowanych danych

- Oprogramowanie do analizy powinno zapewnić transmisję danych z rejestratora w dwu trybach ręcznie (na żądanie obsługi) albo automatycznie.

- Program powinien umożliwić wyeksportowanie danych z rejestratorów do formatu COMTRADE- Program powinien umożliwić import danych z innych rejestratorów w formacie COMTRADE

(np.rejestratorów zdarzeń w SSiN).- Program do analizy powinien być w stanie zainicjować i odebrać wyniki kompletnego testu

rejestratora, umożliwiającego zdalne określenie czy pracuje on poprawnie i czy jest gotowy do rejestrowania danych zakłóceniowych

3. Lokalizacja miejsca uszkodzenia ___ _ ___Niezależnie od funkcji lokalizacji miejsca zwarcia (impedancyjnej), w którą wyposażone są

zabezpieczenia odległościowe, na stacji mogą być zainstalowane niezależne lokalizatory miejsca uszkodzenia w sieci' impedancyjne, impulsowe lub falowe. Decyzję o zainstalowaniu niezależnych lokalizatorów miejsca uszkodzenia podejmie PSE-Operator na etapie opracowywania dokumentacji projektowej.

a) niezależne lokalizatory winny pełnić rolę dynamicznej lokalizacji miejsca zwarcia w czasie jego trwania oraz statycznej lokalizacji miejsca uszkodzenia (przerwy lub zwarcia linii) po wyłączeniu uszkodzonej linii;

b) jeżeli lokalizator uszkodzeń wymaga zastosowania sprzężenia pojemnościowego z linią należy zainstalować w polu linii kondensatory sprzęgające lub wykorzystać przekładniki napięciowe pojemnościowe jeżeli są zastosowane do sprzężenia łączy w.cz.

c) lokalizatory uszkodzeń powinny być pobudzone od sygnałów pobudzenia zabezpieczeń działających ze zwłoką lub od impulsu wyłączającego z zabezpieczeń działających bezzwłocznie podczas zwarć,

d) dokładność lokalizacji miejsca zwarcia winna wynosić 0,5% długości linii, przy zwarciu metalicznym,

e) odczyt i pobudzenie lokalizatora powinno być możliwe w miejscu zainstalowania oraz w Centrum prowadzenia ruchu KO/KDM, ODM,

f) lokalizator powinien posiadać wyprowadzone na listwę zaciskową wolnopotencjałowe zestyki do sygnalizacji:- zapełnienia pamięci rejestratora zdarzeń- nieprawidłowej pracy lokalizatora obejmujący uszkodzenia wewnętrzne lub zanik napięcia

zasilającegog) producent lokalizatora winien dostarczyć program obsługi systemu lokalizacji umożliwiający:

- przeprowadzenie pomiarów na wyłączonej linii w celu określenia miejsca uszkodzenia,- przeprowadzenie pomiarów automatycznych polegających na odczycie i analizie danych

zarejestrowanych po pobudzeniu przez zabezpieczenia linii,- obliczenie odległości do miejsca uszkodzenia- wizualizację wszystkich pomiarów wykonanych w cyklu ręcznym i automatycznym- archiwizację wyników pomiarów- wydruk na życzenie obsługi wyników lokalizacji uszkodzenia

Specyfikacja 2.3. załącznik 4 4

4. Synchronizacja i kontrola synchronizmu

4.1 Wymagania ogólne

w celu zapewnienia bezpiecznej dla systemu elektroenergetycznego operacji załączenia wyłącznika, każda rozdzielnia winna być wyposażona w układ kontroli synchronizmu lub układ synchronizacji

- układ kontroli synchronizmu i synchronizacji powinny wykorzystywać do kontroli synchronizmu napięcia fazowe z przekładmków napięciowych na szynach zbiorczych i we własnym polu Uzwojenia tych przekładników powinny być połączone w gwiazdę z uziemionych puntem N

- w stacjach przyelektrowmanych dopuszcza się kontrolę synchronizmu napięć międzyprzewodowych UL1, L2 z uziemioną fazą L2 jeśli taki system został przyjęty w elektrowni a do synchronizacji bloków przesyła się bezpośrednie napięcia z przekładników napięciowych

- rozwiązanie obwodów kontroli synchronizmu winno wykluczyć możliwość równoległej pracy uzwojeń wtórnych przekładników napięciowych,układy synchronizacji i kontroli synchronizmu powinny mieć możliwość nastawienia czasu granicznego, w którym oczekiwane jest spełnienie warunków synchronizmu i załączenie wyłącznika Po przekroczeniu tego czasu układ winien przekazać do SSiN sygnał o nieudanej synchronizacji,

4.1.1 Układy synchronizacjia) rozdzielnie międzysystemowe i przyelektrowniane należy wyposażyć w niezależny układ

synchronizacji automatycznej,b) w rozdzielniach przyelektrowmanych rozwiązanie układu synchronizacji należy uzgodnić

z elektrowniąc) układ synchronizacji w rozdzielni przyelektrownianej powinien posiadać wyjścia do przesyłania

następujących rozkazów do układu regulacji bloków:- napięcie wyżej- napięcie niżej- częstotliwość wyżej- częstotliwość niżej

d) w stacjach międzysystemowych sygnały regulacyjne z układu synchronizacji powinny być przekazywane przez SSiN do centrum sterowania i nadzoru,

e) układ synchronizacji z synchronizatorem winien umożliwiać wybór wymaganej ilości grup nastaw parametrów synchronizacji z SSiN oraz panelu sterowania rezerwowego,

f) w stacjach, w których występują linie wymiany międzynarodowej winny być instalowane urządzenia do wizualizacji i analizy przebiegu synchronizacji,

g) proces synchronizacji winien być wizualizowany w systemie SSiN

4.1.2 Układy kontroli synchronizmua) W pozostałych rozdzielniach do kontroli synchronizmu należy wykorzystywać funkcję kontroli

synchronizmu i obecności napięcia w zabezpieczeniach odległościowych, w przekaźniku SPZ, lub w sterowniku polowym SSiN.

b) Układy kontroli synchronizmu powinny być wykorzystywane do załączenia wyłączników linii przesyłowych w cyklu automatyki SPZ 3 fazowego.

4.2 Wymagania techniczneDo synchronizacji powinny być używane mikroprocesorowe synchronizatory instalowane jako

oddzielne urządzenie dedykowane dla każdej rozdzielni.Poniżej przedstawiono podstawowe wymagania techniczne dla niezależnych synchronizatorów przeznaczonych dla rozdzielni przyelektrowmanych i międzysystemowychWymagania techniczne dla funkcji kontroli synchronizmu zawarte są w specyfikacjach technicznych zabezpieczeń odległościowych i przekaźników SPZ (pkt 3 3 poz 8, 11, 12)

Specyfikacja 2.3 załącznik 4 5

Synchronizator powinien spełniać następujące wymagania techniczne-- znamionowe napięcie pomiarowe-100/-\/3 V {100 V)

- zakres napięć nastawiony skokowo co 1V- 40 * 130 V

- różnica napięć A U nastawiona skokowo co 0,1 V - 0 + 30 V

- różnica częstotliwości a f nastawiana skokowo co 0,01 - Hz - 0 + 1 Hz

- czas wyprzedzenia impulsu załączającego nastawiany co 10 ms - 0 * 500 ms- dopuszczalny kąt przesunięcia fazowego nastawiany co 1° - 0 + 45°- czas trwania sygnału na załączenie wyłącznika mocy - 500 ms- dokładność pomiaru napięcia s 3% nastawionej wartości- dokładność pomiaru częstotliwości - s 10 mHz- dokładność załączania -2 3°

Synchronizator powinien być w obudowie modułowej przystosowanej do montażu w systemie 19". Synchronizator winien posiadać wyprowadzenie na listwę zaciskową następujące sygnały:

- zestyk wyjściowy (mocy) załączenia wyłącznika- zestyki rozkazowe:

• napięcie wyżej• napięcie niżej• częstotliwość wyżej• częstotliwość niżej

- zestyki sygnalizacyjne:• start synchronizatora• synchronizator zablokowany• uszkodzenie wewnętrzne

Ponadto synchronizator powinien posiadać wejścia impulsowe• start synchronizatora• stop synchronizatora

Synchronizator powinien posiadać możliwość zapisania w pamięci i uruchomienia przez wejście impulsowe minimum 5 grup nastaw.

5. Sygnalizacja ogólna

5.1 Rezerwowa sygnalizacja awaryjnaStacje elektroenergetyczne o rozproszonej organizacji obwodów wtórnych należy wyposażyć

w rezerwowy układ sygnalizacji awaryjnej umożliwiający identyfikację miejsca powstania sygnałów alarmowych.

Sygnalizacja ogólna powinna być wyposażona w:a) sygnały akustyczne „Awaryjne wyłączenie" i „Alarm",b) sygnały optyczne umożliwiające zlokalizowanie miejsca wystąpienia uszkodzenia generującego

„Alarm" na terenie stacji. Wskazanie miejsca uszkodzenia winno umożliwić obsłudze identyfikacje uszkodzenia na podstawie zlokalizowanych tam sygnalizatorów indywidualnych tj. określić: budynek, kiosk, pomieszczenie z uwzględnieniem każdej rozdzielni, transformator, instalacja na terenie stacji,

c) sygnały optyczne wskazujące pole, w którym wystąpiło awaryjne wyłączenie generujące sygnał „Awaryjne wyłączenie", „Alarm”,

Specyfikacja 2.3 załącznik 4 6

d) sygnały optyczne z instalacji przeciwpożarowej i instalacji ochrony środowiska na terenie stacji, do których należą m. in.:• uruchomienie instalacji gaśniczej każdego (auto)transformatora,• awaria pomp przeciwpożarowych,• minimalny i maksymalny poziom w zbiorniku ppoż ,• uszkodzenie pompowni ppoż.,• alarm zaworów ciśnieniowych instalacji ppoż.,• przekroczenie oleju w separatorze dla każdego separatora,• uszkodzenie instalacji separatora dla każdego separatora,• przekroczenie poziomu alarmowego w przepompowni ścieków,• przekroczenie poziomu alarmowego w oczyszczalni ścieków,• przepompownia wody deszczowej alarm zbiorczy;

e) sygnały akustyczne winny być kasowane przyciskiem, sygnały optyczne po likwidacji uszkodzenia,f) sygnały akustyczne winny być odstawione jeśli na stacji nie ma obsługi.

5.2 Wymagania techniczne

- układ sygnalizacji winien być zlokalizowany w budynku technologicznym w pomieszczeniu obsługi w szafie lub kasecie w miejscu widocznym po wejściu do pomieszczenia.układu sygnalizacji centralnej winien być zasilany z potrzeb własnych prądu stałego 220 V

- powinien posiadać urządzenia do sygnalizacji akustycznej• „Awaryjne wyłączenie" - syrena• „Alarm” - dzwonek

- sygnały optyczne w postaci lampek sygnalizacyjnych z diodami świecącymi i opisem sygnału oraz przyciskami kasowania sygnałów i przełącznik odstawiania sygnalizacji akustycznej dostępne bez potrzeby otwierania drzwi szafy.

6. System nadzoru zabezpieczeńWszystkie mikroprocesorowe zabezpieczenia zainstalowane na stacji oraz rejestratory zakłóceń

winny być połączone z koncentratorem komunikacyjnym stacji.

6.1 Koncentrator komunikacyjny. Wymagania ogólnea) Koncentrator winien być wyposażony w:

modem umożliwiający komunikację przez:« linię telefoniczną,• sieć X 25,• sieć ISDN,• łącza WEB

- układ WATCH DOG pozwalający na automatyczny reset koncentratora w przypadku wystąpienia awarii.

b) Koncentrator powinien umożliwiać:- zdalne uruchamianie programów komunikacyjnych dostosowanych do urządzeń IED

zainstalowanych na stacji,- zdalne operacje na plikach (kopiowanie przesyłanie),- lokalne uruchamianie programów użytkownika- lokalne kopiowanie zbiorów.

c) Nawiązywanie połączeń winno być zabezpieczone hasłem identyfikującym użytkownika.

Specyfikacja 2 3 załącznik 4 7

6.2 Koncentrator komunikacyjny. Wymagania technicznea) Koncentrator winien być wyposażony w lokalne stanowisko operatora ((HMI)b) Aparaturę systemu nadzoru zabezpieczeń należy zabudować w przeszklonej szafie w 19"

systemie panelowym odpowiadającym normie PN-EN 60297.c) Koncentrator powinien być zasilany napięciem 230 V AC ze źródła napięcia gwarantowanego.d) Wymagania sprzętowe w zakresie warunków atmosferycznych, zasilania i kompatybilności

elektromagnetycznej, wytrzymałości izolacji i wytrzymałości mechanicznej są identyczne jak dla SSiN zawarte w Specyfikacji „Standard budowy systemu sterowania i nadzoru w stacjach elektroenergetycznych WN i NN".

Specyfikacja 2.3. załącznik 4 8

PSE-Operator S.A.

STANDARDOWASPECYFIKACJA FUNKCJONALNA

Stacje elektroenergetyczne

CZĘŚĆ 2.3

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,

pomiary i układy obwodów wtórnych

Załącznik nr 5

Schematy funkcjonalne zabezpieczenia szyn zbiorczych

i lokalnej rezerwy wyłącznikowej

10.10.2005 r.

SPIS ZAWARTOŚCI:

RYS. 1 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S. DWA SYSTEMY SZYN Z ŁĄCZNIKIEM POPRZECZNO PODŁUŻNYM ZABEZPIECZENIE SZYN SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.2 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S. DWA SYSTEMY SZYN Z ŁĄCZNIKIEM POPRZECZNO PODŁUŻNYM LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.3 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S. TRZY SYSTEMY SZYN Z DWOMA ŁĄCZNIKAMI SZYN ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.4 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S. TRZY SYSTEMY SZYN Z DWOMA ŁĄCZNIKAMI SZYN LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.5 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S. TRZY SYSTEMY SZYN Z TRZEMA ŁĄCZNIKAMI SZYN ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.6 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S. TRZY SYSTEMY SZYN Z TRZEMA ŁĄCZNIKAMI SZYN LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.7 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S + SO. DWA SYSTEMY SZYN Z SZYNĄ OBEJŚĆ IOWĄ I DWOMA ŁĄCZNIKAMI SZYN. ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYŚ78 “SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S + SO. DWA SYSTEMY SZYN Z SZYNĄ OBEJŚCIOWĄ I DWOMA ŁĄCZNIKAMI SZYN. LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.9 SCHEMAT ROZDZIELNI 220 kV. UKŁAD H5 ZABEZPIECZENIE SZYN I LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS. 10 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD CZWOROBOK.ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.11 SCHEMAT ROZDZIELNI CZWOROBOK.LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS. 12 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD PÓŁTORAWYŁĄCZNIKOWY 3/2W.ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.13 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD PÓŁTORAWYŁĄCZNIKOWY 3/2W.LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS. 14 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD PÓŁTORAWYŁĄCZNIKOWY 3/2W.LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA GAŁĘZI. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.15 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD DWUWYŁĄCZNIKOWY 2W.ZABEZPIECZENIE SZYN. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS.16 SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD DWUWYŁĄCZNIKOWY 2W.LOKALNA REZERWA WYŁĄCZNIKOWA. SCHEMAT FUNKCJONALNY.

RYS. 17 DIAGRAM CZASU DZIAŁANIA UKŁADÓW LRW

2Specyfikacja 2.3 załącznik 5

Rys. nr 1. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S Dwa systemy szyn z łącznikiem poprzeczno podłużnym

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

Ln L/i

5

m~QSy. -<$>Igcze * Iqcze *

-•-yH>' -tHi*<3D-

I* *z.sz Z.sz n*

FT>- Z SZ

1 1I

.1Ipp J

■yHi' ■iH*-

TT*-<3D L' t LU'<D uli n f4-^ ■ih^

- * OWIOW?.

iLz.sz L z.sz

—Gf>-a>VHi’ tHI<

tHn

“ Q>,-.OfOWo>ATI

P.wl.

3EHi' -I \ ~UT-Hi.

I t I - działanie zwloczne

* - nie douczy linii IIOkVbez Iqcza

-----------obwód drugiego przekl. prądowegow polu I. szyn dla zapewnienia bezzwocznej likwidacji zworda w strefie martwej I. szyn

Załqcznik_5 3

Rys. nr 2. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S Dwa systemy szyn z Iqcznikiem poprzeczno podłużnym

Lokalna rezerwa wylqcznikowa Schemat funkcjonalny

Ln Ln

3

-00-

—I \ ITHI.

Irwi -00-

EAZ-tHi* -tHI'EAZ EAZ

VHI' -tHI'GO- ^—t -O£ £

ffLRW LRW

TE,dfi 1

■tHI' vHl' tHi- ^„ f | ' LLJ_ U*rr*' , ’ '

-Q0 TT rr f£'\YY~

OWIV » nw? >:

" » f

Ur ■uLRW L LRW

-a>H3>tHi*

-tHi- -tHI'i a-T\ rf^HH -j \~HTHl.

m]EAZ o>o> AT2ATIP.wl.

-tNjehi'

Zoł<łcz«Bt_5 4

Rys. nr 3. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S Trzy systemy szyn z dwoma Iqcznikami szyn

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

Ś

Ś$■M'■H-V

iPv

j U g5

iia>

— 25o

d i-WIr-J

si1 F , K ~ \ — gt

liiQ3r i ,*\rur-i Ia*

ii i s i*±X~L£

§ j'lhV

•iFV jr *H<

Ar- cn K=w

$ Li£

*

s *

s8-

IN g 5 IÓ fc- w

r-j

I

sCIt-e—* 1____

a>-*v-

rvi

§i i t I - działanie 2wloczne

-------- obwód drugiego przeki prądowegow polu I. szyn dla zapewnienia bezzwocznej likwidacji zwarcia w strefie martwej ł. szyn

5

<r-v$ 6

ZolącznikJ 5

Rys. nr 4. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S Trzy systemy szyn z dwoma Iqcznikami szyn

Lokalna rezerwa wylqcznikowa Schemat funkcjonalny

Ś•>HV

4hV

ś ś-M*'

Vi*-fhV

,4U-43

li^15g •qod

6 SLfcS ":qó3Ar §

ii^ M ' qod

j-Bl iki Ąli4$ OJ—BS

s**—fil t* Vil-4hV

Ji t tr.y r, q------

ii "®r*a_

I iŚ g' -qod

2 lje3 ^ ^ i?

ii■& -K-

i £ii

4LXl3•ihv

flPr -VH>

$ $1KV

6Zołocmlk_5

Rys. nr 5. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S Trzy systemy szyn z trzema Iqcznikami szyn

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

J4-V

ś■frV

Ś

$

-3^Tii - w

3-b .

T3 5

* §i

i ss:e £s-88.

UiI 5

$

i3 3**■

4V'J

Ti§ r (U

i3*

i t■e ł v-Łt3i8-■5

i a>u

is gUiI

$I I I - dziatanie zwloczne

-85ii tyczy linii 110kV

bez Iqcza

obwfid drugiego przekl prqdo*ego w polu I. Bzyn dto zopewnienio bezzwocznej tkwidocji zwarcia w strefę mortwej I. szyn

- nie do

«ł-V

■vn*

$,rl-V-

Zalqczrtik_5 7

Rys. nr 6. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 3S Dwa systemy szyn z fqcznikiem poprzeczno podłużnym

Lokalna rezerwa wylqcznikowa Schemat funkcjonalny

8Ś

8 -Mi

*HV -VU*

$

iili

t to -fShsHi*a.

f ■'lóTy g g

U__^r e-

<133 Vc-i

s' qod’ f

i 4LXish^Hi

igqod

iii s ii-U_i

$

Hha*

-Mt-4^-

$4-V 8

eZołqcinik_5

Rys. nr 7. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S+SO Dwa systemy szyn z szynq obejściowg

i z dwoma łącznikami szyn Zabezpieczenie szyn

Schemat funkcjonalny

ŚŚii Pr -Mi'

Mi-

fi4

cS'5 o-I .2

§§i

i pjlJ -IMg > o-n » -o o 3e

M r-JM CO ^ CD

MhO

-w 1/1

^ śh T SEi

•niifr -2 *______ i *-*«

II

0!■s .

-V i r^ico S^ rO<J—Q------*5-5 ,cv

gs O-’

4II i Li*—e-a>

mo r 3

U

•iPv Mh1**— s DiN

-M)'■i HV-Mi'

-5

L4oisjHTo* *- v> -i

§1 i4 l 5M-V5- r^j S3

fi

I-3iSSSt

l a3i^ico Bł tńLrzr ? rO o*pr—i

4

LU 5■*—e-

-M-*IHV

UHM -Mf

$$

ZalgczniLS 9

Rys. nr 8. SCHEMAT ROZDZIELNI UKŁAD 2S+SO Dwa systemy szyn z szynq obejściowq

i dwoma Iqcznikami szyn Lokalna rezerwa wylqcznikowa

Schemat funkcjonalny

śśM""I-V

'HM -Ml'

ą.

m—ś— 5T

iii s■qodYiflg ■qod

Ś__H J 6- ■» £ § s -qod S3•5 ,

tWfI

ol1 hg|i x----0,1- f

S

M»•O-Nr -Vłt»ifcf— §■Ml'■DM MI­

'S

1 h~4

S|-qodM§E± T

-H-

liii iiA

5i t---------\l 6-------X- g5- 'qod

i4g ■qod

TJj4 -xtu 4Im A

x-----©-----^M

5

Mi'

■KM Ml'

10ZołocBilkJi

Rys. nr 9. SCHEMAT ROZDZIELNI 220 kV Układ H5

Zabezpieczenie szyn i lokalna rezerwa wylqcznikowa Schemat funkcjonalny

Iqcze IqczeIn In

Xzoi’

—GD- —GD-EAZ EAZ/ ✓ / // f /

VHf-Q -QO ocl o_

VHi- VHi*LRW z.sz z.sz LRWLRW Z.SZ t/

0W1 0W1 /- /» //0W2 a X >;syg. 0W2rej.CvJ

3=o oIf

*—©■i r^Hi' -tHi*.0W2 3 QW1 , *

t 0W2)( 0W1

/ /// /

LRW Z.SZ z.sz LRW—C2> —00-

f / f // |l*/ /

_Q -OO O-tHi»CL CL

EAZ EAZow o%110 VDOi. XZHZHi‘

AT1 AT2P.wl. P.wf.

t - działanie zwłoczne

Zntt}cinik_5 11

Rys. nr 10. SCHEMAT ROZDZIELNI Układ czworobok

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

o

o-2R•I2.

1I

0O

CN43=O1 o

\ rvj v 3=h-4O ■5—-VHi- Q-!ii

. -ihv ■Mf iiJ-L^ iQ------x—

—©•3- 1O Sfi­

li§ -ttr^j

5: r2 -^1

t ^ i- \ i Q------ K---- *

iii n- ,- j..01 7 oii C^J !<3:

h-J -V

O-V ^ "^,r ^ rJ -V o

3O

12Zalqcznik_5

Rys. nr 11. SCHEMAT ROZDZIELNI Układ czworobok

Lokalna rezerwa wyłącznikowa Schemat funkcjonalny

oSi?"

OV- g4 o2

■Vt _____CM

3:O

'iFV -VII'

|i * "HV -VII'UU 4-U fL3 7t „ f\ f -e--- x—vv3

es8i

i-V

!E4 ąod

•qod

-VI

|Śt t I- \ f o 1-K-al

J. «-Łr-eg iTT

%i 52C\Ji ___3COo

&-

4: O

V- goB=•

------działanie UłW pobudzane od EAZ linii------działanie LRW pobudzone od EAZ autotransformatora------działanie niezależnie od sposobu pobudzenia

ZolgcznD<_3 U

Rys. nr 12. SCHEMAT ROZDZIELNI Układ 3/2W

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

$ś u

£M

-33- Ti i b m6 nii

5' K

ii,i ? J? ie©mi £iiS-

s

-33-:i i , ą§-S- ?yr] __—QÓ ■ > 1—1— s 5 Ió

i 'n imT ig§i

8- s

B^-j|} Ml--1——{U— w

1M& i•HU 0

s

SP*— OO.i *'

-Z-1Is" _i g n m fi H1 6 óp X Tn TT r n i8iii8- 3^ 5

i

-i>88-4 g B W i a

Ó TiT 7*m n i§ i5M» a-: ■Mi-

Sf-3:-nMNMN

? $

14Zo)i}cznfk_5

Rys nr 13. SCHEMAT ROZDZIELNI Układ 3/2W

Lokalna rezerwa wyłącznikowa systemów szyn Schemat funkcjonalny

$$

■M-

i P .■p^rr-0 F¥ ¥ Ti ii§

Hjii3'5 Afi p-s *T 6 ■5

ITT I¥ iii

s

HF ** -s-łr*-v>

0?s rYt 6 n nś r^iT

i 0•qed

P «T-nJrr§

¥ F¥ 1 3-SH*

■Ml*

$ $

15ZałQczn3X_5

Rys. nr 14. SCHEMAT ROZDZIELNI Układ 3/2W

Lokalna rezerwa wylqcznikwa gałęzi Schemat funkcjonalny

ŚłI1—

§V•v>

-VI- -vi'^ 3i i * ST^T

§003-

1T * ° i fi * fi i

—§

L- g .2- 5 £•Bia

3.1 $ gvl - 3 1M u w0 f V* 6 " fi V "i

aa*«I t i "81

i5e o

*■+ *.eM c£.2

frf I— s-u.1—8-S o

.ii •5XO. I $ 3 vJ * 3 *

E s £SE “ §m

§^ fTi 6 HTT^ "T -Si

5

§

3 vl 3BE 88tj

j " ° rti " n i "r "t i■SH»M'

■M*

■N*

ZołQC2n&_5 19

Rys. nr 15. ROZDZIELNIA Układ 2W

Zabezpieczenie szyn Schemat funkcjonalny

Ó Ś-Ml ■Vłi' w

1-NHi’ -Ml'

£o

■iw * ;Ul■V J2

■s-OI

§ *O 0"1'TrT ÓQ ><n i

rShsjCD r^j

co

g■sgr*§ cl!w—^ : :

CO\V r^i i** i

§

w_ia *—©©■ -QQ xT r FI Im Bj —tig t|- V or**J

LO r^jcotal

J1*1 -S-ryj _ Kr-

5'

ig aSt-- Bf S?e■*—©©■ ee xT FII r*L 4rS J ■S'r^jcor°4

rvj<oL*

g*!■złMin i~j

~T s

§ I 5-&■

TT -K-t I F

r§h*jco rvjr-J1

J ■S'

Co ~-V c/l2.**3'

I I-M—©■ rr*1 F F4 i gr^V ■Mi>

CO ° ♦-.Iv I CO

Cal

Zolocznik_5 17

Rys. nr 16. ROZDZIELNIA Układ 2W

Lokalna rezerwa wylqcznikowo Schemat funkcjonalny

Ś-Mi-

■ -Vłf

g ^i-^■V

5g §

n 0 >( r-S

33-^ I■V

g i iiii( ó r J V J------©--------X------T-Vn v

3 ^■vi^ i3-

i i o-jg§

K $

i -SQ_‘3 -vs-* i i i

ii iiT* ^lv rł " ił

3 -v i3

CNJ *—

g§C CNJ

gg

'ł h ł n * r.IHV VI'

ZotgcinSi.5

t

i;1£

oWystąpienie zwarcia>O>

OCios Mjbędwją kryterium prądowego70™ r-jPrzy kyterium wyłącznikowym - czas przestawienie zsstyk6w pomocniczychCzas tyfaczaaia iwartn prnz zataai >Nomo/ne

dzża/dnierytęon&o

i COcr30me 70me 90rrai 110ms 2S0msZapas

prewencjiZoóezp. dąs otromo ryAjctn. Zapas zwłoki LRW OLRW rvio

>Z90ms50nw Nastawienie zwiała' LRW Czas otwarcia wyłącznikiw Zapas

równowagisystemu

rezerwujących

3=*Działanie LRW po nastawione; zwłoce JPteirency/ie dńdfanie LRWna ryfganic (rełrp) ans nostomatny CZ

tZawiedzeniewyłącznika

Pobudzenie LRW3>e?o

Czos wyłączenia zwarcia przy działaniu LRW po ncstowionci zwłoce

Krytyczny czas trwania zwarcia ze względu no równowagę systemu

S