1

MATERIAŁY DO WYKŁADU ELEKTROENERGETYCZNA AUTOMATYKA ZABEZPIECZENIOWA

Warszawa 2009

2

SPIS TREŚCI

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

3

1. Wiadomo ści ogólne EAZ

Tematy szczegółowe:

• Rodzaje automatyki elektroenergetycznej. • Wymagania stawiane urządzeniom EAZ. • Struktura urządzeń EAZ. • Klasyfikacja przekaźników i zabezpieczeń.

Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa (EAZ) stanowi wyodrębniony obszar wiedzy i praktyki w dziedzinie automatyki elektroenergetycznej, zajmującej się kontrolą i sterowaniem pracą systemu elektroenergetycznego zarówno w stanach normalnych, jak i zakłóceniowych. EAZ zajmuje się procesami samoczynnego zapobiegania i eliminacji zakłóceń w systemie elektroenergetycznym. Pełni funkcje ochronne i ma istotny wpływ na pewność pracy systemu elektroenergetycznego. Urządzenia EAZ kontrolują pracę poszczególnych elementów systemu elektroenergetycznego i pełnią funkcje decyzyjne (ostrzegawcze) lub wyłączające (eliminacyjne) w razie zagroŜenia lub wystąpienia zakłócenia.

W wyniku, czego EAZ dzieli się na trzy grupy funkcjonalne:

• EAZ prewencyjna. • EAZ eliminacyjna. • EAZ restytucyjna.

EAZ prewencyjna pozwala na zapobieganie awariom poprzez zasygnalizowanie odstępstwa od normalnych warunków pracy danego urządzenia (np. podwyŜszenie temperatury oleju w transformatorze lub przekroczenie prądu znamionowego silnika).

EAZ eliminacyjna działa na wyłączenie uszkodzonego elementu systemu elektroenergetycznego.

EAZ restytucyjna przywraca stan normalnej pracy po usunięciu uszkodzonego elementu systemu elektroenergetycznego lub wyeliminowaniu przyczyny wywołującej zakłócenie. Przykładem tego rodzaju automatyki moŜe być automatyka samoczynnego załączenia rezerwowego zasilania (SZR) lub samoczynnego ponownego złączenia (SPZ).

Rola automatyki zabezpieczeniowej sprowadza się zasadniczo do następujących funkcji, kolejno po sobie realizowanych:

OBSERWACJA ⇒⇒⇒⇒ WYKRYWANIE ⇒⇒⇒⇒ ROZPOZNANIE ⇒⇒⇒⇒ LOKALIZACJA ⇒⇒⇒⇒ DECYZJA

Swoista funkcja pełniona przez automatykę zabezpieczeniową eliminacyjną w systemie elektroenergetycznym stawia przed nią szczególne wymagania dotyczące:

• selektywności, • niezawodności, • szybkości, • czułości,

4

Selektywność (wybiórczość) oznacza zdolność oddziaływania automatyki zabezpieczeniowej tylko na ten obiekt, który został przyporządkowany tej konkretnej automatyce. Pojęcie to moŜna wyjaśnić za pomocą rys.1.1.

Istnieją róŜne sposoby na to, aby zapewnić selektywność automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej. NaleŜą do nich:

• Stopniowanie czasów, polegające na takim zróŜnicowaniu czasów działania zabezpieczeń róŜnych obiektów elektroenergetycznych, aby z najkrótszym czasem działało zabezpieczenie tego obiektu, w którym nastąpiło zakłócenie.

• Ograniczenie strefy zasięgu działania zabezpieczenia tylko do danego obiektu, np. zabezpieczenie róŜnicowe, zabezpieczenie porównawcze odcinkowe.

Do innych stacji

F1

L1 L2

G1

G2TB2

TB1

G3TB3

T2T1

A

B

D

C

Rys. 1.1. Fragment systemu elektroenergetycznego [2]

Niezawodność automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest wymaganiem o kapitalnym znaczeniu, gdyŜ oznacza zdolność wykonywania określonego zadania przez cały okres jej eksploatacji. RozróŜnia się dwie odmiany niezawodności, polegające na:

• pewnym (niezawodność czynna) tj. niezawodnym działaniu w przypadku pojawienia się zakłócenia w zabezpieczanym przez nią obiekcie,

5

• niezadziałaniu zabezpieczenia wskutek uszkodzeń wewnętrznych układu automatyki lub gdy dane zakłócenie ma być wykrywane przez inny rodzaj zabezpieczenia.

Wysoki stopień niezawodności układów zabezpieczeń moŜna zapewnić przez:

• staranny dobór wszystkich elementów (przekładników pomiarowych, przekaźników itp.) o wysokich walorach technicznych,

• zwielokrotnienie układów zabezpieczeń w ramach tego samego obiektu elektroenergetycznego (tzw. rezerwa lokalna),

• stosowanie tzw. rezerwowania zdalnego polegające na tym, Ŝe automatyka zabezpieczeniowa danego obiektu elektroenergetycznego jest zdolna do z góry zaprogramowanego działania na zakłócenia występujące w sąsiadującym z nim obiekcie

• okresowe badania eksploatowanych układów zabezpieczeń.

Szybkość działania automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest wymagana szczególnie w przypadku zwarć wielkoprądowych, gdy jest zagroŜona stabilność systemu elektroenergetycznego lub gdy skutki oddziaływania prądu zwarciowego na obiekt elektroenergetyczny mogą być bardzo kosztowne. W takich przypadkach dąŜy się do tego, aby zabezpieczenie działało z moŜliwie najkrótszym czasem. Obecnie czasy działania zabezpieczeń wynoszą od kilku ms do kilkunastu ms. Całkowity czas likwidacji zakłócenia (zwarcia) naleŜy powiększyć o czas własny wyłącznika (zaleŜny od jego konstrukcji), co oznacza, Ŝe minimalny czas likwidacji zwarcia wielkoprądowego wynosi kilkadziesiąt ms.

Czułość automatyki zabezpieczeniowej eliminacyjnej jest określana przez jej zdolność wykrywania danego zakłócenia w obiekcie zabezpieczanym nawet wówczas, gdy wartość elektryczna kontrolowana przez automatykę zmienia się w niewielkim zakresie. Miarą czułości jest współczynnik czułości, który moŜe być określany na róŜne sposoby zaleŜnie od kryterium działania danego zabezpieczenia. Na przykład współczynnik czułości najprostszego przekaźnika nadprądowego określa stosunek wartości prądu zwarciowego w danym obiekcie do wartości prądu rozruchowego tego zabezpieczenia.

Zabezpieczenia elektroenergetyczne dzieli się na dwie podstawowe grupy:

• zabezpieczenia urządzeń maszynowych (generatorów, transformatorów, silników itp.),

• zabezpieczenia sieci elektroenergetycznej (rozdzielczych, przesyłowych –linii i szyn zbiorczych).

Same przekaźniki, stanowiące podstawowe elementy składowe zabezpieczeń dzielimy na:

• przekaźniki pomiarowe (zwane głównymi),

• przekaźniki pomocnicze, z podziałem na: przekaźniki czasowe, przekaźniki pośredniczące, przekaźniki sygnałowe.

Przekaźniki pomiarowe pełną główną rolę w zabezpieczeni. Reagują na przekroczenie nastawionej w nich wartości zadziałania odpowiedniej wielkości fizycznej. Przyjmują nazwy od wielkości na które reagują (przekaźnik nadprądowy, podnapięciowy) lub od nazwy układu zabezpieczeń (np. róŜnicowy).

6

• Pobudzenie • Zadziałanie

Przekaźniki pomocnicze reagują na pojawienie się lub zanik wielkości elektrycznej na ich zaciskach (najczęściej napięcia pomocniczego). Przekaźniki pośredniczące są wykonane wyłącznie jako elektromechaniczne i mają po kilka zestyków o odpowiedniej zdolności łączeniowej. Najczęściej zwielokrotniają sygnały przekaźników pomiarowych lub czasowych. Przykładowy schemat podłączenia przekaźnika pomiarowego z przekaźnikami pomocniczymi pokazano na rys. 1.2.

cewkaotwierajaca 1

Q19

Otwarcie wyłącznika prze przekaźnik pomocniczy

OW1

OBWODY STEROWANIA

wyj.dw.1

P2

P2

13

14

117

118

113

114

K2A

12

121

211

P2

11

Zestki przekaźnikapomoc. (szybkiego)

Zestki przekaźnikapomc. (mocnego)

Zestykzabezpieczenia

11111213

15

17

14

16

18

221222

225226

113114

117118

223224

227228

115116

K2A (RXMS) P2 (RXMH)

K2A

1 2 34

3

4

4

Urząd

zeni

eza

bezp

iecz

enio

we

Rys. 1.2. Schemat połączenia przekaźnika pomocniczego z układem zabezpieczeniowym [12]

W zaleŜności od wykonania rozróŜnia się trzy generacje przekaźników pomiarowych:

• elektromechaniczne - najstarsze udoskonalane wraz z rozwojem elektroenergetyki,

• elektroniczne (statyczne) analogowe stosowane w latach 70-90 XX wieku, • cyfrowe stosowane od początku lat 90 XX wieku.

Współczesna aparatura dla układów EAZ, zwłaszcza ta w wykonaniu elektronicznym analogowym lub cyfrowym jest wytwarzana w formie „zespołów automatyki zabezpieczeniowej”, nazywanych takŜe „urządzeniami zabezpieczeniowymi”. Urządzenie takie zawiera (w jednej obudowie) komplet układów przeznaczonych do ochrony określonego obiektu elektroenergetycznego. Zawierają oprócz funkcji zabezpieczeniowych dodatkowo: rejestratory zakłóceń, rejestratory zdarzeń oraz szereg dodatkowych automatyk (np. SPZ, SCO).

7

Rys. 1.3. Urządzenie zabezpieczeniowe 7SA513, [8]

Rys. 1.4. Widok ogólny LZ32 Rys. 1.5. Widok ogólny przekaźnika

odległościowego typu L3wyaS firmy BBC

2. Zakłócenia w systemie elektroenergetycznym

Tematy szczegółowe:

• Podział zakłóceń (zaburzenia, zagroŜenia), • Opisy typowych zaburzeń i zagroŜeń (wywołujących działanie EAZ), • Kryteria wykrywania zaburzeń i zagroŜeń.

W systemach elektroenergetycznych i ich elementach występują zakłócenia o róŜnym stopniu złoŜoności i zagroŜenia. Ze względu na stan pracy systemu elektroenergetycznego rozróŜnia cztery stany jego pracy:

• stan normalny,

8

• stan zagroŜenia, • stan zakłóceniowy, • stan pozakłóceniowy.

Stan normalny to stan, w którym system pracuje planowo. Nie występują nigdzie przekroczenia parametrów ilościowych i jakościowych wytwarzanej i przesyłanej energii. Topologia sieci jest zgodna z planowaną, nie reagują urządzenia ostrzegawcze. Stan zagroŜenia stan, w którym w jednym lub kilku elementach systemu elektroenergetycznego wystąpiły przekroczenia wartości wielkości trwale dopuszczalnych. Wzrasta prawdopodobieństwo zaburzenia lokalnego o trudnych do przewidzenia skutkach. Reagują urządzenia ostrzegawcze EAZ. Topologia sieci pozostaje bez zmian. Obsługa musi podjąć działania zapobiegawcze. Stan zakłóceniowy (awaryjny) wskutek uszkodzenia izolacji, ubytku generacji lub innej przyczyny występuje groźne zaburzenie w pracy elementu (obiektu) lub fragmentu systemu elektroenergetycznego. Działają urządzenia EAZ. Następuje zmiana topologii sieci o zakresie i skutkach zaleŜnych od miejsca i rodzaju zakłócenia. NaleŜy podjąć działania zmierzające do przywrócenia stanu normalnego fragmentu systemu dotkniętego awarią. Stan pozakłóceniowy (poawaryjny), w którym przywraca się stan quasi-normalny. Przywraca się zasilanie odbiorców. PoniŜej zostanie omówiony materiał dotyczący przeglądu typowych zakłóceń wykrywanych i eliminowanych przez automatykę zabezpieczeniową. Omówione zostaną przyczyny ich występowania oraz skutki. Omówione zostaną dynamiczne zmiany tych wielkości elektrycznych, które mogą zostać wykorzystane w procesie wykrywania. Jedną z podstawowych przyczyn zakłóceń systemie elektroenergetycznym są zwarcia. Zgodnie z zestawieniami dostępnymi w fachowej literaturze na 100% zwarć (objętych rejestracją) odnotowuje się przeciętnie:

• zwarć jednofazowych 65 %, • podwójnych zwarć z ziemią i zwarć dwufazowych z ziemią 20%, • zwarć dwufazowych 10%, • zwarć trójfazowych 5%.

Jako przyczyny występowania zwarć moŜna wymienić:

• przyczyny zewnętrzne (przepięcia ziemnozwarciowe i łączeniowe, przewracające się lub nadmiernie wysokie drzewa, ingerencja zwierząt – głównie gryzoni, duŜych ptaków,

• przyczyny wewnętrzne (starzenie izolacji, wady projektowe lub montaŜowe, omyłki łączeniowe).

Dodatkowo zwarcia moŜna podzielić ze względu na wartość prądów na :

• zwarcia wielkoprądowe, • zwarcia doziemne małoprądowe.

Za zwarcia wielkoprądowe uznaje się zwarcia, którym towarzyszą przetęŜenia prądowe o wartościach wielokrotnie przekraczających znamionowe wartości prądów lub dopuszczalne obciąŜenia długotrwałe elementów systemu elektroenergetycznego.

9

Najczęściej zwarcia wielkoprądowe występują w sieciach elektroenergetycznych, np. w sieciach rozdzielczych średnich napięć, liczba tych zwarć wynosi (10-20)/rok/100 km, dla linii 220kV (3-5)/rok/100km, sygnałów dla linii 400 kV (1-3)/rok/100km.

WyróŜniamy zwarcia trójfazowe, dwufazowe, dwufazowe z ziemią oraz jednofazowe. Typy zwarć pokazano na rys 2.1. W sieciach WN punkt neutralny jest skutecznie uziemiony i zwarcia jednofazowe są zwarciami wielkoprądowymi.

Rys. 2.1. Rodzaje zwarć wielkoprądowych wg [2]

W wyniku zmian (w trakcie zwarcia) prądów i napięć fazowych zmieniają się takŜe wartości składowych symetrycznych tych wielkości. Dla zwarcia trójfazowego występuje tylko składowa zgodna prądu. Dla zwarć dwufazowych bez udziału ziemi występują składowe zgodne oraz przeciwne napięcia i prądu.. Podczas zwarć z udziałem ziemi występują wszystkie składowe symetryczne prądów i napięć. Zwarcia małoprądowe są to pojedyncze zwarcia doziemne, występujące w sieciach SN pracujących z punktem neutralnym:

• izolowanym, • uziemionym przez reaktancję, • uziemiony przez reaktancję zbocznikowaną rezystorem, • uziemiony przez rezystor.

10

Rys. 2.2 Rodzaje sieci SN

Wartość prądu zwarcia zaleŜy od łącznej pojemności sieci dla składowej zerowej, czyli pośrednio od długości sieci. Wartość prądu zwarcia w miejscu zwarcia nie zaleŜy od lokalizacji zwarcia. Pojedyncze zwarcia doziemne charakteryzują się małymi wartościami prądów ziemnozwarciowych. Są one znaczenie mniejsze niŜ dla sieci z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym, gdyŜ na ogół nie przekraczają 500A, najczęściej wynoszą kilkadziesiąt amperów. W sieciach z izolowany punktem neutralnym ustalony prąd zwarcia doziemnego nie powinien być większy od 50 A. Dla sieci pracujących z uziemionym przez rezystor punktem neutralnym prąd nie powinien przekraczać 500 A. NaleŜy odpowiednio dobrać rezystor aby spełnić to wymaganie. Podczas zwarć małaoprądowych mogą płynąć stosunkowo małe prądy są one jednak groźne gdyŜ:

• w wyniku przepięć moŜe dojść do przeobraŜenia pojedynczego zwarcia doziemnego w zwarcie wielkoprądowe,

• stanowi zagroŜenie dla ludzi i zwierząt,

• moŜe wywołać poŜary lasów, suchych łąk i torfowisk,

• prądy płynące ziemią niszczą zbrojenia słupów, moŜe nawet dochodzić do ich przewrócenia.

Do wykrywania zwarć doziemnych małoprądowych wykorzystuje się w automatyce zabezpieczeniowej następujące wielkości elektryczne:

• ustalone przebiegi prądów i napięć zerowych, kąty fazowe miedzy nimi, admitancje,

• wyŜsze harmoniczne zawarte w prądzie zerowym,

• przejściowe przebiegi prądów i napięć zerowych.

11

Rys. 2.3. Zwarcie doziemne w sieci SN izolowanej

3. Przekładniki pr ądowe

Większość sygnałów mierzonych przez urządzenia zabezpieczeniowe czy rejestratory zakłóceń pochodzi z przekładników prądowych i napięciowych.

Wygląd przekładników prądowych stosowanych na stacjach najwyŜszych napięć został przedstawiony na rys. 3.1.

Podstawowe parametry charakteryzujące przekładnik prądowy to:

• napięcie znamionowe izolacji, • największe napięcie robocze, • napięcie probiercze, • napięcie probiercze udarowe, • prąd wtórny,

a) b)

Rys. 3.1. Wygląd przykładowych przekładników prądowych wysokich napięć wg [42]: a) typu J 123 na napięcie robocze 220kV, b) typu J 110 4a o najwyŜszym napięciu pracy 245kV

Przekładniki są wykonywane jako wielordzeniowe. Na kaŜdym z rdzeni jest uzwojenie wtórne. W zaleŜności od przeznaczenia dzieli się je na pomiarowe oraz zabezpieczeniowe. Ilustruje to rys. 3.2.

12

rdzeń pomiarowy rdzeń zab. rdzeń pomiarowy rdzeń zab.

PRZEKŁADNI PRĄDOWY

U1 U2 U3 U4

Rys. 3.2. Przekładnik prądowy składający się z wielu rdzeni

Rdzenie przeznaczone do pomiarów i zabezpieczeń róŜnią się charakterystykami przenoszenia. Rdzenie pomiarowe są tak zaprojektowane, aby nie przepuścić prądów powyŜej 1,2 prądu znamionowego. Ma to na celu uniknięcie uszkodzenia podłączonych do niego czułych urządzeń pomiarowych. Inaczej jest w przypadku zabezpieczeń, w których dąŜy się, aby w zakresie prądów pomiarowych zwarciowych będących wielokrotnością prądów znamionowych rdzenie przekładników dokładnie przekształcały prąd pierwotny, co umoŜliwia prawidłowe wykrywanie zakłóceń. Szczególna uwagę przykłada się do minimalizacji błędów fazowych nawet w zakresie prądów nadmiarowych, gdy rdzenie zabezpieczeniowe współpracują z przekaźnikami kierunkowymi. Dla niektórych rodzajów zabezpieczeń waŜne jest zapewnienie prawidłowej odpowiedzi przekładników prądowych na przebiegi przejściowe z duŜą zawartością harmonicznych lub składowych aperiodycznych.

Stosowanie przekładników pozwala jednocześnie na:

• bezpieczną obsługę przyrządów pomiarowych dzięki odizolowaniu obwodów wtórnych od obwodów wysokiego napięcia,

• stosowanie jednakowych przyrządów pomiarowych dzięki transformowaniu prądów o róŜnych wartościach na wartości znormalizowane,

• zmniejszenie niebezpieczeństwa uszkodzenia przyrządów pomiarowych wskutek elektrodynamicznego i cieplnego działania prądów zwarciowych,

• zdalny pomiar wielkości elektrycznych.

Przekładniki prądowe mają określaną klasę dokładności. Klasy dokładności 5P i 10P są stosowane dla rdzeni zabezpieczeniowych. Oznaczenie „P” jest odpowiednie dla zabezpieczeń i oznacza całkowity błąd procentowy zdefiniowany dla całego zakresu przetęŜeniowego, przedstawionego na rys. 3.3. Wynika z tego, Ŝe dla przekładnika 5P20 jego błąd przy przetęŜeniu 20 nie powinien być większy niŜ 5%.

13

5 10 15 20

5

10

15

20 5P20

10P15

2N

2

I

I

1N

1

I

I

1I 2I

PP Zo

Rys. 3.3. Charakterystyka prądu wtórnego od prądu pierwotnego. Liczba przetęŜeniowa dla

dwóch róŜnych klas przekładników prądowych wg [12]

Przekładnik oraz jego schemat zastępczy pokazano na rys. 3.4.

p'i

2R

L obcZ

µ Su

iµP1

P2

uµ FeR bi ci

2L

Si

S1

S2PPP2

P1 S1

S2

Si pi

N1 N2

Rys. 3.4. Przekładnik prądowy, a) schemat ogólny b) schemat zastępczy wg [12]

Zaciski pierwotne są oznaczone P1 oraz P2 (w starszych krajowych wykonaniach K oraz L), wtórne zaś odpowiednio S1 oraz S2 (w starszych wykonaniach k oraz l). Oznacza to, Ŝe jeśli w obwodzie pierwotnym prąd wpływa do zacisku P1, to proporcjonalny do niego prąd wtórny wypływa z zacisku S1.

Przekładniki prądowe budowane są jako jednofazowe i są stosowane w sieciach trójfazowych w rozmaitych układach, w zaleŜności od przeznaczenia. PoniŜej omówiono najbardziej typowe układy przekładników.

14

P1

P2

P1

P2

S1 S1S2 S2

L3I L2I L1I L1I

L2I

L3I

I

L1I L2I L3I

L1I

L2I

I

zabezp.

P1

P2

S1

S2

wej.an. 1

wej.an. 2

wej.an. 3

zabezp.

wej.an. 1

wej.an. 3

P1

P2

P1

P2

S1 S1

S2 S2

Rys. 3.5. Układ gwiazdowy trzech

przekładników prądowych w sieci trójfazowej wg [12]

Rys. 3.6. Układ V dwóch przekładników prądowych w sieci trójfazowej wg [12]

Układ gwiazdowy trzech przekładników (rys. 3.5) jest stosowany do zasilania obwodów prądowych zabezpieczeń nadmiarowo-prądowych i odległościowych oraz do pomiarów. Uproszczonym układem jest układ V (rys. 3.6) z dwoma przekładnikami, stosowna głównie do zabezpieczeń. Zabezpieczenia zasilane z tego układu reagowały będą jedynie przy zwarciach międzyfazowych.

TR

L1I L2I L3IL0I

I

S1

S1

S1

S2

S2

S2

P1 P2

P1 P2

P1 P2

P1 P2

S1 S2

P1 P2

P1 P2

S1 S2

S1 S2

wej.an. 1

wej.an. 2

wej.an. 3za

bez

p.

zabezp.

wej.an. 1

P1

P2

P1

P2

P1

P2

S1S2 S2

S1S1

S2

Rys. 3.7. Układ róŜnicowy do zabezpieczania

transformatora; TR- transformator zabezpieczany wg [12]

Rys. 3.8. Układ Holmgreena do zabezpieczenia od zwarć doziemnych

Rysunek 3.7 przedstawia ideowy schemat układu róŜnicowego, stosowany często do zabezpieczania transformatorów i generatorów. Do zabezpieczeń od zwarć doziemnych stosuje się układ przedstawiony na rys. 3.8.

15

Rys. 3.9. Przekładnik Ferranti’ego do zwarć doziemnych (sumowanie magnetyczne) [2]

Przekładniki prądowe łączone są w układy pozwalające na sumowanie prądów płynących w róŜnych punktach obwodu pierwotnego. Układ musi spełniać dwa podstawowe wymagania.

• Obwód wtórny kaŜdego przekładnika musi się zamykać przez niewielką impedancję, otwarcie obwodu wtórnego grozi pojawieniem się duŜych przepięć.

• Jeden (ale tylko jeden) punkt obwodu galwanicznie połączonego z uzwojeniem wtórnym musi być uziemiony, aby zabezpieczyć urządzenia wtórne na wypadek wystąpienia znacznych przepięć, np. przy przebiciu izolacji między obwodem pierwotnym i wtórnym.

W instalacjach WN, uzwojenia pierwotne są na poziomie napięcia WN, między stroną pierwotną a wtórną przekładników musi być, zatem zainstalowana izolacja.

Zastosowany przekładnik naleŜy do grupy przekładników przewidzianych do współpracy z urządzeniami zabezpieczeniowymi i charakteryzują się poprawną transformacją dla prądów znacznie większych od znamionowych, takimi bowiem są prądy zwarciowe, przy których zabezpieczenie powinno działać poprawnie.

Klasy dokładności 10P są stosowane przewaŜnie w przekaźnikach nadprądowych, przekładniki prądowe klasy 5P o uchybie całkowitym 5% są wykorzystywane w innych urządzeniach zabezpieczających np. przekaźnikach odległościowych.

4. Przekładniki napi ęciowe

Przekładniki napięciowe obniŜają napięcie pierwotne do poziomu, przy którym urządzenie pomiarowe i zabezpieczeniowe mogą je pomierzyć. Zapewniają takŜe izolację galwaniczną pomiędzy częścią wysokonapięciową – strona pierwotną oraz urządzeniami podłączonymi do strony wtórnej.

16

Wygląd przekładników napięciowych stosowanych na stacjach najwyŜszych napięć został przedstawiony na rys. 4.1.

Podstawowe parametry charakteryzujące przekładnik napięciowy to: • napięcie znamionowe izolacji, • największe napięcie probiercze, • napięcie probiercze udarowe, • współczynnik napięciowy, • napięcie znamionowe wtórne, • moc w klasie dokładności, • napięcie uzwojenia dodatkowego, • moc uzwojeniowa dodatkowa w klasie, • moc graniczna.

a) b)

Rys. 4.1. Wygląd przykładowych przekładników napięciowych wysokich napięć wg [12]: a) typu UO 110C na napięcie znamionowe 72-225kV, b) typu UO 123 na napięcie znamionowe

225kV

Przekładniki napięciowe przypominają zwykły transformator elektryczny, najczęściej jednofazowy. Zaciski pierwotne tych przekładników są przyłączone do przewodów fazowych. Zaciski te są, zatem oznaczone tak, jak fazy pierwotne, czyli literami A, B, C, zaś jeśli są przyłączone do ziemi – literą N. Zaciski uzwojeń wtórnych oznacza się odpowiednio małymi literami a, b, c lub n. Jeśli zacisk pierwotny oznaczany jest literą N, oznacza to, Ŝe izolacja tego zacisku jest obniŜona, a więc zacisk ten musi być połączony z ziemią. KaŜde z uzwojeń przekładnika napięciowego przedstawionego na rys. 4.2, rys. 4.3 oraz rys. 4.4 musi mieć galwaniczne połączenie z ziemią, dzięki czemu uzyskujemy ochronę przeciwprzepięciową.

Przekładniki napięciowe buduje się przewaŜnie jako jednofazowe. W układach trójfazowych mogą one być łączone w zaleŜności od potrzeb. Stosuje się następujące podstawowe układy połączeń:

• układy gwiazdowe, • układy w niepełną gwiazdę (układ „V”).

17

W sieciach o bezpośrednio uziemionym punkcie gwiazdowym transformatorów zasilających (sieci na napięcie 110kV i wyŜsze) stosowane są układy o punkcie gwiazdowym uziemionym (rys. 4.2). Przekładniki powinny być dobrane na napięcie fazowe sieci. W przypadkach jednofazowych zwarć doziemnych w sieci moŜliwy jest jedynie nieznaczny wzrost napięcia faz zdrowych względem ziemi [2].

Układ „V” przedstawiony na rys. 4.3 tworzy się z dwóch przekładników jednofazowych. UmoŜliwia on odwzorowanie trójkąta napięć międzyprzewodowych. Układ moŜe być realizowany w sieci o nieuziemionym punkcie transformatora zasilającego. Napięcia znamionowe przekładników powinny być dostosowane do napięcia międzyprzewodowego sieci.

W sieci o izolowanym punkcie neutralnym moŜna stosować układ przedstawiony na rys. 4.4. Praca normalna przekładników odbywa się na napięciu fazowym. W przypadkach jednofazowych zwarć z ziemią dwa przekładniki mogą pozostawać pod napięciem międzyprzewodowym. Przekładniki jednofazowe trójuzwojeniowe pracują zwykle z uziemionym punktem gwiazdowym strony pierwotnej. Strona wtórna pozwala na odtworzenie gwiazdy i trójkąta napięć oraz pomiar napięcia przy niesymetrii sieci trójfazowej względem ziemi, głownie przy zwarciach z ziemią.

Rys. 4.2. Układ gwiazdowy

wg [35] Rys. 4.3. Układ „V” wg [35] Rys. 4.4. Układ trzech

przekładników Podstawowe parametry przekładników napięciowych są następujące:

klasa dokładności przekładników napięciowych do zastosowań pomiarowych i zabezpieczeniowych:

- dla przekładników napięciowych pomiarowych określone są następujące klasy dokładności: 0,1; 0,2; 0,5; 1; 3 (liczby te określają maksymalny błąd w napięciu dla warunków znamionowych),

- błędy napięciowe i kątowe przy znamionowej częstotliwości nie powinny przekraczać wartości podanych w tabl. 2.3, przy 5 % napięcia znamionowego i napięciu znamionowym mnoŜonym przez znamionowy współczynnik napięcia (1,2;

18

1,5 albo 1,9) przy obciąŜeniu między 25 % a 100% mocy znamionowej o współczynniku mocy 0,8 indukcyjnym.

Tablica 4.1. Błędy przekładników napięciowych Klasa Procentowy błąd napięciowy

+/- Błąd kątowy +/- [min]

3P 3,0 120 6P 6,0 240

Przy 2 % napięciu znamionowym granice błędów napięciowego i kątowego przy obciąŜeniu 25 % i 100 % obciąŜenia znamionowego i współczynniku mocy 0,8 ind., są 2-krotnie większe od podanych w tabl. 4.1.

Stosowanie przekładników napięciowych pozwala jednocześnie na:

bezpieczną obsługę przyrządów pomiarowych dzięki odizolowaniu obwodów wtórnych od obwodów wysokiego napięcia,

stosowanie jednakowych przyrządów pomiarowych dzięki transformowaniu napięć o róŜnych wartościach na wartości znormalizowane,

zdalny pomiar wielkości elektrycznych.

zab

ezp

iecz

enie

od

leg

łości

ow

e

41 2

L1

L2

L3

N

Obwody napięciowe

Pomiar napięcia 3Uo(z otwartego trójkąta)

5

Pomiar napięć fazowych

wejśc

iaan

alo

gow

en

ap

ięcio

we

13

2

53

4 6

1

14

21

22

13

2

1

14

21

22

3Uo

N

wej.an.1

wej.an.2

wej.an.3

wej.an.4

MC

B

MC

B

Rys. 4.5. Schemat przyłączenia napięć przekładników napięciowych

W starszych rozwiązaniach stacji elektroenergetycznych przekładniki napięciowe były zabezpieczane tradycyjnymi bezpiecznikami w kaŜdej z faz. Obecnie stosowane są zabezpieczenia w postaci prostych przekaźników nadprądowych elektromechanicznych przedstawione na rys. 4.5 zwykle oznaczanych jako MCB. Urządzenia te oprócz zestyków głównych mają równieŜ zestyki sygnalizacyjne podające sygnał dwustanowy informujący o stanie ciągłości obwodów. Sygnał ten trafia do urządzenia zabezpieczeniowego lub sterownika polowego. JeŜeli wystąpi przerwanie obwodu którejś z faz jest to automatycznie sygnalizowanie i zlokalizowanie usterki nie stanowi Ŝadnego problemu. W stanach przejściowych przekładniki napięciowe przenoszą sygnał napięciowy dość dokładnie. Nie grozi im nasycenie rdzenia podczas zwarć. Składowa nieokresowa napięcia jest niewielka i występuje w napięciu, które jest znacznie niŜsze niŜ znamionowe. Przekładniki napięciowe mają pasmo przenoszenia częstotliwości przekraczające 1000Hz,

19

przenoszą wszystkie znaczące harmoniczne. Udar prądów magnesowania, występujący przy załączaniu przekładników napięciowych pod napięcie, jest tłumiony szybko. Stąd panuje powszechne uzasadnione przekonanie, Ŝe stany przejściowe w tych urządzeniach nie powodują błędnych działań zabezpieczeń.

5. Przekaźniki pomiarowe

Przekaźniki pomiarowe dzielą się na dwie podstawowe grupy:

• Przekaźniki pomiarowe jednowejściowe, • Przekaźniki pomiarowe wielowejściowe.

Przekaźniki jednowejściowe:

• Przekaźniki prądowe, • Przekaźniki napięciowe, • Przekaźniki cieplne, • Przekaźniki częstotliwościowe.

Mogą występować w wykonaniu o działaniu bezzwłocznym lub zwłocznym. Działanie zwłoczne moŜe być niezaleŜne lub zaleŜne.

Podstawowe parametry techniczne przekaźników pomiarowych:

• Wartość znamionowa wejściowej wielkości zasilającej (pomiarowej Un, In) • Wartość znamionowa napięcia pomocniczego, • Zakres nastawień wielkości pomiarowej, • Zakres nastawień czasów zadziałania, • Współczynnik powrotu, pobór mocy w obwodach pomiarowych i pomocniczych

(w stanie spoczynku i podczas działania przekaźnika), • Klasa dokładności (z szeregu 0,5; 1; 1,5; 2,5; 5; 7,5; 10; 20), • Zdolność łączeniowa zestyków, • Wytrzymałość cieplna krótkotrwała i dynamiczna obwodów prądowych, • PrzeciąŜalność trwała obwodów, • Zakres roboczy temperatur otoczenia (np. –5-40°C; 0-45°C; -10-55°C; -25-55°C.

Przekaźniki pozostające w spoczynku, gdy wartość pomiarowa ma wartość mniejszą od nastawionej i działające po przekroczeniu tej wartości są nazywane nadmiarowymi np. nadprądowe, nadnapięciowe.

Przekaźniki pozostające w spoczynku, gdy wartość wielkości pomiarowej przekracza wartość nastawioną i działające przy obniŜeniu się jej do wartości rozruchowej noszą nazwę przekaźników niedomiarowych (np. podnapięciowe, podprądowe).

Współczynnik powrotu oznaczany symbolem kp. Określa się go jako stosunek wartości wielkości, przy której następuje powrót do stanu spoczynku (odpadanie) do wartości zadziałania wejściowej wielkości zasilającej. Współczynnik kp określa zaleŜność:

r

odp G

Gk =

20

Gr –wartość rozruchowa; God – wartość odpadania.

Współczynnik powrotu przekaźników nadmiarowych jest zawsze mniejszy od jedności kp<1, a przekaźników niedomiarowych większy od jedności kp>1. Wynika to z zasady działania przekaźników.

Przekaźniki wielowejściowe

Wielowejściowe przekaźniki działają na zasadzie komparacji wielkości (sygnałów) pomiarowych w dziedzinie amplitud lub faz, rzadziej jednocześnie w dziedzinie amplitudy i fazy. W przekaźnikach analogowych komparacji zasilających wielkości wejściowych dokonują elementy pomiarowe, zwane komparatorami.

WyróŜniamy następujące rodzaje komparatorów;

• Komparator amplitudy • Komparator fazy • Komparatory amplitudowo fazowe

Komparatory mogą być dwu i więcej wejściowe. W praktyce stosuje się głównie komparatory dwu wejściowe. Ogólnie kaŜdy komparator moŜna przedstawić jak na rys. 5.1

Rys. 5.1. Ogólna postać komparatora

S1, S2 - wejściowe sygnały porównywane, W – dwustanowy sygnał wyjściowy

Przekaźniki kierunkowe

Przekaźniki kierunkowe zwane teŜ kątowymi słuŜą do identyfikacji kierunku przepływu mocy zwarciowej w układach jak na rys. 5.2.

Rys. 5.2. Układ, w którym zachodzi konieczność kontroli kierunku przepływu mocy

zwarciowej [3]

Identyfikacja polega na pomiarze kąta fazowego między prądem a napięciem na zaciskach przekaźnika. Realizuje to odpowiedni komparator fazowy. Charakterystykę działania na płaszczyźnie impedancyjnej pokazano na rys. 5.3.

21

Rys. 5.3. Charakterystyka teoretyczna przekaźnika kierunkowego [3]

NiezaleŜnie od zasady działania kształt charakterystyki przekaźnika kierunkowego określa zaleŜność.

rSUI =− )cos( ψϕ gdzie:

),( IU∠=ϕ ψ - kąt charakterystyczny zwany teŜ kątem maksymalnej czułości

przekaźnika lub przesunięciem wewnętrznym zaleŜnym od jego konstrukcji

Sr – moc rozruchowa przekaźnika

Określa się trzy podstawowe charakterystyki przekaźnika kierunkowego:

1. Ur=f(I) przy const==ψϕ 2. Ur=f(ϕ ) przy I=In Ir=f(ϕ ) przy U=Un 3. charakterystyka na płaszczyźnie impedancyjnej

Charakterystyki pokazano na rys. 5.4

22

Rys. 5.4. Charakterystyki przekaźnika kierunkowego a) wykonanie analogowe b) wykonanie

cyfrowe

Przekaźniki odległościowe

Przekaźniki odległościowe słuŜą głównie do zabezpieczeń linii elektroenergetycznych i są najpowszechniej stosowane w liniach WN i NN. Działają na zasadzie pomiaru impedancji pętli zwarciowej od miejsca zainstalowania przekaźnika do miejsca zwarcia. Impedancja ta jest proporcjonalna do odległości miejsca zwarcia, jest to, więc pośredni pomiar odległości i stąd nazwa przekaźnik odległościowy. W celu zapewnienia wybiórczości czas zadziałania przekaźnika jest uzaleŜniony od zmierzonej impedancji zwarcia.

Rys. 5.5. Stopniowanie czasów przekaźnika odległościowego[3]

23

Rys. 5.6. Charakterystyki pomiarowe, zaleŜność rezystancji od miejsca zwarcia [3]

Człon mierzący przekaźnika odległościowego powinien zmierzyć zawszę tę samą odległość niezaleŜnie od rodzaju zwarcia. Aby spełnić ten warunek do członu pomiarowego dostarcza się podczas zwarcia takie wartości aby zawsze uzyskać w wyniku pomiar impedancji dla składowej zgodnej Z1 .Bazując na rys. 5.7 moŜna podać zaleŜności prądów i napięć dostarczanych w przypadku róŜnych zwarć.

24

AIA

B

C

N

BI

CI

zI

1Z

1Z

1Z

)(3

110 ZZ −

⟨Z K

Rys. 5.7. Uproszczony model linii jednotorowej

Pomiar taki jest zapewniony w przypadku, gdy: Zwarcie dwufazowe zgodnie z rys. 5.7

111 Z

II

ZIZI

II

U

I

UZ

BA

BA

BA

AB

p

p

p =−−

=−

==

Dla zwarć trójfazowych doprowadza się takie same wartości napięć i prądów jak dla zwarcia dwufazowego. W przypadku zwarcia jednofazowego naleŜy do członu pomiarowego dostarczyć napięcie między fazą zwartą a ziemią oraz taki prąd, aby mierzona impedancja wynosiła Z1.

ZkAZA

ZZZAp

p

pp IkI

Z

ZZII

Z

IZI

Z

U

Z

UI +=−+=

+===

−

1

10

1

31

1 3

10

1

10

3Z

ZZkk

−=

Współczynnik kk jest to współczynnik kompensacji ziemnozwarciowej i oznacza względną wartość prądu ziemnozwarciowego, którą trzeba dodać do prądu fazy zwartej z ziemią, aby uzyskać poprawny wynik pomiaru Z1.

25

Rys. 5.8. Charakterystyki pomiarowe członów mierzących przekaźników odległościowych

[3]

Rys. 5.9. Charakterystyki rozruchowe przekaźników odległościowych [3]

Wymagania dotyczące członów rozruchowych

• Pewnie reagować przy wszystkich rodzajach zwarć na całej długości chronionej linii; poŜądane jest równieŜ ich działanie podczas zwarć w następnych odcinkach linii,

26

• Nie pobudzać się podczas maksymalnych dopuszczalnych ruchowo, prądów obciąŜenia linii,

• Nie reagować w fazach zdrowych podczas zwarć jednofazowych, pod wpływem prądu obciąŜenia wstępnego i prądów wyrównawczych wynikających z rozpływu składowych zerowych prądu zwarcia.

Rys. 5.10. Charakterystyki działania przekaźnika odległościowego LFZR 111 strefa

szybkiego wyłączenia [9]

Rys. 5.11. Charakterystyki działania przekaźnika odległościowego LFZR 111 strefa

normalnego wyłączenia [9]

27

Rys. 5.12. Charakterystyki strefy czworobocznej przekaźnika LFZR111 [9]

6. Zabezpieczenia Linii WN, NN

Linie WN oraz NN chroni się za pomocą zestawu zabezpieczeń. W zaleŜności od rodzaju linii kaŜde pole wyposaŜane jest w dwa zabezpieczenia podstawowe oraz jedno rezerwowe. Jako zabezpieczenia podstawowe stosuje się zabezpieczenie odcinkowe (róŜnicowe, porównawczo-fazowe) i odległościowe oraz jako rezerwowe zabezpieczenie nadprądowe zerowe kierunkowe. W uzasadnianych przypadkach np. braku moŜliwości wykonania łącz telekomunikacyjnych między końcami linii (wymagane przy zabezpieczeniu odcinkowym) dopuszcza się stosowanie dwóch zabezpieczeń odległościowych, ale o róŜnych zasadach działania najlepiej od róŜnych producentów.

Przekaźnik podimpedancyjny (odległościow)

Podstawową zaletą przekaźników odległościowych jest ich wielostrefowość działania, która polega na tym, Ŝe przekaźnik taki zainstalowany w określonym obiekcie elektroenergetycznym np. na linii przesyłowej, jest zdolny do wykrywania i wyłączenia zwarć połoŜonych takŜe na sąsiednich liniach, i to z czasami względnie krótkimi w porównaniu z zabezpieczeniami nadprądowo-zwłocznymi. Wynika to z charakterystyk czasowo-impedancyjnych pokazanych na rys. 6.1.

ZałoŜono, Ŝe przekaźnik RZA ma trzy strefy. W praktyce czas pierwszej strefy ustawia się na bezzwłoczny i odpowiada czasowi własnemu przekaźnika (około 15-30ms). Czasy pozostałych stref określa się zgodnie z zasadą stopniowania czasów, tak aby zapewnić selektywność działania względem przekaźników zainstalowanych w sąsiednich odcinkach linii.

28

Rys. 6.1. Charakterystyki rozruchowe przekaźników odległościowych [2]

Zasięg pierwszej strefy przyjmuje się najczęściej 80-90% długości podstawowej linii zabezpieczanej np dla przekaźnika RZA:

ABbIA ZkZ '=

ZAB – impedancja przeliczona na stronę wtórną przekładników prądowych i napięciowych; k’b

– współczynnik bezpieczeństwa uwzględniający uchyb pomiaru impedancji półpętli zwarciowej

85,0' =bk

ABIA ZZ 85,0= Zazwyczaj przyjmuje się, Ŝe uchyb przekaźnika podimpedancyjnego nie powinien

przekraczać 5%, a uchyb przekładników prądowych i napięciowych wliczając pewną rezerwę ok. 10% tak, Ŝe współczynnik bezpieczeństwa wynosi 0,85. JeŜeli impedancję odcinak wyznacza się nie metodą obliczeniową, lecz bezpośredniego pomiaru, to moŜna przyjmować większą wartość współczynnika równą 0,9.

Zasięg drugiej strefy wybiera się tak, aby nie przekroczyć zakresu pierwszej strefy zabezpieczenia RZB (nie moŜe wnikać do drugiej strefy zabezpieczenia RZB), co uzyskuje się przez dobór:

IBABIIA ZZZ 85,085,0 +≤

JeŜeli do szyn zbiorczych odchodzą dwie lub większa ilość linii promieniowych,

wyposaŜonych w zabezpieczenia odległościowe, to za ZIC naleŜy przyjąć najmniejszą z wartości impedancji pierwszych stref zabezpieczeń poszczególnych linii odejściowych.

Impedancja ZIIA powinna równieŜ spełniać warunek dotyczący odstrojenia od zwarć za transformatorami, przyłączonymi do szyn stacji B. Dzięki temu unika się zadziałania zabezpieczeń odległościowych w przypadku zwarć w sieci zasilanej przez transformator i wyposaŜonych w zabezpieczenia o własnym stopniowaniu czasów. Warunek taki moŜna ująć następująco:

29

TABbIIA ZZkZ +≤ '

ZT – impedancja transformatora lub równolegle pracujących transformatorów w stacji B.

Trzecia strefa nie powinna sięgać dalej niŜ 90% długości drugiej strefy najkrótszej linii odchodzącej ze stacji B. Oznacza to, Ŝe strefa trzecia obejmuje ok. 25% linii wychodzącej ze stacji C. MoŜna to zapisać:

CDBCABbIIIA ZZZkZ 85,0(85,0' ++≤

Czasy działania zabezpieczenia w poszczególnych strefach są następujące:

stt wlaI 0== , czas własny przekaźnika (15-30ms)

ttt III ∆+= ;

ttt IIIII ∆+=

st 4,02,0 ÷=∆

Błędne działanie przekaźników podimpedancyjnych

Błędy mogące pojawić się w przypadku spływu prądów w stacji sąsiedniej (inaczej podparcie prądowe pokazane na rysunku poniŜej) powodują skracanie zasięgów strefy II oraz III.

Rys. 6.2. Wyjaśnienie zjawiska spływu prądów, powodującego fałszowanie pomiaru

impedancji [2]

MoŜna to opisać za pomocą następujących zaleŜności. W przypadku prawidłowego pomiaru impedancja widziana przez przekaźnik w czasie zwarcia w punkcie F powinna wynosić:

BFABFp ZZZZ +==

w rzeczywistości przekaźnik zmierzy:

BFAB

GBFAB

AB

BFGABABAB

p

pp Z

I

IZZ

I

ZIIZI

I

UZ ++=++== )(

Oznaczając współczynnik rozgałęzieniowy:

30

AB

Grg I

Ik

Otrzymuje się ostatecznie:

BFrgBFABp ZkZZZ ++=

Widać wyraźnie, Ŝe spływ prądów powoduje zwiększenie wartości impedancji mierzonej przez przekaźnik RZA, co praktycznie oznacza skrócenie zasięgu strefy drugiej i trzeciej tego przekaźnika. Dla uniknięcia nieselektywnego wyłączenia pod wpływem tego zjawiska naleŜy wprowadzić współczynnik rozgałęzieniowy do wzorów wyznaczających zasięgi stref drugiej i trzeciej.

IBrgABIIA ZkZZ 85,085,0 +≤

)CDBCrgABbIIIA ZZkZkZ 85,0(85,0' ++≤

Tablica 6.1. Napięcia i prądy podawane do przekaźnika podczas róŜnych rodzajów zwarcia

Wpływ rezystancji przejścia na pomiar odległości w zabezpieczeniu odległościowym

Zwarcia występujące w sieciach napowietrznych mają prawie zawsze charakter zwarć pośrednich, związanych z występowaniem stosunkowo duŜych wartości rezystancji przejścia w punkcie zwarciowym.

Rezystancja przejścia wpływa na zwiększenie ogólnej impedancji pętli zwarciowej, groŜąc niewybiorczym, a nawet brakującym, zadziałaniem zabezpieczenia odległościowego. W przypadku zasilania jednostronnego zasilania punktu zwarciowego, rezystancja przejścia dodaje się wektorowo do impedancji pętli zwarciowej odpowiadającej zwarciu bezpośredniemu.

JeŜeli jednak zwarcie pośrednie jest zasilane dwustronnie (rys. 6.3) to przez rezystancję przejścia przepływa suma prądów dopływających do punktu zwarciowego z dwu stron i powstaje na niej dodatkowa starta napięcia. Wskutek tego rezystancja przejścia będzie widziana przez człon pomiarowy zabezpieczenia jako impedancja o większym na ogół module i kacie fazowym, który moŜe przybierać wartości dodatnie lub ujemne (rys. 6.3). Wartość kąta widzianej impedancji zaleŜna jest od kierunku przesyłu mocy czynnej przed wystąpieniem zwarcia. Kąt będzie ujemny dla układu pokazanego na rys 6.3 (górny) i dodatni dla układu jak na rys 6.3 (dolny).

31

Rys. 6.3. Wpływ rezystancji przejścia i kierunku przypływu mocy przed wystąpieniem

zwarcia na sposób dodawania rezystancji przejścia [9]

Kołysania mocy w systemie elektroenergetycznym

W czasie kołysań mocy w systemie elektroenergetycznym istnieje niebezpieczeństwo zbędnego zadziałania zabezpieczeń odległościowych. Zbędnemu zadziałaniu moŜna zapobiec, stosując odpowiednie urządzenia blokujące.

Blokada kołysankowa powinna: • Zablokować zabezpieczenie odległościowe w przypadku, gdy w czasie kołysań

mocy impedancja ruchowa zmniejszy się do się do wartości powodującej pobudzenie członów rozruchowych,

• Spowodować odblokowanie działania zabezpieczenia odległościowego w przypadku, gdy w chwili zaniku impedancji ruchowej powstanie zwarcie.

Typowy przebieg zmian impedancji przez zabezpieczenie odległościowe pokazano na rys 6.4.

32

Rys. 6.4. Przebieg impedancji mierzonej przez zabezpieczenie odległościowe, 1- w

przypadku zwarcia 2 – w przypadku kołysań mocy [1]

Blokada moŜe być realizowana na wiele sposobów jeden z nich pokazano na rys. 6.5.

Rys. 6.5. Charakterystyki rozruchowe Zk, Zr przekaźników impedancyjnych, stanowiących układ blokady kołysaniowej oraz przebieg zmian (P) impedancji mierzonej przez przekaźnik

[1]

Współpraca z łączem telekomunikacyjnym

Zabezpieczenia odległościowe charakteryzują się tym, Ŝe zasięg pierwszej strefy jest ograniczony najczęściej do 85% impedancji zgodnej podstawowego odcinka linii elektroenergetycznej. Oznacza to, Ŝe pozostałe 15% linii chronione jest z czasem 2 strefy. W liniach przesyłowych zasilanych dwustronnie z dwoma zabezpieczeniami zainstalowanymi na kaŜdym końcu linii tylko 70% jej długości jest chronione z czasem 1 strefy. Pozostałe 30% wyłączane jest zawsze przez jedno z zabezpieczeń z czasem 2 strefy. W liniach NN nie moŜna akceptować takiej sytuacji. Czasy wyłączeń powinny być jak najkrótsze, ze względu na duŜe wartości prądów zwarciowych jak i na stabilność systemu elektroenergetycznego.

Stosowanie miedzy zabezpieczeniami odległościowymi łącz telekomunikacyjnych pozwala na przyspieszenie ich działania poprzez wymianę sygnałów świadczących o ich działaniu.

RozróŜnia się dwa zasadnicze rodzaje sygnałów współpracy z łączem: • Wyłączające, • Blokujące.

Przypadki pokazane na rys. 6.6 dotyczą czterech podstawowych trybów pracy. Pierwszy tryb pracy rys. 6.6a pozwala na bezzwłoczne wyłączenie w przypadku

wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie.

33

Drugi tryb pracy rys. 6.6b pozwala na bezzwłoczne wyłączenie w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie po wysłaniu do sąsiedniego przekaźnika rozkazu na wydłuŜenie do 115% zasięgu jego pierwszej strefy.

Trzeci tryb pracy rys. 6.6c pozwala na zablokowanie wyłączenia w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie, ale poza chronionym odcinkiem poprzez skrócenie zasięgu pobudzonego przekaźnika.

Trzeci tryb pracy rys. 6.6d pozwala na zablokowanie wyłączenia w przypadku wykrycia przez jeden z przekaźników zwarcia w pierwszej strefie, ale poza chronionym odcinkiem.

Rys. 6.6. Tryby współpracy z łączem telekomunikacyjnym a) wyłączenie, b)

wydłuŜenie 1 strefy. c) skrócenie 1 strefy, d) blokowanie [1]

34

Zabezpieczenie 7SA511 oraz 7SA513 firmy Siemens

Urządzenie zabezpieczeniowe serii 7SA511 oraz 7SA513 posiadają podobne funkcje zabezpieczeniowe i algorytmy działania. Występują oczywiście niewielkie róŜnice, lecz są one tak małe, Ŝe w pracy opisano model 7SA513. Wygląd zewnętrzny urządzenia zabezpieczeniowego serii 7SA513 przedstawiono na rys. 6.7.

Rys. 6.7. Urządzenie zabezpieczeniowe 7SA513, [8]

Cyfrowe zabezpieczenie odległościowe 7SA513 zapewnia szybką, niezawodną i selektywną likwidację wszystkich rodzajów zwarć doziemnych i międzyfazowych w liniach napowietrznych i kablowych zasilanych jedno i dwustronnie. Zawarte w urządzeniu funkcje zabezpieczeniowe oraz algorytm ich działania są zoptymalizowane do ochrony długich linii przesyłowych (NN, WN). Zabezpieczenie jest więc szczególnie przydatne w systemach najwyŜszych i wysokich napięć.

MoŜe być stosowane jako zabezpieczenie główne lub rezerwowe w stosunku do zabezpieczeń odcinkowych linii.

Podstawową funkcją zabezpieczenia jest określenie odległości do miejsca zwarcia przez pomiar impedancji. Na rysunku 6.8. przedstawiono charakterystykę impedancyjną poszczególnych stref pomiarowych funkcji odległościowej przekaźnika 7SA513.

Rys. 6.8. Charakterystyki impedancyjne w urządzeniu 7SA513 [8]

35

Zabezpieczenie REL531 firmy ABB

Zabezpieczenie odległościowe REL531 jest jednym z podstawowych elementów do aplikacji związanych z liniami rozdzielczymi i stanowi waŜny składnik konceptu automatyki stacyjnej. Wygląd zewnętrzny zabezpieczenia odległościowego REL531 przedstawiono na rys. 6.9.

Rys. 6.9. Urządzenie zabezpieczeniowe odległościowe REL531, [10]

Zabezpieczenie P443 firmy AREVA

Podstawową funkcją w zabezpieczeniu MICOM P443 jest zabezpieczenie odległościowe charakteryzujące się niezaleŜnymi pomiarami dla róŜnych typów zwarć oraz stref. Posiada ono charakterystyki w kształcie czworoboku lub charakterystyki kołowe typu MHO.

Poszczególne strefy maja ściśle określone kierunki działania Strefa 1, 2, 3 są skierowane do przodu. Strefa 4 jest strefą wsteczna. Jedynie strefa P ma moŜliwość dowolnego przyporządkowania kierunku działania. Zabezpieczenie posiada automatyczna kompensacje wpływu impedancji ziemi dla zwarć doziemnych.

36

Rys. 6.10. Urządzenie zabezpieczeniowe odległościowe P443

Zabezpieczenie porównawczo-prądowe 7SD512 firmy Siemens

Cyfrowe zabezpieczenie porównawczo-prądowe stanowi szybkie i selektywne zabezpieczenie od zwarć w liniach kablowych i napowietrznych. PoniewaŜ porównanie zmierzonych wartości wykonywane jest indywidualnie dla kaŜdej fazy, to sposób uziemienia

37

punktu gwiazdowego sieci nie ma znaczenia, o ile prąd zwarciowy ma dostatecznie wysoką wartość i powoduje pobudzenie zabezpieczenia. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego porównawczo-prądowego typu 7SD512 firmy Siemens przedstawiono na rys. 6.11.

Rys. 6.11. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego 7SD512, [8]

Działanie zabezpieczenia porównawczo-prądowego opiera się na wymianie informacji o prądach płynących w linii, na jej początku i końcu. Układ zabezpieczenia wymaga zainstalowania jednego urządzenia na kaŜdym z końców linii (rys. 6.12). Wymiana danych wymaganych do współdziałania obydwóch zabezpieczeń jest realizowana za pomocą sygnałów cyfrowych. SłuŜą do tego celu połączenia światłowodowe. PoniewaŜ bez zakłóceniowy przesył danych jest warunkiem koniecznym do prawidłowego działania zabezpieczenia, więc jakość transmisji jest ciągle kontrolowana.

Rys. 6.12. Schemat współpracy zabezpieczenia typu 7SD512 dla linii WN, [16]

Zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe zwłoczne 7SJ531

Podstawową funkcją zabezpieczeniową urządzenia 7SJ531 jest przekaźnik nadmiarowo-prądowy zwłoczny, uzupełniony przez dodatkowe elementy takie jak: pomiar odległości od miejsca zwarcia, automatyka LRW, zabezpieczenie pod- i nadnapięciowe. Urządzenie to stosowane jest jako zabezpieczenie rezerwowe w polach linii NN i WN.

Cechą charakterystyczną opisywanego przekaźnika jest moŜliwość sterowania stanem łączników za pomocą przycisków znajdujących się na panelu przednim (rys. 6.13). MoŜliwa jest równieŜ wizualizacja stanu łączników poprzez duŜy wyświetlacz LCD (rys. 6.13.).

38

W przekaźniku tym moŜna uruchomić dodatkowe funkcje tzn.: zabezpieczenie nadprądowo-kierunkowe oraz wysokoczułe zabezpieczenie ziemnozwarciowe.

Wygląd urządzenia zabezpieczeniowego typu 7SJ531 przedstawiono na rys. 6.13.

Rys. 6.13. Wygląd urządzenia zabezpieczeniowgo 7SJ531, [11]

Łącze szeregowe umoŜliwia współpracę z innymi cyfrowymi urządzeniami sterującymi i magazynującymi informacje. Do transmisji danych stosowany jest standardowy protokół VDEW/ZVEI. Urządzenie moŜe, więc pracować w układzie lokalnej automatyki stacyjnej oraz wymieniać lokalnie informacje z komputerami przenośnymi wyposaŜonymi w odpowiednie oprogramowanie.

Zabezpieczenia róŜnicowe

Zabezpieczenia róŜnicowe są stosowane do selektywnego i bezzwłocznego wyłączenia zwarć wielkoprądowych. MoŜna to osiągnąć przez porównanie wartości prądów na wejściu i wyjściu danego elementu układu elektroenergetycznego. W najprostszym przypadku np. w transformatorze dwuuzwojeniowym, istnieje jedno wejście i jedno wyjście w najbardziej skomplikowanym zaś tj., gdy elementem zabezpieczanym są szyny zbiorcze wielopolowej rozdzielni WN, wejść i wyjść jest wiele. NiezaleŜnie od rodzaju zabezpieczanego elementu systemu elektroenergetycznego, ogólna zasada stosowania kryterium róŜnicowego jest taka sama, róŜne mogą być natomiast techniczne sposoby realizacji zabezpieczeń opartych na tym kryterium.

Tablica Zakres zastosowania zabezpieczeń róŜnicowoprądowych [2] LP OBIEKT ZAKRES STOSOWANIA

1. Generatory synchroniczne pracujące bezpośrednio na szyny zbiorcze

Gdy PGn>2 MW

2. Generatory synchroniczne pracujące w układach blokowych

Gdy PGn≥ 25 MW

3. Transformatory Gdy STn>5 MW 4. Bloki generator transformator Dla wszystkich mocy znamionowych 5. Linie elektroenergetyczne WaŜne linie dwustronnie zasilane 6. Szyny zbiorcze Dla wszystkich stacji o Un≥ 220kV oraz w

załoŜonych stacjach 110kV 7. Silniki elektryczne WN Gdy PMn>2 MW i wypraowadzone na zewnątrz 6

końcówek uzwojeń stojana

39

Ogólna zasada pomiaru prądu róŜnicowego

Zasadę pomiaru prądu róŜnicowego do wykrywania zwarć wielkoprądowych ilustruje poniŜszy rysunek. Jako obiekt chroniony wybrano krótką linię elektroenergetyczną, łączącą stacja A i B. ZałoŜono, Ŝe istnieje tylko jedno źródło zasilające w stacji A.

Rys. 6.14. Schemat blokowy zabezpieczenia róŜnicowego niestabilizowanego, [2]

Układ do pomiaru prądu róŜnicowego Id składa się z przekładników prądowych, zainstalowanych na obydwu końcach linii LAB. Zaciski przekładników połączone są przeciwsobnie tzn. zacisk S1 przekładnika PPA z zaciskiem S2 przekładnika PPB. W gałęzi poprzecznej, zwanej teŜ gałęzią róŜnicową jest włączony przekaźnik róŜnicowy RI. W przypadku zwarcia zewnętrznego poza strefą w punkcie F1 moŜna napisać zaleŜność:

sBsAd III −=

Zakładając, Ŝe:

sBsA II =

Oznacza to, Ŝe:

0=dI

a zatem nie ma warunków do działania przekaźnika RI. W przypadku zwarcia wewnętrznego w strefie w punkcie F2 moŜna napisać zaleŜność:

sAd II =

poniewaŜ prąd zwarciowy przepływa tylko przez uzwojenie pierwotne przekładnika PPA a zatem istnieją warunki do działania przekaźnika RI. Wadą takiego układu jest występowanie prądu róŜnicowego takŜe w warunkach normalnej pracy (obciąŜenia). Dotyczy to szczególnie transformatorów. Przyczyny takiego stanu to:

• Brak moŜliwości ścisłego dokładnego dobrania przekładni przekładników prądowych do przekładni transformatora, zwłaszcza gdy transformator ma przełącznik zaczepów,

• Po obu stronach transformatora zainstalowano róŜne typy przekładników prądowych.

Wady tej pozbawiony jest układ róŜnicowy stabilizowany.

W układzie tym prąd róŜnicowy określany jest zaleŜnością:

40

sBsAd III −=

Natomiast prąd stabilizujący określa się:

sBsAst III +=

Istnieje wiele róŜnych sposobów określania prądów stabilizującego i rozruchowego, wynika to z algorytmów działania wybranych urządzeń i jego producenta.

W przypadku zwarcia poza strefą chronioną (punkt F1) prąd Ist jest znacznie większy od Id, co oznacza nie działanie zabezpieczenia. W przypadku zwarcia w strefie (punkt F2) prąd Ist jest znacznie mniejszy od Id, co oznacza działanie zabezpieczenia.

Rys. 6.15.Schemat blokowy zabezpieczenia róŜnicowego stabilizowanego, [2]

W zabezpieczeniach róŜnicowych wprowadza się współczynnik stabilizacji kst (nazywany równieŜ współczynnikiem hamowania) zdefiniowanym jako:

st

dst I

Ik

∆∆=

gdzie dI∆ ; stI∆ - przyrosty prądów Id i Ist w dowolnym punkcie charakterystyki rozruchowej

Id=f(Ist).

7. Zabezpieczenia transformatorów

Awaryjno ść transformatorów

Transformatory są elementami o małej awaryjności. Statystyki wykazują, Ŝe ich uszkodzenia liczone dla 100 transformatorów zdarzają się przeciętnie dwa razy w roku. Awaryjność transformatorów zgodnie z danymi NORDEL wzrasta wraz z poziomem napięcia znamionowego górnej strony transformatora.

41

Rys. 7.1. Awaryjność transformatorów w systemie NORDEL w latach 1981-1990 [10]

Według statystyk procentowy rozkład rodzajów uszkodzeń transformatorów jest następujący:

• Uszkodzenia uzwojeń – 51%, • Uszkodzenia przełączników zaczepów – 19% • Uszkodzenia izolatorów przepustowych – 9% • Uszkodzenia przewodów wyjściowych – 6% • Uszkodzenia rdzeni – 2% • Inne uszkodzenia – 13%

Statystyki podają równieŜ, Ŝe ok. 42% uszkodzeń jest wywołane przyczynami mechanicznymi, ok. 35% - elektrycznymi, zaś ok. 23% cieplnymi. Ogólna liczba zwarć w transformatorach stanowi 2% wszystkich zwarć systemie elektroenergetycznym. Jednak skutki tych zwarć bywają szczególnie groźne z następujących powodów:

• Zwarcia wewnętrzne powodują uszkodzenia, których usunięcie niejednokrotnie wymaga demontaŜu transformatora,

• Jeśli zwarcie nie zostanie wyłączone po 0,6-1s, moŜna się spodziewać wybuchu, rozsadzenia kadzi i wypływu oleju,

• Zwarcie w transformatorze sprzęgłowym lub blokowym jest szczególnie niebezpieczne dla systemu elektroenergetycznego.

Zakłócenia w pracy transformatorów i autotransformatorów

Zwarcia Na rysunku 7.2 pokazano symbolicznie rodzaje zwarć jakie mogą wystąpić na obszarze

ograniczonym wyłącznikami po górnej i dolnej stronie transformatora. MoŜna je podzielić, na zwarcia w polach 1,2 oraz zwarcia wewnątrz kadzi (3-7). Te pierwsze są mniej groźne dla samego obiektu, ale bardzo groźne dla stabilności systemu. Oczywiście stopień zagroŜenia zaleŜy od tego, czy są to zwarcia trójfazowe, czy dwu lub jednofazowe.

Zwarcia wewnątrz kadzi mogą być zwarciami na wyprowadzeniach uzwojeń (3, 4), zwarciami zwojowymi (5, 6) oraz zwarciami między uzwojeniem a kadzią (7).

42

Rys. 7.2. Rodzaje zwarć w transformatorze [2]

Nadmierny strumień w rdzeniu

Rdzenie transformatorów, w których maksymalna znamionowa indukcja siega 1,6-1,75 T, pracują blisko poziomu nasyceni, wynoszącego 2-2,1 T dla zimnowalcowanych blach transformatorowych. Jeśli w czasie pracy indukcja wzrośnie na skutek wzrostu napięcia lub obniŜenia częstotliwości to nastąpi nasycenie rdzenia zawłaszcza w tych jego częściach, gdzie występują zwęŜenia przekroju. W czasie nasycenia większa część strumienia zamyka się przez powietrze. Jest to szczególnie niebezpieczne w okolicach śrub mocujących, przez które w normalnych warunkach płynie maleńka część strumienia. W stanie nasycenia większy strumień przechodzący przez stalowe lite śruby powoduje powstanie znacznych prądów wirowych i nagrzewanie się tych elementów konstrukcji.

Przegrzanie uzwojeń

Energia wydzielana na rezystancji uzwojeń jest przyczyną wzrostu temperatury wewnątrz kadzi. Powstające ciepło jest oddawane do izolacji stałej i olejowej, który przez system naturalnego, a nawet częściej wymuszonego obiegu oleju powoduje efekt chłodzenia. Wzrost temperatury uzwojeń moŜe być wywołany przeciąŜeniem prądowym lub zmniejszeniem intensywności chłodzenia, np. na skutek całkowitego lub częściowego wyłączenia pomp wymuszających obieg oleju.

Rys. 7.3. Charakterystyka czasowo prądowa zabezpieczeń od przeciąŜeń transformatora [1]

Udary prądu magnesującego

43

Zabezpieczenie róŜnicowe stabilizowane wykorzystywane do ochrony transformatorów

Rys. 7.4. Schemat ideowy jednoliniowy zabezpieczenia róŜnicowego stabilizowanego dla

transformatora dwuuzwojeniowego; Ka- komparator amplitudy Ir- prąd róŜnicowy, [1]

Rys. 7.5. Charakterystyka rozruchowa zabezpieczenia róŜnicowego Ih-prąd hamujący, Ir-prąd hamujący, Iw-prąd wyrównawczy, Irr-prąd rozruchowy, Irr0-prąd rozruchowy początkowy, I’ rr-

prąd rozruchowy zabezpieczenia róŜnicowego niestabilizowanego, Iw- maksymalny prąd wyrównawczy [1]

W przypadku załączania transformatora trójfazowego w stanie jałowym pojawiają się udary prądu magnesującego. Mogą one prowadzić do zbędnego zadziałania przekaźnika. Maksymalna wartość prądu udarowego moŜe dochodzić nawet do 16 krotności prądu znamionowego. Wartość prądu zaleŜy od właściwości magnetycznych blachy, z której wykonano rdzeń transformatora, od mocy znamionowej oraz od odległości rdzenia od uzwojenia. Po upływie 1s prąd magnesujący nie przekracza zwykle 25-40%. Prąd udarowy magnesujący zawiera oprócz składowej nieokresowej zawiera 30-70% drugiej harmonicznej.

Prądy udarowe charakteryzują się następującymi właściwościami: • Wartość maksymalna i skuteczna są porównywalne z wartością prądu

płynącego przez transformator przy zwarciu zewnętrznym, • Zanika na skutek start energii na rezystancjach układu, ale wartość

przekracająca poziom prądu znamionowego moŜe się utrzymywać przez czas rzędu 1s,

44

• Występują w nim harmoniczne nieparzyte i parzyste, z których najbardziej znacząca jest druga harmoniczna. Jej poziom odniesiony do składowej podstawowej moŜe wynosić około 20%.

Rys. 7.6. Przbieg czasowy prądu magnesującego zarejestrowany w trzech fazach po stronie

wtórnej przekładników prądowych [1]

Rys. 7.7. Przebieg czasowy prądu magnesującego po stronie wtórnej przekładnika prądowego

[1]

Rys. 7.8. Układ zabezpieczenia róŜnicowego stabilizowanego do transformatora o grupie

połączeń Yd5 przy zastosowaniu przekładnika wyrównawczego o grupie Yd5 [2]

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne odcinające transformatorów

Zabezpieczenie instaluje się po stronie zasilania transformatora lub po stronie o większej mocy. Zabezpieczenia te powinny reagować na zwarcia na wyprowadzeniach uzwojeń po stronie gdzie zostały zainstalowane. Natomiast nie powinny działać przy zwarciach po stronie

45

przeciwnej. Stanowią one rezerwę dla zabezpieczeń do zwarć wewnętrznych. Wartość rozruchową dobiera się jako:

''max)5,13,1( krp II ÷=

''maxkI - największa spodziewana wartość prądu ustalonego po przeciwnej stronie

transformatora

Rys. 7.9. Schemat zabezpieczenia nadprądowego odcinającego(bezzwłocznego) [2]

Zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne

Stanowi ono rezerwę zabezpieczeń zarówno podstawowych transformatora jak i urządzeń zasilanych ze stacji, do której przyłączony jest transformator. Opóźnienie działania jest tak dobierane aby zachować selektywność nie tylko względem zabezpieczeń innych urządzeń zasilanych ze stacji, ale takŜe selektywność otwierania wyłączników poszczególnych stron transformatora. Dla przykładu pokazanego na rys. 7.10. opóźnienia powinny spełniać warunek:

321 ttt >>

Rys. 7.10. Schemat zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego [2]

TnrMrp IKI )6,14,1( ÷=

rMK - współczynnik uwzględniający ewentualny wzrost prądu wywołany samorozruchem silników

TnI - znamionowy prąd danej strony transformatora

46

Zabezpieczenie od zwarć z kadzią

Rys. 7.11. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od zwarć z kadzią [2]

max03)1,005,0( II rp ÷=

Zabezpieczenia odległościowe transformatorów

Rys. 7.12. Rozpływ prądów w transformatorze Yd [2]

ZT - impedancja transformatora, Zs1 ZS0- impedancja systemu po stronie gwiazdy dla składowej zgodnej i zerowej, ZP1 - impedancja systemu po stronie trójkąta dla składowej

zgodnej [10]

TI ZZ 7,0=

TII ZZ 3,1=

inwst ZZ Im85,0=

47

Zabezpieczenia technologiczne (przekaźnik Buchholza)

Rys. 7.13. Schemat wbudowania przekaźnika gazowo-przepływowego 3 przewód rurowy łączący kadź transformatora 1 z konserwatorem 2 [1]

Rys. 7.14. Schemat przekaźnika gazowo-przepływowego w jednym z rozwiązań [1]

Rys. 7.15. Schemat funkcjonalny zabezpieczenia gazowo-przepływowego a) schemat ogólny

b) schemat obwodów sterowania otwarciem wyłączników transformatora[1]

Ochrona duŜych jednostek

Dla duŜych jednostek zazwyczaj stosowane są następujące rodzaje zabezpieczeń:

48

• Zabezpieczenie róŜnicowe wzdłuŜne stabilizowane, często dwustopniowe z drugim

członem wysokoprądowym niestabilizowanym,

• Zabezpieczenie odległościowe wielostrefowe dwukierunkowe po stronie wyŜszego

napięcia,

• Zabezpieczenie odległościowe wielostrefowe dwukierunkowe po stronie niŜszego

napięcia,

• Zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe o odwróconym kierunku zainstalowane

po stronie wyŜszego napięcia, „patrzące” w sieć wyŜszego napięcia,

• Zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe o odwróconym kierunku zainstalowane

po stronie niŜszego napięcia, „patrzące” w sieć niŜszego napięcia,

• Zabezpieczenie ziemnozwarciowe bezkierunkowe zainstalowane w punkcie zerowym

transformatora.

Współpracę zabezpieczeń ilustruje rys. 7.16. Na rys. 7.16 widać, Ŝe zabezpieczenia są

połączone z obwodami wtórnymi oraz współdziałają ze sobą w następujący sposób:

1. Zabezpieczenie róŜnicowe zasilane jest z przekładników prądowych

umiejscowionych po obu stronach transformatora i podaje impuls na otwarcie

wyłączników po obu stronach transformatora na kaŜdy obwodach wyłączających, czyli

na otwarcie na cewek wyłączników po stronie OW1 220, OW2 220, OW1 110 oraz

OW2 110.

2. Wielostrefowe zabezpieczenia odległościowe zainstalowane po obu stronach

transformatora działają w identyczny sposób, tzn. zwarcia „widziane” w transformatorze

likwidują wysyłając impulsy wyłączające w podstawowe obwody wyłączające

OW1 220 i OW1 110. Natomiast zwarcia w sieci likwidują wysyłając impuls

wyłączający na wyłącznik po tej stronie transformatora, po której stwierdzono zwarcie i

po dodatkowej zwłoce na wyłącznik po drugiej stronie transformatora. Zatem

zabezpieczenie odległościowe umiejscowione po stronie 220kV i likwidujące zwarcie w

sieci 220kV wysyła impuls wyłączający w obwodzie OW1 220kV i jednocześnie

pobudza dodatkowy człon czasowy, który po odmierzeniu dodatkowej zwłoki

(zazwyczaj wynoszącej 0,3s÷0,35s pozwalającej na eliminację zakłócenia przez

zabezpieczeniach w polach odpływowych) wysyła impuls wyłączający w obwodach

rezerwowych OW2 110 po stronie 110kV. Jest to lokalna rezerwa transformatorowa,

która ma za zadanie chronić transformator przed skutkami zwarć zewnętrznych

niewyłączonych przez zabezpieczenia pól liniowych.

3. Podobnie działają zabezpieczenia ziemnozwarciowe kierunkowe o odwróconych

kierunkach zainstalowane po obu stronach transformatora. PoniewaŜ ich podstawowym

kierunkiem działania jest sieć WN zabezpieczenia te impulsują – podobnie jak

zabezpieczenia odległościowe – jedynie na wyłącznik po tej stronie transformatora, po

której stwierdzono zwarcie. I podobnie jak w przypadku zabezpieczeń odległościowych

impuls ten pobudza jednocześnie dodatkowy człon czasowy, który po odmierzeniu

czasu zwłoki (0,3s÷0,35s) wysyła impuls na wyłącznik po drugiej stronie

49

transformatora. Zabezpieczenia te działają zwykle jedynie w jednych z obwodów

wyłączających, tzn, OW2 220 i OW2 110.

4. Zabezpieczenie ziemnozwarciowe bezkierunkowe zasilane prądem z przekładnika

prądowego umiejscowionego w punkcie gwiazdowym transformatora zwykle jest

nastawione z bardzo duŜą zwłoką czasową tak, aby dać szansę działania wszystkim

innym zabezpieczeniom w polu transformatora. Przekaźnik działając wysyła impulsy

wyłączające w obwodach rezerwowych po obu stronach transformatora, a zatem

OW2 220 i OW2 110. SCHEMAT FUNKCJONALNY KONWENCJONALNEGO ROZWIAZANIA

ZABEZPIECZENIA TRANSFORMATORA WN O NAPIECIU GORNYM 220KV

220kV 110kV

3Io> OW2 110OW2 220"0"

dI%OW1 220OW2 220

OW1 110OW2 110

3Io> 3Io>

3Uo 3Uo

td

OW2 220

OW2 110 td

OW2 110

OW2 220

Z<

td

OW2 220

OW1 220OW1 110

OW2 110

Z<

td

OW1 110OW1 220

OW2 110

OW2 220

3x100V 3x100V

OW1 110 OW2 110OW1 220 OW2 220

Rys. 7.16. Schemat wzajemnych powiązań zabezpieczeń stosowanych do ochrony

transformatora

8. Zabezpieczenia linii sieci średniego napi ęcia

Zabezpieczenia linii SN od zwarć doziemnych (małoprądowych)

Zwarcia doziemne są najczęściej występującym zakłóceniem w sieciach rozdzielczych zarówno napowietrznych, jak i kablowych. Stanowią one przyczynę większości zwarć międzyfazowych. Identyfikacja, eliminacja i lokalizacja zwarć doziemnych w sieciach SN jest jednym z trudniejszych problemów automatyki zabezpieczeniowej.

Podczas zwarcia doziemnego w sieci SN, niezaleŜnie od sposobu pracy jej punktu neutralnego, prąd zerowy pojawi się nie tylko w linii doziemionej, ale równieŜ w liniach zdrowych. NaleŜy równieŜ zaznaczyć, Ŝe wartość prądu zwarciowego w sieciach izolowanych nie zaleŜy od miejsca zwarcia. Prąd zwarcia uzaleŜniony jest od napięcia sieci, impedancji przejścia do ziemi oraz pojemności zerowej całej sieci, a zatem od jej rozległości. Wartość tego prądu moŜe wynosić od kilku do kilkunastu amperów

50

Do wykrywania i lokalizacji zwarć doziemnych w sieciach z punktem neutralnym izolowanym, uziemionym przez rezystor oraz w sieciach kompensowanych stosuje się następujące rodzaje zabezpieczeń reagujących na ustalone przebiegi wielkości pomiarowych, wykorzystujące:

• Podstawowe harmoniczne prądów i napięć zerowych oraz kierunek składowych czynnych lub biernych prądu zerowego,

• WyŜsze harmoniczne zawarte w prądach i napięciach zerowych, • Zewnętrzne sygnały zmienno lub stałoprądowe.

Grupa urządzeń wykorzystujących podstawowe harmoniczne prądów i napięć zerowych

Do grupy tej zaliczają się zabezpieczenia:

• Nadnapieciowe zerowe (generalnie sygnalizacja), • Nadprądowe zerowe, • Czynno i biernomocowe (kierunkowe), • Admmitancyjne, konduktancyjne, susceptancyjne.

Grupa urządzeń wykorzystujących wyŜsze harmoniczne

Do grupy tej zaliczają się urządzenia reagujące na:

• Bezwzględną wartość sumy wyŜszych harmonicznych w prądzie zerowym,

• Wartość piątej harmonicznej prądu zerowego, • Stosunek wartości wyŜszych harmonicznych do wartości prądu pierwszej

harmonicznej w prądzie zerowym danej linii, • Wartość sumy wyŜszych harmonicznych prądów zerowych w

poszczególnych liniach odchodzących z tycz samych szyn zbiorczych danej rozdzielnicy.

Skuteczność działania zabezpieczeń tego typu zaleŜy od stałości poziomu wyŜszych harmonicznych w prądzie zerowym. Często poziom ten zmienia się w danej sieci w szerokim zakresie. Wpływa na to tłumienność sieci, stopień kompensacji ziemnozwarciowej, rezystancja przejścia w miejscu zwarcia.

Zabezpieczenia wykorzystujące zewnętrzne sygnały zmienno- lub stałoprądowe

W sieciach kompensowanych, w których występuje niski poziom naturalnych wyŜszych harmonicznych lub, w których zakres zmian poziomu harmonicznych jest znaczny, stosuje sie sztuczne wymuszanie przebiegów prądowych o odpowiednio duŜej amplitudzie i określonej częstotliwości z zakresu 100kHz do 500kHz. Sygnał taki przekazywany jest doz sieci z chwilą wystąpienia doziemienia wykrytego przez zabezpieczenie nadnapięciowe zerowe.

Sposoby ochrony linii w zaleŜności od trybu pracy punktu neutralnego sieci

Sieci SN mogą pracować jako:

• Sieci z izolowanym punktem neutralnym, • Sieci kompensowane, • Sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor.

Sieci izolowane występują bardzo rzadko, zwykle są to sieci o małej rozległości. Trwałe uziemienie punktu neutralnego przez rezystor stosowane jest zwykle w sieciach kablowych.

51

Większość sieci napowietrznych i napowietrzno-kablowych średniego napięcia pracuje jako sieci kompensowane z krótkotrwałym włączeniem rezystora po powstaniu zwarcia doziemnego.

Sieci z izolowanym punktem neutralnym

Na rys.8.1 pokazano rozpływ prądu zerowego w sieci z izolowanym punktem neutralnym, przy pominięciu impedancji wzdłuŜnych. Od szyn odchodzą trzy linie, zaś zwarcie fazy A z ziemią zostało wykonane na końcu linii (1). Prąd w miejscu zwarcia Iz jest równy sumie wektorowej prądów płynących przez pojemności doziemne linii.

)3()3()2()2()1()1(cbcbcbZ IIIIIII +++++=

Prąd zerowy 3I0 (w punkcie pomiarowym linii uszkodzonej) określa równanie: )3(

0)2(

0)1()1(

0 33)(3 IIIIII cbz +=+−= W sytuacji typowej, gdy łączna długość sieci (czyli suma długości linii odchodzących od szyn zbiorczych) jest znacznie większa od długości i-tej linii, moŜna przyjąć, Ŝe:

)1(00 33 II ⟩⟩

Rys. 8.1. Rozpływ prądów oraz wykresy wektorowe w sieci izolowanej podczas zwarcia

doziemnego

52

WaŜną cechą pokazaną na rysunkach pozwalającą na rozróŜnienie linii, w której nastąpiło zwarcie od linii nieuszkodzonych jest kierunek prądów 3I0 w liniach zdrowych i linii chorej.

W sieciach izolowanych moŜna stosować zabezpieczenia nadprądowe zerowe nastawione zgodnie z

icr

i

b

k

II

Ik

ϑα

ϑα 00 3)1(3 −≤≤

Ir- prąd rozruchowy, 3I0- prąd sumaryczny w miejscu zwarcia z ziemią, kb – współczynnik bezpieczeństwa (kb ≥ 2), kc – współczynnik czułości równy 1.25-1.5, α- współczynnik lokalizacji zabezpieczenia, ϑi – przekładnia przekładnika.

Zabezpieczenie kierunkowe biernomocowe

Zabezpieczenie kierunkowe o kącie maksymalnej czułości 90° (charakterystyka sinusowa) biernomocowa. Wykorzystujące cechę pokazaną na wykresach wektorowych, Ŝe prąd zerowy w linii uszkodzonej jest opóźniony względem napięcia zerowego o 90°.

Zabezpieczenie admitancyjne

Zabezpieczenie admitancyjne moŜe być stosowane dla kaŜdego rodzaju sieci naleŜy jedynie odpowiednio dobrać jego nastawienia.

Rys. 8.2. Działania zabezpieczenia admitancyjnego

Sieci kompensowana

Sieć kompensowana to sieć, w której punkt neutralny układu jest uziemiony przez cewkę indukcyjną, zwaną cewką Petersena. Taki układ pracy sieci pozwala na kompensowanie prądu zwarciowego mającego charakter pojemnościowy prądem o charakterze indukcyjnym. Dławiki są skutecznym środkiem przy likwidowaniu zwarć doziemnych. W sieciach napowietrznych likwidują one całkowicie zwarcia przemijające w ciągu zaledwie kilku dziesiątych sekundy oraz ograniczają znacznie wartości prądów ziemnozwarciowych przy

53

zwarciach trwałych. Dzięki temu sieć moŜe pracować mimo istnienia zwarcia bez wyłączenia z ruchu przez dłuŜszy czas. Aktualnie dąŜy się do jak najszybszego eliminowania z ruchu uszkodzonych linii.

Rys.8.3. Rozpływ prądów fazowych przy doziemieniu w sieci kompensowanej

54

Rys. 8.4. Zabezpieczenie czynnoprądowe kierunkowe w sieci z przejściowym doziemieniem

przez rezystor Rw (automatyka AWSC)

Zabezpieczenie kierunkowe czynnomocowe

Zabezpieczenie kierunkowe o kącie maksymalnej czułości 0° (charakterystyka cosinusowa) czynnomocowa. Wykorzystujące cechę pokazaną na wykresach wektorowych (rys. 8.3), Ŝe prąd zerowy w linii uszkodzonej jest w fazie z prądem zerowym. Działanie zabezpieczenia jest powiązane z funkcjonowaniem automatyki AWSC. Załączenie rezystora bocznikującego powoduje przepływ duŜego prądu o charakterze czynnym jedynie w linii uszkodzonej. Pozwala to na pewne i szybkie wyeliminowanie uszkodzonego odcinka.

Zabezpieczenia linii średniego napięcia od zwarć wielkoprądowych

Linie SN chroni się przed skutkami zwarć wielkoprądowych za pomocą zestawu przekaźników nadprądowych: zwłocznego i bezzwłocznego. Współpraca przekaźników chroniących ciąg linii pokazano na rys. 8.5.

Rys. 8.5. Nastawienia i współpraca przekaźników nadprądowych chroniących linie SN od

zwarć wielkoprądowych

55

Czas działania zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego wybiera się dłuŜszy o czas stopniowania od najdłuŜszego czasu zadziałania dowolnego z zabezpieczeń odcinków sieci połoŜonych dalej od źródła zasilania (rys. Czas stopniowania powinien być najkrótszy. Jego minimalna wartość uwzględnia błędy czasowe zabezpieczeń oraz czas otwarcia wyłącznika. ZaleŜy ona w duŜym stopniu od konstrukcji przekaźników prądowych oraz od konstrukcji wyłączników i zawiera się w granicach 0,3-0,7 s. Prąd rozruchowy Irz powinien odpowiadać warunkowi:

ip

msbrz k

IkrkkI

ϑ

'

≥

Im- prąd największego obciąŜenia zabezpieczanego odcinka sieci po stronie pierwotnej przekładników prądowych, ϑi - przekładnia znamionowa przekładników prądowych, kb- współczynnik bezpieczeństwa równy 1,2, kr =1-4 współczynnik samorozruchu silników zasilanych z zabezpieczanego odcinka sieci, zaleŜnie od udziału obciąŜenia silnikowego w ogólnym obciąŜeniu, kp – współczynnik powrotu, k’ s - współczynnik schematowy równy 1 dla zasilania przekaźnika prądami fazowymi, równy

3 dla zasilania przekaźnika róŜnicą prądów dwóch faz.

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne reagują na wzrost natęŜenia prądu w zabezpieczanym odcinku sieci. Wybiórczość działania tych zabezpieczeń uzyskuje się przez stopniowanie prądu rozruchowego, stosownie do zmian wartości prądu zwarcia wzdłuŜ impedancji linii promieniowej. Prąd rozruchowy Irz zabezpieczenia nadprądowego wybiera się wg wzoru:

ic

zsrz k

IkI

ϑmin

'

≤

Izm- największy prąd zwarciowy przy zwarciu metalicznym trójfazowym na końcu danego odcinka linii promieniowej, ϑi - przekładnia znamionowa przekładników prądowych, kc- współczynnik czułości dla zabezpieczenia linii kc=1,5 dla zabezpieczenia rezerwowego kc=1,3. k’ s - współczynnik schematowy równy 1 dla zasilania przekaźnika prądami fazowymi, równy

3 dla zasilania przekaźnika róŜnicą prądów dwóch faz. Na rysunku 8.6 pokazano przykładowe sposoby zabezpieczania linii SN.

56

Rys. 8.6. Przykłady sposobów zabezpieczania linii SN

9. Zabezpieczenia silników

Zakłócenia w pracy silników elektrycznych mogą być związane z nienormalnymi warunkami ich pracy. Silniki elektryczne są jednymi z najczęściej spotykanych elementów systemu elektroenergetycznego. Wymagają stosowania aparatury zabezpieczeniowej a jej róŜnorodność wynika zarówno ze względu na wartości mocy znamionowej oraz napięcia znamionowego, jaki i ze znaczenia napędzanych urządzeń. Dodatkowo silniki elektryczne róŜnią się zasadą działania i konstrukcją, a podstawowy podział silników prądu przemiennego polega na rozróŜnieniu silników indukcyjnych (asynchronicznych) oraz synchronicznych.

Zakłócenia w pracy silników

Typową charakterystykę normalnie pracującego silnika przedstawiono na rys. 9.1. Pokazano na nim moment rozwijany przez silnik indukcyjny w funkcji poślizgu.

Rys. 9.1. Charakterystyka silnika indukcyjnego a)charakterystyka momentu w funkcji

poślizgu (1- moment silnika przy napięciu znamionowym, 2- moment silnika przy 70% napięcia znamionowego, 3- moment hamujący napędzanego urządzenia); b) wartość skuteczna składowej sinusoidalnej prądu stojana w funkcji poślizgu (1- przy napięciu

znamionowym, 2- przy 70% napięcia znamionowego)

Rozruch silnika, czyli przejście od poślizgu równego jedności do ustalonej wartości, wiąŜe się z przepływem znacznego prądu. Na rysunku 9.2 pokazano zmianę skutecznej wartość prądu

57

rozruchu w funkcji czasu. W pierwszej chwili po załączeniu pojawia się duŜy prąd o wartości I’ Mr wynoszącej około (1,5-1.7) IMr, co jest spowodowane składową aperiodyczną. Następnie prąd okresowy o wartości skutecznej IMr utrzymuje się na niemal niezmienionym poziomie przez cały czas rozruchu trM. Czas ten moŜe być bardzo długi, od kilku do kilkudziesięciu sekund. Po jego upływie poślizg zmniejsza się poniŜej wartości krytycznej sk i prąd silnika maleje do wartości IM.

Rys. 9.2. Zmiana wartości skutecznej prądu rozruchu silnika w funkcji czasu

Do zakłóceń w pracy silnika moŜna zaliczyć:

• Zwarcia w uzwojeniach stojana. Są to zwarcia międzyfazowe, zwojowe i doziemne (rys. 9.3)

Rys. 9.3. Rodzaje moŜliwych zwarć wewnętrznych w uzwojeniu stojana

• Utknięcie silnika, • Przegrzanie uzwojeń stojana lub wirnika na skutek zbyt długiego rozruchu, • Przegrzanie uzwojeń silnika na skutek pracy niepełnofazowej, • Przegrzanie silnika na skutek wstąpienia niesymetrii napięć zasilających, • Przegrzanie uzwojeń silnika na skutek obniŜenia napięć zasilających, • Przegrzanie uzwojeń silnika na skutek na skutek wzrostu momentu hamującego, • Wzrost temperatury silnika spowodowany przyczynami mechanicznymi, • Wypadnięcie z synchronizmu silnika synchronicznego.

Zabezpieczenia silników indukcyjnych

58

Rys. 9.4. Zestaw stosowanych zabezpieczeń silników indukcyjnych

Zabezpieczenia zwarciowe Zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych

• RóŜnicowe, • Nadprądowe, • Ziemnozwarciowe.

Zabezpieczenie róŜnicowe stosuje się do silników, które mają sześć wyprowadzonych końcówek uzwojeń i których moc jest odpowiednio duŜa (powyŜej 2MW).

Jeśli zabezpieczenie nie jest stabilizowane nastawia się je na prąd wynoszący 0,8-1,2 IMn. Jeśli stosuje się zabezpieczenie stabilizowane to nastawienie prądowe przyjmuje się na poziomie 0,5IMn, współczynnik stabilizacji zaś wybiera się z zakresu 0,2-0,4.

Rys. 9.5. Zabezpieczenie róŜnicowe silnika a) układ trójprzekładnikowy, b)układ

dwuprzekładnikowy pełny, c) układ dwuprzekładnikowy uproszczony

59

Zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne moŜna stosować w układzie trój- lub jednoprzekaźnikowym (rys. 9.6). Przekładniki umieszcza się moŜliwie blisko wyłącznika, aby umoŜliwiały zabezpieczenie zarówno zacisków silnika, jak i przewodów łączących je z wyłącznikiem. Nastawienie przekaźników nie powinno powodować ich działania przy rozruchu silnika, a więc prąd pobudzenia przyjmuje się według zasady:

I

Mrsbrp K

IkkI =

IMr- wartość skuteczna składowej okresowej prądu rozruchu, KI- przekładnia przekładników prądowych, kb- współczynnik bezpieczeństwa, wybierany z zakresu 1,4-2, ks- współczynnik

schematowy, wynoszący 1 dla układu z rys. 13.8a lub 3 dla rys. 13.8b.

Przy takim nastawieniu zabezpieczenie chroni tylko niewielki procent uzwojeń, gdyŜ najczęściej przy zwarciach wewnętrznych prąd dopływający do silnika jest mniejszy od prądu pobudzenia. Czułość tego zabezpieczenia sprawdza się kontrolując spełnienie warunku:

cI

krp kK

II

''min≤

''minkI - najmniejsza wartość prądu dopływającego do silnika przy zwarciu na jego zaciskach,

kc – współczynnik czułości, przyjmowany zazwyczaj jako równy 2.

Rys. 9.6. Schematy jednoliniowe zabezpieczeń silników od zwarć międzyfazowych, a) z bezpiecznikami, b) z bezpiecznikiem wbudowanym w rozłącznik, c) z zabezpieczeniem

nadprądowym bezzwłocznym pierwotnym, d) z zabezpieczeniem nadprądowym bezzwłocznym wtórnym, e) z zabezpieczeniem nadprądowym róŜnicowym wzdłuŜnym

Bezpieczniki topikowe stosuje się do silników o mniejszej mocy. Prąd znamionowy wkładki topikowej Ib dobiera się jako większą wartość wyznaczoną z dwóch warunków:

Mnb II 2,1= αMr

b

II =

IMr- wartość skuteczna składowej okresowej prądu rozruchu, α – współczynnik o wartości przyjmowanej z zakresu 1,5 – 3, przy czym wartości mniejsze stosuje się, gdy rozruchy są długotrwałe.

60

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe stosuje się dla silników pracujących w sieciach o małych lub średnich prądach zwarć doziemnych. Wykonuje się je jako nadprądowe zwłoczne zasilane z przekładnika Ferrantiego. Prąd pobudzenia powinien spełniać następujące warunki:

cIrp

I

Mb kK

II

K

Ik 00

1

33 <<

max2 urp II <

I0M- prąd składowej zerowej płynący przy zwarciu zewnętrznym (w sieci), a wyznaczony pojemnościami doziemnymi silnika, kb1 współczynnik bezpieczeństwa, wybierany z zakresu 1,2-1,5, kc - współczynnik czułości, przyjmowany zazwyczaj na poziomie 2, Iumax – największy prąd uchybowy w obwodzie wtórnym przekładnika Ferrantiego przy rozruch silnika.

Czas opóźnienia zabezpieczenia ziemnozwarciowego dobiera się w zakresie 0,1-0,5s. Zabezpieczenie moŜe działać na wyłączenie albo na sygnalizację, w zaleŜności od wymagań dla danej sieci.

Zadaniem zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego jest wyłączenie silnika wówczas, gdy rozruch lub samorozruch trwa zbyt długo oraz gdy podczas normalnej pracy silnika jego prąd nadmiernie wzrasta.

Zabezpieczenie to nastawia się na prąd pobudzenia określony wzorem:

I

Mnbrp K

IkI 2=

kb2- współczynnik wybierany z zakresu 1,2-2.

Opóźnienie zabezpieczenia wynosi przewaŜnie ok. 0,5s. Natomiast zabezpieczenie jest uruchamiane dopiero po upływie nastawionego czasu tzw wyznaczającego najdłuŜszy spodziewany czas rozruchu od chwili załączenia silnika, za którą uwaŜa się chwilę przekroczenia przez ten prąd poziomu ok. 10%IMn .Jeśli więc po upływie czasu tzw od chwili załączenia prąd silnika jest nadal większy (ok. dwa razy) od wartości znamionowej, to z opóźnieniem 0,5s nastąpi wyłączenie silnika. Podczas normalnej pracy silnika stanowi to czułą i szybką rezerwę zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych. Alternatywą dla takiego rozwiązania moŜe być nie stosowanie blokady zabezpieczenia podczas rozruchu, lecz przyjęcie opóźnienia działania większego od najdłuŜszego spodziewanego rozruchu. W tym przypadku zabezpieczenie to przestaje być wartościowym układem rezerwowym działającym przy zwarciach wewnętrznych.

Rys. 9.7. Zabezpieczenie nadprądowe odcinające dla silnika: a) układ trójprzekaźnikowy,

b) układ jednoprzekaźnikowy

61

Zabezpieczenie od nadmiernej liczby kolejnych uruchomień silnika

Zabezpieczenie ma za zadanie chronić wirnik silnika przed nadmierną temperaturą wywołaną zbyt długim czasem rozruchu lub skumulowanym efektem wielu następujących po sobie, rozruchów. Zabezpieczenie cieplne

Wykonane jako układ, w którym modelem cieplnym są paski bimetaliczne (małe silniki) lub analogowy model z integratorami, a ostatnio model cyfrowy. Przekaźnik działa na wyłączenie silnika a jego charakterystyka wyznaczana jest według przyjętej w normach zaleŜności:

( )22

22

lnB

pM

kII

IITt

−−

=

t- czas opóźnienia działania przekaźnika, TM – cieplna stała czasowa silnika, wynosząca od kilku do kilkudziesięciu minut, I – prąd silnika, IB – prąd bazowy silnika wynikający z rzeczywistego obciąŜenia silnika, nastawiany i nastawiany w zakresie od 0,5-1,2 prądu znamionowego , Ip – prąd początkowy przed przeciąŜeniem, czyli przekroczeniem przez prąd silnika granicy kIB, k - stała podawana przez wytwórcę wynosząca od 0,5 do 1,2.

Zabezpieczenie wykonuje się przewaŜnie w układzie dwufazowym, przy czym spełnienie warunku przez prąd płynący w jednej fazie wystarcza do spowodowania wyłączenia silnika.

Zabezpieczenie temperaturowe Zabezpieczenia te są wykonane w postaci czujników termistorowych umieszczonych wewnątrz uzwojeń trzech faz stojana w miejscach gdzie temperatura osiąga największą wartość.

Zabezpieczenie od niesymetrii prądowej Zabezpieczenie od niesymetrii prądowej kontroluje wartość składowej przeciwnej prądów dopływających do silnika i w przypadku przekroczenia nastawionej wartości powoduje wyłączenie silnika.

Zabezpieczenie podnapieciowe

Stosowane jest dla pojedynczych silników lub grup. Pozwala na kontrolowanie poziomu napięcia nie dopuszczając do pracy silników przy zbyt niskim jego poziomie.

Rys. 9.8. Zabezpieczenie podnapięciowe silnika

62

10. Systemowa automatyka ł ączeniowa: SPZ, SZR, SCO

Automatyka SPZ

W liniach napowietrznych większość zakłóceń (od 70 do 90%) jest spowodowana przyczynami o charakterze przemijającym (wyładowania atmosferyczne, wiatr, ptaki itp.).Zwarciom takim towarzyszy palenie się łuku między jednym z przewodów i konstrukcją uziemioną lub między przewodami róŜnych faz. Łuk zwarciowy gaśnie po wyłączeniu linii spod napięcia i nie zapala się przy jej ponownym załączeniu, pod warunkiem, Ŝe przerwa beznapięciowa trwa przez czas dostatecznie długi do spowodowania dejonizacji przestrzeni połukowej. Tego rodzaju zwarcia powodują tylko nieznaczne ślady swego działania na przewodach linii napowietrznych. Zwarcia powstające w kablach prowadzą do uszkodzenia izolacji stałej i dlatego (w przeciwieństwie do linii napowietrznych) mają najczęściej charakter zwarć trwałych. Pomimo to, z małym prawdopodobieństwem, naleŜy się liczyć z moŜliwością wystąpienia zwarć o charakterze przemijającym równieŜ w sieciach kablowych. Z punktu widzenia niezawodności zasilania celowym jest dokonanie próby szybkiego załączenia linii pod napięcie, po jej wyłączeniu przez zabezpieczenia. Podane fakty uzasadniają celowość stosowania urządzeń do SPZ (tzw. automatyka zabezpieczeniowa restytucyjna). Ich działanie polega na samoczynnym podaniu sygnału załączającego na wyłącznik danej linii, wyłączony uprzednio przez zabezpieczenia. JeŜeli zwarcie ma charakter przemijający, to po zadziałaniu układu SPZ linia powraca do stanu normalnej pracy, natomiast w razie zwarcia trwałego następuje ponowne, najczęściej definitywne wyłączenie linii przez automatykę zabezpieczeniową eliminacyjną. W sieciach średnich napięć stosuje się wyłącznie trójfazowe SPZ.

Skuteczność działania SPZ zaleŜy przede wszystkim od właściwego doboru tzw. Czasu przerwy bezprądowej tp. Przez pojęcie to rozumie się czas, jaki upływa od chwili przerwania łuku między stykami otwierającego się wyłącznika do chwili jego ponownego załączenia. Czas przerwy powinien być jak najkrótszy, jednak na tyle długi, aby przerwa beznapięciowa w linii trwała dostatecznie długo do spowodowania dejonizacji przestrzeni połukowej. Z doświadczeń eksploatacyjnych wynika, Ŝe czas przerwy beznapięciowej dla linii 15kV-400kV nie powinien być krótszy od około 0,1 - 0,5s, przy czym dłuŜsze czasy odpowiadają napięciu 400kV.

Zwykle w liniach jednostronnie zasilanych czas przerwy beznapięciowej jest nieco krótszy od czasu przerwy bezprądowej z powodu podtrzymywania napięcia w linii przez wybiegające silniki. Klasyfikacja urządzeń do SPZ:

• Ze względu na długość czasu przerwy, SPZ dzieli się na szybki (0,4-1,2s) i powolny (2s-3min).

• Z punktu widzenia liczby faz wyłączanych i załączanych w czasie cyklu SPZ rozróŜnia się trójfazowy SPZ i jednofazowy SPZ. Jednofazowy SPZ stosuje się jedynie wówczas, gdy wyłącznik składa się z trzech odrębnych jednobiegunowych kolumn wyposaŜonych w odrębne napędy. Wyłączniki takie wykorzystywane są w liniach, 220kV i 400kV. W liniach poniŜej 220kV stosowane są SPZ trójfazowe.

• Liczbę wykonywanych łączeń (jedno lub wielokrotny ). Jednokrotny SPZ określa wykonanie cyklu łączeń WZ (wyłączenie- przerwa bezprądowa-załączenie) jeśli zwarcie było przemijające to linia powraca do normalnego stanu pracy to mówimy o udanym cyklu SPZ. W przypadku zwarcia trwałego jest ono eliminowane w cyklu WZW określanym mianem cyklu nieudanego (przy SPZ jenokrotnym).Wielokrotny SPZ (zazwyczaj dwukrotny) stosowany jest w sieciach SN. Badania awaryjności

63

napowietrznych sieci rozdzielczych 15 kV i 20 kV wykazały, Ŝe ok. 75% zwarć międzyfazowych stanowią zwarcia tzw. szybkoprzemijające, które zanikają w czasie przerwy beznapięciowej ok. 0,4 s. Około 15% zwarć międzyfazowych przypada na zwarcia wolnoprzemijające (w czasie ok. 15 s). Dane te wskazują na celowość stosowania w sieciach napowietrznych średnich napięć urządzeń do dwukrotnego SPZ. Z reguły w pierwszym cyklu działania urządzeń do SPZ dwukrotnego zachodzi szybkie SPZ, charakteryzujące się czasem przerwy beznapięciowej ok. 0,4 s, natomiast w drugim cyklu czas przerwy beznapięciowej jest znacznie dłuŜszy (rzędu kilkunastu sekund). Wadą dwukrotnego SPZ jest szybsze zuŜycie wyłączników.

W przypadku SPZ dwukrotnego mogą wystąpić cykle:

• WZ –udany (pierwsza zwłoka (0,4-1,5s) • WZW – nieudany (jednofazowy przechodzi do następnego poniŜej) • WZWZ – udany (druga zwłoka (kilka sekund do 3min) • WZWZW – nieudany

Rys. 10.1. Diagram wykonywania operacji łączeniowej wyłącznika w cyklu SPZ

Czasy otwierania wyłączników:

• Małoolejowe: 60-150 ms • Pneumatyczne : 30-90 ms • Gazowe z SF6 : 30-90 ms • próŜniowe: 30-70 ms

Czasy zamykania wyłączników: • Małoolejowe: 100-200 ms • Pneumatyczne : 50-100 ms • Gazowe z SF6 : 50-100 ms • próŜniowe: 40-80 ms

SPZ w sieciach z uziemionym punktem neutralnym Sieci 110kV stosuje się wyłącznie szybki SPZ trójfazowy, jednokrotny. Sieci 220 oraz 400kV stosuje się układy SPZ jedno lub trójfazowy z moŜliwością wyboru:

• SPZ jednofazowy i trójfazowy, • SPZ tylko trójfazowy, • SPZ tylko jednofazowy.

64

Układy SPZ w liniach WN i NN wyposaŜa się w układy kontroli napięcia na jednym końcu danej linii za pomocą zabezpieczenia nadnapięciowego we wszystkich fazach. Napięcie rozruchowe dobiera się na około 70%Un. Czasy poszczególnych zwłok ustala się w następujący sposób:

• SPZ tylko trójfazowy 0,5s (220kV) i 1s (400kV), • SPZ tylko jednofazowy 1,2s (220kV) i 1,8s (400kV)

Wymagania stawiane urządzeniom do SPZ Urządzeniom do SPZ stawiane są wymagania mające na celu zapewnienie ich prawidłowego i niezawodnego działania. Wymagania takie musza być przestrzegane, gdyŜ nieprawidłowe działanie urządzeń do SPZ moŜe spowodować powaŜne zakłócenia w pracy układu elektroenergetycznego. Z tego względu przywiązuje się wielkie znaczenie zarówno do dobrej jakości elementów wchodzących do SPZ, jak teŜ do najodpowiedniejszego układu połączeń tych elementów. Powinno się stosować elementy szczególnie pewne, a układ połączeń tych elementów powinien być jak najprostszy. Szczególne wymagania stawiane urządzeniom SPZ:

1. Działanie urządzeń do SPZ powinno być całkowicie niezaleŜne od jakichkolwiek manipulacji wykonywanych przez obsługę, a zwłaszcza urządzenia do SPZ nie powinny działać w następujących przypadkach:

a) wyłączania przez obsługę linii dotkniętej zakłóceniem, b) załączania przez obsługę linii dotkniętej zakłóceniem i następującym po

nim wyłączeniu linii przez zabezpieczenie przekaźnikowe. 2. Działanie urządzenia do SPZ nie powinno następować w przypadku zadziałania

urządzenia do samoczynnego częstotliwościowego odciąŜenia, przy czym urządzenie do SPZ powinno zostać zablokowane. Wyjątek stanowi specjalne powolne urządzenie do SPZ, wprowadzone świadomie po SCO.

3. Urządzenie do SPZ powinno wykluczyć moŜliwość wielokrotnego zamykania na zwarcie, czyli tzw. pompowania na zwarcie; wymaganie to dotyczy SPZ pracującego zgodnie z zaplanowanym programem i przypadków mogących się zdarzyć uszkodzeń obwodów przekaźnikowych lub uszkodzeń innych elementów tego urządzenia.

4. Układ urządzenia do SPZ powinien być w miarę moŜliwości zaprojektowany w taki sposób, aby zapobiegał działaniu urządzenia do SPZ w przypadku, gdy dowolny element tego urządzenia jest uszkodzony.

5. Urządzenia do SPZ poŜądane jest wykonać w taki sposób, aby istniała moŜliwość wykorzystania ich do współpracy z zabezpieczeniami, mając na celu skracanie zwłok czasowych zabezpieczenia przed cyklem SPZ i po cyklu SPZ.

6. Urządzenia do SPZ powinny być w zasadzie przeznaczone do jednokrotnego działania w cyklu W-tp-Z lub W-tp-ZW. Wielokrotne działania urządzeń do SPZ dopuszcza się jedynie w wyjątkowych uzasadnionych przypadkach.

Automatyka SZR Urządzenia do Samoczynnego Załączania Rezerwy SZR naleŜą do podstawowych układów wpływających na pewność zasilania odbiorców. Zasadniczym warunkiem uzyskania odpowiedniej pewności zasilania jest doprowadzenie do odbiorcy rezerwowanych źródeł

65

zasilania. WaŜnym warunkiem jest to aby źródła były częściowo lub całkowicie od siebie niezaleŜne, po to aby zakłócenia w jednym ze źródeł nie wpływały na pracę pozostałych. Stosowanie układów rezerwowego zasilania ma wiele zalet. Podstawową jest to, Ŝe przerwa w zasilaniu odbiorców w cyklu przełączenia ich na zasilanie rezerwowe jest niewielka. RozróŜnia się rezerwę jawną oraz utajoną (ukrytą).

Rys. 10.2. Układy rezerwowania a) na wyłączniku sprzęgłowym (ukryta), b) na

transformatorze (jawna) Charakterystyczną cechą urządzeń jest ich czas działania oraz czas przerwy. Czas zadziałania to czas od chwili powstania stanu uzasadniającego rozruch urządzenia SZR do chwili zamknięcia wyłącznik źródła rezerwowego. Czas przerwy to czas od chwili wyłączenia zasilania podstawowego do chwili załączenia zasilania rezerwowego. Cykl pełny SZR ma miejsce wtedy gdy jego działanie pobudzane jest zanikiem zasilania podstawowego. Cykl skrócony SZR ma miejsce wtedy gdy jego działanie wynika z otwarcia wyłącznika źródła podstawowego.

Działaniu SZR towarzyszą procesy przejściowe w napędach elektrycznych, spowodowane przełączaniem ich z podstawowego źródła na rezerwowe i występującą podczas tego manewru przerwą beznapięciową. Etapami tymi są wybieg i samorozruch. Wybieg jest to proces zmiany obrotów w funkcji czasu od wartości ustalonej aŜ do zatrzymania silnika. Wybieg częściowy jest wtedy gdy napięcie powróciło przed całkowitym zatrzymaniem silnika. Samorozruch ma miejsce po załączeniu zasilania rezerwowego. Towarzyszy mu udar prądu w sieci zasilającej. MoŜe to powodować utykanie silników (moment napędowy jest mniejszy od momentu hamująceg).

66

Podczas wybiegu silnik zachowuje się jak generator synchroniczny. Na jego zaciskach występuje napięcie szczątkowe o zanikającej amplitudzie i malejącej częstotliwości. Czas wybiegu zawiera się od 0,5 do 3s. Nie moŜna załaczyć zasilania rezerwowego w stanie opozycji faz. WyróŜniamy SZR szybki (poniŜej 0,5s) i powolny (dłuŜszy niŜ 0,5s).

67

• Działanie automatyki powinno następować w razie awaryjnego zaniku napięcia na

szynach podstawowych. Spowodowanych dowolną przyczyną. SZR nie powinien działać przy chwilowych obniŜkach napięcia np. podczas zwarć na odpływach.

• Działanie automatyki powinno być jednokrotne, aby nie dopuścić do załaczenia źródła rezerwowego na ewentualne zwarcie na szynach rezerwowanych.

• Załączenie zasilania rezerwowego powinno nastąpić po otwarciu wyłącznika zasilania podstawowego.

Czas działania automatyki powinien być moŜliwie krótki i skoordynowany z działaniem innych zabezpieczeń tak aby wyeliminować zbędne przełączenia Człon rozruchowy U< nastawia się na 0,3-0,5Un. Stosując SZR naleŜy pamiętać Ŝe nie wszystkie odbiory dopuszczają ponowne załączenie. Dotyczy to w szczególności odbiorów:

• Silnikowych, które ze względu na proces technologiczny nie zezwalają na ponowne uruchomienie załączenie,

• silników indukcyjnych, które nie dopuszczają samorozruchu ze względu na przebieg charakterystyki momentu,

• silników synchronicznych, o ile nie mają klatek rozruchowych oraz układu automatycznie odłączającego zasilania uzwojenia zasilania,

• silnikowych, których rozruch moŜe spowodować nadmierne prądy rozruchu. Zaleca się aby napięcie nie było niŜsze niŜ 75-80% napięcia znamionowego.

Automatyka SCO

Załamanie się częstotliwości jest przejawem niezbilansowania mocy generowanej i obciąŜeń. Jedynym środkiem przeciwdziałania temu jest doprowadzenie do wyrównania bilansu zwiększając moc czynną wytwarzaną lub zmniejszając pobór mocy czynnej. Pierwszy sposób realizowany jest poprzez:

• Regulację mocy czynnej i częstotliwości generatorów, • Przejście generatorów szczytowo-pompowych do pracy generatorowej,

68

• Uruchomienie turbin gazowych, • Automatycznie realizowane zwiększenie importu mocy z systemów

współdziałających.

Miarą stopnia zagroŜenia w systemie elektroenergetycznym, spowodowanego awaryjnym deficytem nocy, jest częstotliwość i szybkość jej zmian w czasie. Na zmiany częstotliwości szczególnie wraŜliwe są urządzenia potrzeb własnych elektrowni, których wydajność silnie zaleŜy od jej wartości. ObniŜenie częstotliwości poniŜej tzw. Częstotliwości krytycznej fkry=45-47 Hz zagraŜa

ciągłości pracy urządzeń wytwórczych systemu i moŜe w sposób lawinowy doprowadzić do ich unieruchomienia.

• Działanie automatyki SCO powinno być oparte na kilku podstawowych zasadach: • Działanie układu powinno następować po wyczerpaniu mocy rezerwy wirującej

układu elektroenergetycznego. • Po zadziałaniu automatyki częstotliwość nie powinna wzrosnąć powyŜej wartości f0.

NalŜy wyłączać minimalną moc, konieczną do przywrócenia częstotliwości do poziomu bezpiecznego.

• Automatyka powinna wyłączać odbiory najmniej waŜne. •

Podstawowymi elementami pomiarowymi urządzeń SCO są przekaźniki podczęstotliwościowe. Typowy układ SCO zawiera kilka stopni odciąŜających, pobudzających się kolejno przy coraz mniejszych wartościach częstotliwości.

69

11. Literatura cz. 1

1. J.śydanowicz „Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa” tom II, WNT, Warszawa 1985

2. W.Winkler, A.Wiszniewski „Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych” WNT, Warszawa 1999

3. B.Synal, W.Rojewski, W.DzierŜanowski „Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa” Skrypt Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2003

4. „Laboratorium cyfrowej automatyki zabezpieczeniowej” Praca zbiorowa pod redakcją J.Machowskiego, Skrypt Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2003

5. J.Machowski, S.Bernas: "Stany nieustalone i stabilność systemu elektroenergetycznego". Warszawa 1988, podręcznik WNT, (301 stron).

6. J.Machowski, J.Bialek, J.Bumby: "Power System Dynamics and Stability". John Wiley & Sons, Chichester, New York, 1997, (460 stron), ISBN 0471 97174 X

7. P.Kacejko, J.Machowski: "Zwarcia w systemach elektroenergetycznych" WNT Warszawa 2002, ISBN 83-204-2750-9

8. Instrukcja obsługi urządzenia 7SA513 Siemens 9. Instrukcja obsługi urządzenia LFZR 111 ALSTOM 10. Instrukcja obsługi urządzenia REL 511 ABB 11. Instrukcja obsługi urządzenia 7SJ513 SIEMENS 12. R. Kowalik, M, Januszewski, A. Smolarczyk, Cyfrowa elektroenergetyczna automatyka

zabezpieczeniowa OWPW Warszawa 2006

12. Zabezpieczenia generatorów synchronicznych

Układy pracy generatorów synchronicznych

Generatory mogą pracować bezpośrednio na szyny stacji elektroenergetycznej lub poprzez transformatory podwyŜszające. Przykładowe układy połączeń pokazano na rys. 1.

TB

GS

WB

TPW

RPW

TB

GS

WB

TPW

RPW

WG

TB

GS

WB

GS

WB

a) b) c) d) e)

WB1 WB2

TB

GS TPW

RPW

WG

Rys. 1. Przykładowe układy pracy generatorów: (a) bez transformatora podwyŜszającego napięcie, (b) z transformatorem blokowym i wyłącznikiem po stronie WN, (c) z odczepem na potrzeby własne, (d) z wyłącznikiem generatorowym i odczepem na potrzeby własne, (e) z

autotransformatorem trójuzwojeniowym.

70

KaŜdy zespół wytwórczy ma odpowiednią ilość przekładników prądowych i napięciowych umoŜliwiających zasilenie zabezpieczeń. Przykład umiejscowienia przekładników pokazano na rys. 2.

TB

WB

WB1 WB2

WG

GSPN PNPN

PP PP

TPW

PP

PP

PP

Rys. 2. Przykładowe wyposaŜenie bloku generator – transformator w przekładniki prądowe

PP oraz napięciowe PN

GS- generator synchroniczny, TB- transformator blokowy, TPW- transformator potrzeb własnych, WG- wyłącznik generatorowy, WB- wyłącznik (sieciowy) bloku, WP1, WP2 –

wyłączniki potrzeb własnych

Zakłócenia

Do zakłóceń wewnętrznych w obwodzie stojana zalicza się:

• zwarcia doziemne, • zwarcia międzyfazowe, • zwarcia międzyzwojowe.

Do zakłóceń wewnętrznych w obwodzie wirnika zalicza się:

• zwarcia pojedyncze, • zwarcia podwójne, • nadmierny wzrost napięcia, • utrata wzbudzenia, • zwarcia podwójne, • przeciąŜenie prądowe.

Do zakłóceń zewnętrznych zalicza się:

• zwarcia w sieci i na szynach stacji elektroenergetycznej, • asymetrię prądową, • przeciąŜenia prądowe, • zmniejszenie częstotliwości, • pracę asynchroniczną, • pracę silnikową.

MoŜliwe są teŜ uszkodzenia mechaniczne wału, łoŜysk, sprzęgła, korpusu itp.

Zakłóceń w pracy generatorów jest znacznie mniej niŜ zakłóceń w sieciach. Dlatego moŜna mówić jedynie o bardzo zgrubnych danych statystycznych.

71

Uszkodzenia stojana (20-50)%

Uszkodzenia wirnika (15-50)%

Uszkodzenia układu wzbudzenia (10-50)%

Uszkodzenia mechaniczne konstrukcji (1-5)%

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych w obwodzie stojana

Przyczyną zwarć doziemnych w uzwojeniu stojana są elektryczne lub mechaniczne uszkodzenia izolacji. Zwarcia takie mogą mieć charakter łukowy prowadzący do trwałego uszkodzenia rdzenia stojana i/lub przekształcenia się w zwarcia międzyfazowe.

Wymaga się by kaŜdy generator o napięciu większym od 1kV był wyposaŜony w zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w „moŜliwie duŜym zakresie”.

W przypadku małych generatorów czułym działaniem zabezpieczenia ziemnozwarciowego obejmuje się około 70% uzwojenia licząc od jego zacisków. Dla większych generatorów wymaga się objęcia 95% uzwojenia. W przypadku duŜych generatorów chłodzonych wodą (ze względu na konstrukcję uzwojeń) zwarcia w pobliŜu punktu gwiazdowego są bardziej prawdopodobne i wymaga się by zabezpieczenie ziemnozwarciowe obejmowało 100% uzwojenia.

MoŜliwość identyfikacji stanu zwarcia doziemnego w uzwojeniu stojana zaleŜy od układu pracy generatora.

Generator pracujący bezpośrednio na szyny

Sieć o duŜym prądzie ziemnozwarciowym

Gdy generator pracuje na sieć o duŜej pojemności C0S (rozległa sieć napowietrzna lub sieć kablowa) najprostszym zabezpieczeniem ziemnozwarciowym jest zabezpieczenie zerowo – prądowe odstrojone od zwarć zewnętrznych. Zasadę działania ilustruje rys. 3. W omawianym przypadku generator pracuje z izolowanym punktem gwiazdowym, co jest korzystne z punktu widzenia ograniczenia skutków ewentualnych zwarć. Prąd zwarcia doziemnego w takim przypadku moŜe zamknąć się przez pojemności sieci oraz pojemności uzwojeń generatora.

Składową zerową prądu uzyskuje się z przekładnika Ferrantiego lub z przekładników w układzie Holmgreena zainstalowanych na wyprowadzeniach generatora. Składowa ta zasila przekaźnik nadprądowy zwłoczny.

Aby zapobiec nie selektywnemu działaniu zabezpieczenia przy prądach wyrównawczych spowodowanych zewnętrznymi zwarciami międzyfazowymi, stosuje się blokowanie omawianego zabezpieczenia (rys. 3a) przy pobudzeniu się zabezpieczenia reagującego na zwarcia zewnętrzne. Opóźnienie czasowe zabezpieczenia ziemnozwarciowego jest (0,3-1,0)s.

72

Zabezpieczenie od zewnętrznychzwarć międzyfazowych

Sieć o duŜej

pojemnościdoziemnej

I >0

t

α 1−α

αE

I C E =jω α0 0S

C 0S(1- )α C0GαC0G

C0G

I C U =jω0 0G

C 0S U

0

0

a)

b)

c)

Rys. 3. Ilustracja zasady działania zabezpieczenia od zwarć doziemnych w stojanie generatora: (a) układ pracy generatora, (b) schemat zastępczy dla zwarcia zewnętrznego, (c)

schemat zastępczy dla zwarcia wewnętrznego

Z zasady działania wynika fakt, Ŝe powyŜsze zabezpieczenie działa poprawnie tylko, wtedy gdy pojemność sieci C0S jest dostatecznie duŜa w porównaniu do pojemności generatora C0G.

Sieć o małym prądzie ziemnozwarciowym

W przypadku małych pojemności sieci nie moŜna zapewnić dostatecznej czułości w wymaganym zakresie uzwojenia generatora. W takim przypadku moŜna stosować zabezpieczenie zerowo – prądowe kierunkowe z przekaźnikiem mocowym zasilanym U0, I0. Zasięg zabezpieczenia jest jednak mały, gdyŜ czułość przekaźnika mocowego zaleŜy od kwadratu liczby zwojów zwartych. Znacznie większy zasięg mają rozwiązania zabezpieczeń wykorzystujące wymuszenie składowej czynnej prądu przez uziemienie punktu gwiazdowego generatora przez rezystor o duŜej wartości. Ilustruje to rys. 4.

Rezystor moŜe być pierwotny (rys. 4a) lub wtórny (rys. 4b). Rezystor moŜe być załączony na stałe (co jest niekorzystne z punktu widzenia rozmiaru uszkodzeń przy wystąpieniu zwarcia wewnętrznego) lub moŜe być załączany za pomocą odpowiedniego stycznika (rys. 4c) pobudzanego z układu reagującego na pojawienie się składowej zerowej napięcia.

73

RN RNRN

a) b) c)

Rys. 4. Uziemienie punktu gwiazdowego generatora za pomocą rezystora (a) pierwotnego, (b) wtórnego, (c) wtórnego załączanego

Zasadę działania zabezpieczenia ilustruje rys. 5. Tworzy się układ róŜnicowy prądów zerowych mierzonych na wyprowadzeniach generatora oraz w transformatorze (duŜa impedancja) łączącym punkt gwiazdowy z ziemią. Rezystor wtórny obciąŜający transformator daje przesunięcie fazowe prądu. Przy zwarciu zewnętrznym prąd róŜnicowy ma charakter czynno – pojemnościowy (rys. 5b). Przy zwarciu wewnętrznym następuje zmiana kierunku prądu róŜnicowego (rys. 5d). Przekaźnikowi nadaje się charakterystykę kierunkową tak, Ŝe przy zwarciach zewnętrznych jest „blokowanie” a przy zwarciach wewnętrznych „działanie”.

Strefa zabezpieczona

N

R

G

F2

I 0G

I 0NI 0M

I S

I S

I kE

FI0

U0

U0

Tz PP

γ

Blokowanie

Działanie

I kE

N G I 0GFI0

I S

U0

γ

Blokowanie

DziałanieR

I 0N

I 0M

I SU0

Tz PP

I 0N I 0MI S = -

I 0N I 0MI S = +

a)

c)

b)

d)

Rys. 5. Ilustracja zasady działania zabezpieczenia od zwarć doziemnych w stojanie generatora

z wymuszeniem składowej czynnej prądu [2]

Przykład rozwiązania zabezpieczenia ziemnozwarciowego z wtórnym rezystorem załączanym stycznikiem ilustruje rys. 6. W normalnym stanie obwód wtórny transformatora jest otwarty. Punkt gwiazdowy generatora pracuje połączony jest ziemią przez duŜa impedancję transformatora (gałąź magnesowania w schemacie zastępczym). Zwarcie doziemne w obwodzie stojana jest identyfikowane przez zabezpieczenie zerowo-napięciowe. Powoduje

74

ono załączenie rezystora wtórnego wymuszającego składową czynną prądu róŜnicowego (analogia do automatyki wymuszenia składowej czynnej w zabezpieczeniach sieci SN z kompensacją).

Zasięg omawianego zabezpieczenia jest około 95% uzwojenia generatora licząc od zacisków.

N

R

G

I 0N

I 0M

I S

U0

U0

U0

Tz

PP

PF

PN

UW

E

UVW

St

Wył ZałSwy

PK PU0

t1 t2

0U >RK

Rys. 6. Przykład zabezpieczenia od zwarć doziemnych w stojanie generatora z wymuszeniem składowej czynnej prądu i wtórnym rezystorem załączanym stycznikiem [2]

Generator pracujący przez transformator blokowy

Zabezpieczenia obejmujące część uzwojenia

W tym przypadku obwód stojana generatora jest oddzielony od obwodu sieci transformatorem blokowym. Obwód stojana i uzwojenie pierwotne transformatora stanowią wydzieloną „sieć” z izolowanym punktem neutralnym. Zwarcie doziemne w tej „sieci” moŜe być zidentyfikowane za pomocą zabezpieczenia zerowo- napięciowego. Zasadniczy problem jednak w tym, Ŝe w przypadku zwarć zewnętrznych (zwarcia w sieci WN) po stronie generatora pojawia się napięcie zerowe „przenoszone” przez pojemności między uzwojeniem pierwotnym a uzwojeniem wtórnym transformatora blokowego. By odstroić się od takich napięć naleŜałoby przekaźnikowi napięciowemu nadać duŜą wartość rozruchową, co oczywiście zmniejsza zasięg zabezpieczenia dla zwarć wewnętrznych. Zwiększenie zasięgu moŜna uzyskać stosując rezystor uziemiający o duŜej wartości. Ilustruje to rys. 7.

75

G

RN C0

Ct

TB RN C0 U fG

IE

RN C0 U ft

I Et3C

a) b) c)

ZW

Rys. 7. Ilustracja wpływu rezystora uziemiającego duŜej wartości [2]

Im mniejsza wartość rezystancji tym pewniejsze odstrojenie od zwarć zewnętrznych ale tym większy jest prąd zwarcia doziemnego i groźniejsze jego skutki. Z tego względu wartość rezystancji dobiera się na zasadzie kompromisu tak aby prąd zwarcia doziemnego nie przekroczył zadanej wartości (np. 5A) oraz by w sposób pewny odstroić się od zwarć zewnętrznych (na zaciskach transformatora po stronie WN). Przy takim załoŜeniu obejmuje się około 95% uzwojenia generatora licząc od jego zacisków.

Napięcie zerowe mierzy się za pomocą jednego z układów pokazanych na rys. 8.

Zabezpieczenia 100% uzwojenia

W przypadku duŜych generatorów (zwłaszcza tych z chłodzeniem wodnym) wymaga się objęcia zabezpieczeniem od zwarć doziemnych 100% uzwojenia.

PoniewaŜ w pobliŜu punktu gwiazdowego napięcie jest równe zeru do zidentyfikowania doziemienia potrzebne jest albo dodatkowe źródło napięcia albo inna zasada działania zabezpieczenia. W grupie zabezpieczeń ziemnozwarciowych obejmujących 100% uzwojenia rozróŜnia się dwa typy zabezpieczeń:

a) wykorzystujące dodatkowe źródło napięcia b) wykorzystujące pomiar harmonicznych.

Zasadę działania zabezpieczenia wykorzystującego dodatkowe źródło ilustruje rys. 8.

a)

b)

c)G

RN

TB

PN

N

U0

G

TBN

U0

G

TB

PN

N

U0

Tz RN

RN

Rys. 8. Metody pomiaru składowej zerowej napięcia w układzie z rezystorem za pomocą: (a)

przekładnika napięciowego, (b) transformatora uziemiającego, (c) przekładników połączonych w otwarty trójkąt [2]

76

a) b)

c) d)

C0

E

N SG

N G

U kTp

RN

C0

E

N G

U kTp

RN RF

F

E

RN C0

U k

kI

E

RN RF C0

U k

kI

f=12,5Hz

f=12,5Hz

kIkI >

Rys. 9. Ilustracja zasady działania zabezpieczenia ziemnozwarciowego z dodatkowym źródłem wymuszającym prąd: (a) (b) stan normalny, (c) (d) zwarcie wewnętrzne [2]

Przykład zabezpieczenia działającego w oparciu o dodatkowe źródło wymuszające pokazano na rys. 10. Dla wyeliminowania wpływu częstotliwości podstawowej i harmonicznych pomiar dokonuje się poprzez filtr dolnoprzepustowy FD.

GRN

TB WTp

GS R

Pp12,5Hz

KA

Swy

Swy

RU -100%

FD

U k

kI

mI

RU -95%0

0

0U >

Rys. 10. Przykład zabezpieczenia ziemnozwarciowego z dodatkowym źródłem wymuszającym [2]

Zaletą zabezpieczenia z dodatkowym źródłem wymuszającym jest moŜliwość zidentyfikowania zwarcia doziemnego uzwojenia w trakcie postoju generatora np. po jego remoncie. Wtedy ewentualne zwarcie jest identyfikowane bez skutków jakie by mogło spowodować po uruchomieniu generatora.

Zalety tej nie ma niŜej opisane zabezpieczenie działające na 3-cią harmoniczną. Jest ono jednak chętnie stosowane ze względu na prostotę.

Jako kryterium identyfikacji stanu doziemienia uzwojenia przyjmuje się róŜnicę 3-ciej harmonicznej napięcia na końcu i początku uzwojenia stojana. Tak działające zabezpieczenie jest czułe dla zwarć w pobliŜu końców uzwojeń ale ma martwą strefę w pobliŜu środka uzwojenia. Zabezpieczenie musi więc współpracować z wcześniej omówionym

77

zabezpieczeniem obejmującym 95% uzwojenia. Przykład takiego zestawu zabezpieczeń ilustruje rys. 11.

Pp1 Pp2

Swy

RU -95%0U>

G

TBN

RN

MTz

1

2

N1 N 2 PN

F3h

RU

AT

U3N U3MU12

Rys. 11. Przykład zestawu zabezpieczeń obejmujących 100% uzwojenia stojana [2]

Generator z wyłącznikiem generatorowym pracujący przez transformator

Układy z wyłącznikiem generatorowym (rys. 1d,e) wymagają szczególnej ostroŜności w doborze i analizowaniu pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych opartych na pomiarze napięć zerowych lub 3-ciej harmonicznej napięcia na uzwojeniach generatora. Wynika to z faktu [4,5], Ŝe do biegunów wyłącznika generatorowego mogą być dołączone kondensatory słuŜące do ograniczania przepięć. Kondensatory te powodują, Ŝe w stanie otwarcia i zamknięcia wyłącznika generatorowego inne są pojemności po stronie końcówek generatora.

W takim przypadku w [4] zaleca się stosowanie dwóch zabezpieczeń z odmiennymi nastawami napięciowymi i odmiennymi opóźnieniami lub zabezpieczenia o dwóch nastawach wybieranych automatycznie w zaleŜności od połoŜenia wyłącznika generatorowego.

Zabezpieczenia od zwarć zwojowych w uzwojeniach stojana W duŜych generatorach (od kilkudziesięciu MVA) w kaŜdym Ŝłobku znajduje się tylko jeden zwój. Z tego względu zwarcia zwojowe w zakresie Ŝłóbka nie są moŜliwe. Zwarcia zwojowe w połączeniach czołowych takich generatorów są bardzo mało prawdopodobne. Z tych względów dla generatorów duŜej mocy zabezpieczeń od zwarć zwojowych nie stosuje się.

W mniejszych generatorach w których w kaŜdym Ŝłobku jest więcej zwojów zwarcia zwojowe są prawdopodobne. Dla takich generatorów moŜna stosować zabezpieczenie zerowo- napięciowe oparte na pomiarze napięć na uzwojeniach tj. z przekładnikami napięciowymi podłączonymi do punktu gwiazdowego generatora i jego zacisków fazowych. Ilustruje to rys. 12. Zabezpieczenie to moŜna nazwać róŜnicowym zerowo- napięciowym. Czułość zabezpieczenia poprawia się wprowadzając na wejściu przekaźnika filtr 3-ciej harmonicznej.

SwyU>

G

N

N

PN

F3h RU

L1 L2 L3

Rt

3U0

78

Rys. 12. Zabezpieczenie od zwarć zwojowych w uzwojeniu stojana [2] Z praktyki wiadomo, Ŝe zwarcia zwojowe zwykle natychmiast przeradzają się w zwarcia doziemne. Te zwarcia są dobrze rozpoznawane przez wyŜej omówione zabezpieczenia. Z tego względu niektórzy projektanci nie proponują stosowania zabezpieczenia od zwarć zwojowych.

Zabezpieczenia od zwarć międzyfazowych w uzwojeniach stojana

Izolacja między przewodami róŜnych faz uzwojenia ułoŜonymi w Ŝłobku jest dwukrotnie mocniejsza od izolacji względem Ŝelaza stojana. Z tego względu zwarcia międzyfazowe są mniej prawdopodobne od zwarć doziemnych. Najbardziej prawdopodobnymi miejscami zwarć międzyfazowych są połączenia czołowe.

Cechą zwarć międzyfazowych są bardzo duŜe wartości prądów zwarcia, gdyŜ prąd w miejscu zwarcia odpowiada prądowi wywołanemu siłą elektromotoryczną zabezpieczanego generatora oraz prądowi dopływającemu od strony systemu.

a)

b)

I st

I st

Id

I rp0

0

Obszarniedziałania

Obszardziałania

Strefa zabezpieczona

GPp1 Pp2

L1

L2

L3

N

Pp1

jak dlafazy L3

jak dlafazy L3

I d∆I

&Od pozos-tałych faz

Swy

Pp2

Rys. 13. Zabezpieczenie róŜnicowe wzdłuŜne generatora: (a) schemat, (b) charakterystyka [2]

Podstawowym zabezpieczeniem od zwarć międzyfazowych jest zabezpieczenie róŜnicowe wzdłuŜne (rys. 13), którego elementem pomiarowym jest komparator amplitudy ∆I. Sygnałem rozruchowym komparatora jest prąd z gałęzi poprzecznej układu róŜnicowego (rys. 13a) pobrany przez transformator Pp1. Sygnałem hamującym jest suma prądów w gałęziach

79

wzdłuŜnych. Sumę tę uzyskuje się w transformatorze Pp2. Komparatorowi nadaje się charakterystykę jak na rys. 13b (przykładowo Irp0=0,3In).

Dzięki uŜyciu komparatora oraz odpowiedniego kształtu charakterystyki zabezpieczenie jest odstrojone od prądów uchybowych przekładników prądowych przy zwarciach zewnętrznych.

W przypadku generatorów pracujących na sieć przez transformatory i współpracujących z transformatorami potrzeb własnych zabezpieczenia róŜnicowe obejmują takŜe transformatory przy czym dąŜy się do takiego ich rozplanowania aby strefy działań poszczególnych zabezpieczeń zachodziły na siebie. Przykład pokazano na rys. 14.

Ws

TB

Wg

TPW

Wp1 Wp2

2

3

∆I

∆I

∆I

G1

Rys. 14. Zabezpieczenie róŜnicowe zespołu wytwórczego [2]

Zabezpieczeniami rezerwowymi w stosunku do zabezpieczeń róŜnicowych są niŜej omówione zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych, którym jako funkcję dodatkową zadaje się obejmowanie zwarć wewnętrznych. Zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych Zabezpieczenia te chronią generator lub zespół generator – transformator przed skutkami zwarć zewnętrznych nie zlikwidowanych w porę przez zabezpieczenia sieci. Dodatkowym zadaniem tych zabezpieczeń jest teŜ rezerwowanie zabezpieczeń od zwarć wewnętrznych międzyfazowych.

W przypadku generatorów małych i średniej wielkości jako zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych stosuje się zabezpieczenie nadprądowe z blokadą napięciową lub impedancyjne. W przypadku zespołów generator – transformator jako zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych stosuje się zabezpieczenie odległościowe dwukierunkowe.

Sposób przyłączenia zabezpieczenia nadprądowego z blokadą napięciową ilustruje rys. 15. Pomiar prądu jest dokonywany z przekładników po stronie punktu gwiazdowego co pozwala na objęcie równieŜ zwarć wewnętrznych. Samo zabezpieczenie nadprądowe w przypadku generatorów nie jest wystarczające do odróŜnienia zwarć zewnętrznych od silnych przeciąŜeń ruchowych. Z tego względu działanie zabezpieczenia warunkuje się obniŜeniem napięcia (zwykle przyjmuje się poniŜej 0,8Un). Opóźnienie zabezpieczenia (zwłoka) musi być większe

80

od czasu działania zabezpieczeń sieci (i zaleŜnie od tego jak zabezpieczona jest sieć moŜe wynosić nawet kilka sekund).

NPP

PN

RU

RI

Rt

WA

WA FG

U<

I>

&

UG

I

Swy

Rys. 15. Zabezpieczenie nadprądowe z blokadą napięciową [2]

W przypadku generatorów ze wzbudnicami statycznymi zasilanymi z zacisków generatora zwarcia wewnętrzne powodują szybkie zanikanie prądu zwarcia, gdyŜ wzbudnica traci zasilanie. W takim przypadku zabezpieczenia nadprądowe mogą nie działać poprawnie. W tym i innych przypadkach dobrym zabezpieczeniem od zwarć zewnętrznych jest zabezpieczenie impedancyjne. Sposób przyłączenia zabezpieczenia impedancyjnego ilustruje rys. 16. Charakterystyka tego zabezpieczenia jest zwykle pełnoimpedancyjna.

NPP

PN

G

RZ

Z<Swy

R

jX

Obszardziałania

0

Z rp

a) b)

Rys. 16. Zabezpieczenie impedancyjne [2] W przypadku duŜych generatorów jako zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych i zarazem rezerwowe od zwarć wewnętrznych stosuje się zabezpieczenie odległościowe dwukierunkowe. Sposób przyłączenia zabezpieczenia impedancyjnego ilustruje rys. 17.

Druga strefa tego zabezpieczenia skierowana jest w stronę sieci i pod względem zasięgu i czasu jest odstrojona od zabezpieczeń odległościowych linii odchodzących od szyn. Strefa pierwsza jest skierowana w stronę transformatora i generatora. Nie powinna ona jednak wchodzić zbyt „głęboko” w generator gdyŜ mogłoby to kolidować z zabezpieczeniem dalej omówionym od utraty wzbudzenia.

81

GN Linie

A

Strefa wsteczna

Ws

PP

PN

TB

RZ

Z<

Tp

x xA0G

t RZ wst

t Pl

t p

t RZt∆I

Rys. 17. Zabezpieczenie odległościowe bloku generator – transformator

t∆I- czas działania zabezpieczenia róŜnicowego, tPL- największy czas działania zabezpieczenia linii

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych w obwodzie wzbudzenia Sposób rozwiązania zabezpieczenia od zwarć w obwodzie wzbudzenia zaleŜy od dostępności tego obwodu do pomiarów, co z kolei zaleŜy od rodzaju wzbudnicy. Przykładowe rodzaje wzbudnic ilustruje rys. 18.

CT

AVR

SG

SG SG

SG

SGME

SG

SR

SR SR

SR

SR

AVR AVR AVR

RR

ET ETAS

ET

AVR

AE ME

AVR

ME

b) c)

e)d)

a)

f)

Rys. 18. Układy wzbudzenia generatorów synchronicznych: (a) wzbudnica maszynowa prądu stałego (kaskada dwóch prądnic), (b) wzbudnica induktorowa z prostownikiem, (c)

odwrócona prądnica synchroniczna z prostownikiem wirującym, (d) wzbudnica tyrystorowa zasilana z szyn potrzeb własnych, (e) wzbudnica tyrystorowa zasilana napięciowo z zacisków

generatora, (f) ) wzbudnica tyrystorowa zasilana napięciowo

W układach komutatorowych (rys. 18a) lub z pierścieniami ślizgowymi (rys. 18b) oraz (rys. 18d,e,f) jest bezpośredni dostęp do końców uzwojenia wzbudzenia i jeden koniec układu

82

pomiarowego zabezpieczenia moŜna podłączyć jak na rys. 19, to jest do jednego z pierścieni ślizgowych układu zasilającego. Drugi koniec układu pomiarowego podłącza się do masy (Ŝelaza) wirnika za pomocą dodatkowego pierścienia ślizgowego połączonego metalicznie z wałem wirnika.

wzbudnica AC

prostownikwzbudzenia

filtr 50Hz układ pom.

sygnalizacja (I stopień)

wyłączenie (II stopień)

50Hz

źródłowymuszające

dodatkowypierścień połączonyelektrycznie z wałem

mostek

Rys. 19. Sposób przyłączenia zabezpieczenia uzwojenia wirnika

W układach z prostownikiem wirującym (rys. 18c) nie ma bezpośredniego dostępu do końców uzwojenia wzbudzenia i specjalnie dla układu pomiarowego zabezpieczenia wprowadza się dwa pierścienie ślizgowe: jeden pierścień metalicznie połączony z wałem jak na rys. 19 oraz drugi pierścień izolowany od wału przyłączony elektrycznie do punktu gwiazdowego uzwojenia wirnika wzbudnicy. Dzięki temu uzwojenie wzbudnicy znajduje się w strefie działania zabezpieczenia.

Obwód wzbudzenia pracuje przy napięciu kilkuset woltów i jest izolowany względem rdzenia wirnika.

Pierwsze zwarcie uzwojenia wzbudzenia do masy (zwarcie jednopunktowe) powoduje tylko zmianę potencjałów poszczególnych punktów względem masy. Nie występują duŜe prądy zwarcia.

W układach z gładkim przebiegiem napięcia wzbudzenia (wzbudnice maszynowe prądu stałego oraz wzbudnice prądu przemiennego o podwyŜszonej częstotliwości do np. 500Hz) prąd pojedynczego zwarcia do masy jest rzędu miliamperów i nie stanowi zagroŜenia. Z tego względu w przypadku takich wzbudnic zabezpieczenie od pierwszego zwarcia moŜe działać tylko na sygnał ostrzegawczy. Generator z pojedynczym doziemieniem w uzwojeniu wirnika moŜe czasowo pozostać w pracy ale konieczne jest stosowanie zabezpieczenie od drugiego zwarcia. Drugie zwarcie jest groźne dla generatora, gdyŜ wraz z ze zwarciem pierwszym powoduje zwarcie części uzwojenia wzbudzenia poprzez Ŝelazo wirnika. To wywołuje większy prąd zwarcia i większe skutki cieplne a takŜe zmianę rozkładu strumienia wzbudzenia, co moŜe wywołać niebezpieczne drgania wirnika generatora. Drugie zwarcie wymaga wyłączenia generatora.

83

W układach ze wzbudnicami prostownikami zasilanymi z zacisków generatora lub szyn potrzeb własnych elektrowni nie uzyskuje się juŜ tak gładkiego przebiegu napięcia i w prądzie wzbudzenia występują wysokie harmoniczne. W takich przypadkach prąd pierwszego zwarcia doziemnego w uzwojeniu wzbudzenia moŜe być rzędu kilku amperów. Dla takich układów jest tendencja jak wyłączania generatora automatycznie przez zabezpieczenie albo odstawienia bloku przez obsługę po zasygnalizowani przez zabezpieczenie pierwszego zwarcia.

Są rozmaite rozwiązania układów pomiarowych zabezpieczeń od zwarć w obwodzie wzbudzenia.

Przykład układu mostkowego pokazano na rys. 20. Mostek pomiarowy stanowią dwa rezystory R oraz pojemność C1 wraz z pojemnością uzwojenia wzbudzenia CE. Układ ma własne zewnętrzne zasilanie napięciem przemiennym Up. W stanie normalnym (bez zwarcia) mostek jest zrównowaŜony i napięcie U1-2=0. Po wystąpieniu zwarcia pojemność CE jest bocznikowana rezystancją zwarcia RE i pojawia się niezerowe napięcie U1-2, na które reaguje przekaźnik nadnapięciowy. Jego sygnał wyjściowy uruchamia sygnalizację pierwszego zwarcia. Mostek moŜna zrównowaŜyć zmieniając rezystancje a następne (drugie zwarcie) spowoduje podanie sygnału na wyłączenie generatora.

Sz

U

T1

T2

R

R

R

R

CE

CE

a)

b)

RE

RE

Wał turbozespołu

Układwzbudzenia

1

1

C1

C1

C2

C2

2

2

Nw

Up

U 12

RU

U> Swy

RU

U> Swy

Rys. 20. Zabezpieczenie z mostkowym układem pomiarowym (a) sposób przyłączenia układu, (b) schemat zastępczy układu z postaci mostka pomiarowego

Sz – szczotka połączona metalicznie z wałem, Nw – uzwojenie wirnika, T1, T2 – transformatory pomocnicze, RE – rezystancja zwarcia

Układy wyŜej omówionego typu są stosowane dla generatorów z wzbudnicami o gładkim przebiegu napięcia, gdy dopuszcza się pracę z pojedynczym zwarciem w obwodzie wirnika. Dla generatorów z wzbudnicami statycznymi dającymi przebieg napięcia wzbudzenia zawierający wyŜsze harmoniczne stosuje się zabezpieczenia pozwalające nie tylko na rozpoznanie zwarcia ale takŜe na zidentyfikowanie stanu osłabienia izolacji. Przykład takiego układu pokazano na rys. 21.

Układ ma własne zewnętrzne zasilanie napięciem przemiennym Up. Zasilanie to przyłączone jest poprzez szczotkę Sz i pierścień ślizgowy do wału wirnika oraz do jednego z biegunów uzwojenia wzbudzenia Nw. W stanie normalnym (bez zwarcia) w obwodzie pomiarowym płynie mały prąd odpowiadający pojemności uzwojenia wzbudzenia względem masy. W przypadku powstania zwarcia o oporności RE prąd ulega znacznemu zwiększeniu. Człon pomiarowy jest typu impedancyjnego (rys. 20b) ustawionego w kierunku osi liczb

84

rzeczywistych, czyli rezystancji. Stopień pierwszy ustawiony na duŜą wartość rezystancji sygnalizuje osłabienie izolacji uzwojenia. Stopień drugi ustawiony na mniejszą wartość rezystancji działa na wyłączenie generatora.

Wał turbozespołuSz

I E

U p UM

T1

F

L

+N W

I M

M1

M2

T2

T3

R Sygnalizacja

Wyłączenie

RECE

_

C

a) b)

R1kΩ

5kΩ

1

2

0

r 1

r 2

Rys. 21. Zabezpieczenie rezystancyjne obwodu wzbudzenia [2]. Sz – szczotka połączona metalicznie z wałem, F – filtr, T1, T2, T3 – transformatory

pomocnicze, M1, M2 – człony pomiarowe, Nw – uzwojenie wirnika, RE – rezystancja zwarcia

Zabezpieczenia od utraty wzbudzenia

Utrata wzbudzenia moŜe powstać w wyniku przerwania obwodu wzbudzenia lub uszkodzenia regulatora napięcia.

Po utracie wzbudzenia generator synchroniczny staje się generatorem asynchronicznym z prędkością ponad synchroniczną o poślizgu kilku %. W takim stanie na wytworzenie strumienia generator pobiera z sieci duŜa moc bierną. MoŜe to spowodować obniŜenie się napięcia w sieci i pogorszenie warunków stabilności sąsiednich generatorów synchronicznych. Ponadto w klatkach tłumiących i Ŝelazie wirnika generatora w stanie pracy asynchronicznej powstają duŜe prądy wywołujące skutki cieplne.

ZaleŜnie od konstrukcji w stanie pracy asynchronicznej z odłączonym źródłem wzbudzenia generator moŜe pozostawać od kilkunastu sekund do kilkunastu minut.

Zadaniem zabezpieczenia jest rozpoznanie stanu utraty wzbudzenia i podanie (po zadanym opóźnieniu) sygnału na wyłączenie generatora.

Zabezpieczenia od utraty wzbudzenia działają na zasadzie śledzenia trajektorii impedancji ruchowej widzianej z zacisków generatora. Ilustruje to rys. 22.

W stanie pracy synchronicznej (załączone wzbudzenie) impedancja ruchowa odpowiada fazorowi Zobc jak na rys. 22a. Po utracie wzbudzenia trajektoria tej impedancji dąŜy do punktu ZUW znajdującego się w czwartej ćwiartce. Punkt ten leŜy między reaktancją synchroniczną Xd a reaktancją podprzejściową Xd”. Wynika to z faktu, Ŝe w klatkach tłumiących indukują się prądy i strumień stojana nie ma bezpośredniej drogi przez Ŝelazo wirnika. Musi obejść klatkę tłumiącą ale przechodzi przez uzwojenie wzbudzenia. Dla wychwycenia punktu pracy asynchronicznej przekaźnikowi nadaje się charakterystykę jak na rys. 22b lub rys. 22c.

85

Generatorprzewzbudzony

Generatorniedowzbudzony

JX

R

Zobc

ZUW

0

ZUW

jX

-jX -jX

R0

A

-0,5

Xd

B

-Xd

jX

R0

X t

-Xq

-Xd

12

a) b) c)

Rys. 22. Ilustracja do zabezpieczenia od utraty wzbudzenia: (a) przebieg trajektorii impedancji ruchowej po utracie wzbudzenia, (b)(c) przykłady charakterystyki rozruchowej

Typowo zabezpieczeniu nadaje się zwłokę około 2s.

Zabezpieczenia od asymetrii obciąŜenia Asymetryczne obciąŜenie generatora nie stanowi istotnego zagroŜenia dla uzwojeń stojana generatora lecz jest bardzo groźne dla jego wirnika. Wynika to z następującego faktu. KaŜdy 3-fazowy prąd niesymetryczny da się rozłoŜyć na trójfazowy prąd o kierunku wirowania zgodnym z kierunkiem wirowania wirnika oraz trójfazowy prąd o kierunku wirowania przeciwnym do kierunku wirowania wirnika. Są to odpowiednio składowa zgodna i składowa przeciwna. Trójfazowy prąd odpowiadający składowej przeciwnej tworzy w stojanie strumień wirujący w kierunku przeciwnym do wirnika a więc przez uzwojenia wirnika jest widziany jako strumień wirujący z podwójną prędkością synchroniczną 2ωs. Tak duŜa prędkość wirowania powoduje, Ŝe w zamkniętych uzwojeniach wirnika (klatki tłumiące, uzwojenie wzbudzenia) oraz Ŝelazie płyną duŜe prądy wywołujące duŜe skutki cieplne. To moŜe prowadzić do przebicia izolacji i zwarć. Ponadto na przegrzanie szczególnie naraŜone są elementy mocujące uzwojenia wirnika. Ich poluzowanie grozi wypadnięciem uzwojeń pod wpływem sił odśrodkowych i zakleszczeniem wirnika w stojanie.

G

2t I ( )I >2

1

10

100

1000

0,1 1 10

1 2 3

t

I I /2 0

Rys. 23. Ilustracja do zabezpieczenia od asymetrii obciąŜenia: (a) przykłady charakterystyk dopuszczalnych obciąŜeń składową przeciwną, (b) przyłączenie zabezpieczenia

86

1- turbogeneratory chłodzone wodorem o ciśnieniu 2,14 at, 2- turbogeneratory chłodzone wodorem o ciśnieniu 0,035 at, 3- hydrogeneratory chłodzone powietrzem

Im większa wartość składowej przeciwnej tym krótszy czas dopuszczalnej pracy. Wytwórca musi podać charakterystykę dopuszczalnych obciąŜeń składową przeciwną. Przykłady pokazano na rys. 23.

Najlepszym zabezpieczeniem jest zabezpieczenie nadprądowe zaleŜne o charakterystyce czasowej zbliŜonej do charakterystyki podanej przez wytwórcę.

Zabezpieczenia od poślizgu biegunów (utraty synchronizmu)

Zabezpieczenie od poślizgu biegunów oparte jest na pomiarze impedancji widzianej z zacisków generatora: Z t R t jX t( ) ( ) ( )= + .

Kryterium to jest wykorzystywane przez zabezpieczenia od poślizgu biegunów przy czym stosowane są rozmaite kształty charakterystyk impedancyjnych. Charakterystyki najczęściej spotykane pokazano na rys. 24.

Z t( )Z t( )

ZT ZT RR

XX1

1 22

33

44

b)a)

Rys. 24. Przykłady charakterystyk zabezpieczenia od poślizgu biegunów: (a) charakterystyka soczewkowa złoŜona z przecięcia dwóch charakterystyk kołowych (b) charakterystyka

uzyskana z obcięcia charakterystyki kołowej

Oprócz członu pomiarowego o zadanej charakterystyce impedancyjnej zabezpieczenie ma teŜ inne elementy pomiarowe i logiczne. Przykład schematu blokowego i charakterystyki ilustruje na rys. 25.

Charakterystyka ma tu kształt soczewkowy. Korzystając z przekaźnika kierunkowego zasilanego ze strony WN oraz dodatkowego przekaźnika reaktancyjnego charakterystykę soczewkową podzielono na dwie strefy: strefę 1 wewnątrz impedancji bloku generator – transformator blokowy oraz strefę 2 poza szynami WN wewnątrz sieci. Układ posiada licznik cykli asynchronicznych oraz moŜliwość uzaleŜnienia wyłączenia generatora od liczby cykli oraz strefy przez którą trajektoria przechodzi. Dla strefy 1 przyjmuje się zwykle 1-2 cykli asynchronicznych a dla strefy 2 więcej. To zaleŜy od istnienia warunków ewentualnej resynchronizacji pod wpływem automatyki regulacyjnej.

87

G

Strefa 1 Strefa 2

System

Człon detekcjipoślizgu biegunów

Sprawdzenieprądu

Przekaźnikkierunkowy

Liczniki Wyłączenie od strefy 1 i 2

jX

R

0ϕ

Trajektoria poślizgubiegunów (strefa 2)

Trajektoria poślizgubiegunów (strefa 1)

Strefa 1

Strefa 2

ZA

Z T

ZB

Rys. 25. Zabezpieczenie od poślizgu biegunów z charakterystyką soczewkową

Zabezpieczenia od pracy silnikowej (mocy zwrotnej)

Do pracy silnikowej generator przechodzi w przypadku zamknięcia zaworów odcinających lub regulacyjnych turbiny gdy wyłącznik generatora (i/lub bloku) jest zamknięty. Zamknięcie to moŜe nastąpić w wyniku działania zabezpieczeń cieplnych turbiny lub kotła. Praca silnikowa dla generatora synchronicznego nie stanowi Ŝadnego zagroŜenia. Jest jednak niebezpieczna dla turbiny, gdyŜ łopatki jej wirnika są zaprojektowane do pracy prądnicowej a nie silnikowej.

Zabezpieczenie to chroni więc turbinę przed niewłaściwą pracą. Jest ono zbudowane w oparciu o przekaźnik czynno – mocowy kierunkowy. Schemat pokazano na rys. 26.

88

PN

G

N

L1 L2 L3

+

PP

I L1

UL1-L2 Rt2

Rt1

OWR K

&

Sp Z0

Rys. 26. Zabezpieczenie od pracy silnikowej (mocy zwrotnej) [2]

NaleŜy podkreślić, Ŝe zabezpieczenie to w elektrowniach cieplnych pełni bardzo istotną rolę w awaryjnym odstawianiu bloku wytwórczego wskutek awarii urządzeń cieplnych. OtóŜ Ŝadne z zabezpieczeń cieplnych bloku (turbiny i kotła) nie podają sygnału na otwarcie wyłącznika. Nie ma powiązań między obwodami zabezpieczeń cieplnych i zabezpieczeń elektrycznych. Zabezpieczenia cieplne podają sygnał na zamknięcie zaworów odcinających. Wtedy odłączenie generatora od sieci (otwarcie wyłącznika) następuje w wyniku działania zabezpieczenia od mocy zwrotnej.

Inne zabezpieczenia Zabezpieczenie od nadmiernego wzrostu napięcia

Nadmierny wzrost napięcia moŜe nastąpić wskutek uszkodzenia regulatora lub nagłego odciąŜenia generatora. Stosuje się zabezpieczenie nadnapięciowe dwustopniowe: (1) stopień I ustawionu na 110% napięcia znamionowego działa na zmniejszenie prądu wzbudzenia, (2) stopień II ustawiony na 130% działa na wyłączenie i odwzbudzenie generatora.

Zabezpieczenie od przeciąŜeń cieplnych

PrzeciąŜenia cieplne mogą wystąpić zarówno w wirniku jak i stojanie wskutek przekroczenia prądu lub uszkodzenia układu chłodzenia. DuŜe generatory wyposaŜone są w czujniki temperaturowe zainstalowane w newralgicznych miejscach. Ponadto od przeciąŜeń prądowych stosuje się zabezpieczenia nadprądowe zaleŜne (czas zaleŜy od wartości prądu) dwustopiniowe: stopień I działa na sygnalizację a stopień II na wyłączenie.

Zabezpieczenie nad i pod – częstotliwościowe

Zmniejszenie się częstotliwości w systemie moŜe mieć następujące negatywne konsekwencje dla zespołów wytwórczych: (a) uszkodzenie łopatek turbiny wskutek znacznych drgań (częstotliwość rezonansowa jest bliska 50 Hz), (b) zmniejszenie wydajności napędów potrzeb własnych, (c) zwiększenie temperatury niektórych części turbozespołów, (d) nadmierny wzrost indukcji magnetycznej (przemagnesowanie) rdzenia transformatora blokowego i potrzeb własnych. Transformatory mają własne zabezpieczenia od przemagnesowania. Generatorom daje się dwustopniowe zabezpieczenia podczęstotliwościowe: stopień I działający na sygnalizację i stopień II działający na wyłączenie. Przed nadmiernym wzrostem częstotliwości turbogeneratory chronione są za pomocą regulatorów obrotów, które w takich sytuacjach działają na zamknięcie zaworów regulacyjnych. W hydrogeneratorach regulacja obrotów jest wolniejsza i dla nich stosuje się dwustopniowe zabezpieczenia nadczęstotliwościowe: stopień I działający na sygnalizację i stopień II działający na wyłączenie.

89

Zabezpieczenie od przemagnesowania (nadmiernego wzrostu strumienia)

Nadmierny wzrost strumienia magnetycznego w rdzeniu stojana lub w transformatorze blokowym lub transformatorze potrzeb własnych moŜe doprowadzić do nadmiernego wzrostu temperatury i nadtopienia się rdzenia.

Najczęściej do przemagnesowania dochodzi w trakcie rozruchu generatora przed synchronizacją gdy obroty są zbyt małe a napięcie zbyt duŜe. Do przemagnesowania moŜe teŜ dojść w trakcie zrzutu obciąŜenia gdy regulator nie moŜe szybko obniŜyć wzbudzenia.

Miarą indukcji magnetycznej moŜe być iloraz napięcia i częstotliwości U/f. W odniesieniu do wartości znamionowych stosunek ten nie powinien przekroczyć 1,05 dla generatorów oraz 1,1 dla transformatorów. Zabezpieczenie generatora moŜe mieć dwa stopnie: stopień I działający na zmniejszenie prądu wzbudzenia i stopień II działający na wyłączenie generatora.

Zabezpieczenie od przypadkowego załączenia do systemu

Podanie sygnału na zamknięcie wyłącznika zespołu wytwórczego w stanie postoju (brak wzbudzenia i obrotów) moŜe spowodować znaczne szkody wskutek udaru prądowego oraz udaru momentu skręcającego. W takim stanie generator zachowuje się jak silnik asynchroniczny w momencie rozruchu.

W momencie takiego załączenia mogą pobudzić się zabezpieczenie od pracy silnikowej, zabezpieczenie od utraty wzbudzenia i zabezpieczenie podimpedancyjne. Ich czas działania (zwłoka) jest jednak w tym przypadku zbyt duŜa. Z tego względu stosuje się specjalne zabezpieczenia z bardzo krótkim czasem działania (kilkanaście ms). Działają one na zasadzie złoŜenia kilku kryteriów. Np.: obniŜona częstotliwość.AND.obniŜone napięcie.AND.duŜy prąd.

Zabezpieczenie od nadmiernego momentu skręcającego

Nadmierny wzrost momentu skręcającego moŜe powstać w trakcie trójfazowych zwarć bliskich a zwłaszcza w trakcie cykli SPZ linii wyprowadzenia mocy [10,11]. Niektóre w obawie przed zniszczeniem wałów wyposaŜają zespoły wytwórcze w zabezpieczenia, które działają na zasadzie śledzenia kilku czynników takich jak: obniŜenia napięcia, wzrostu prądu, wielkości spadku mocy czynnej oraz szybkości spadku mocy czynnej. To jest jednak raczej rzadko stosowane w praktyce.

Sposób impulsowania zabezpieczeń W przypadku zabezpieczenia linii elektroenergetycznej stwierdzenie, Ŝe zabezpieczenie działa na wyłączenie jest jednoznaczne i oznacza otwarcie wyłącznika linii. W przypadku generatorów a zwłaszcza w przypadku zespołów wytwórczych wyłączników i urządzeń do sterowania jest więcej (rys. 1) i sytuacja jest bardziej skomplikowana. Sterowaniu podlegają bowiem: wyłącznik generatora, wyłącznik bloku, wyłącznik wzbudzenia i automat gaszenia pola, wyłącznik potrzeb własnych, odłączenie napędu (np. zamknięcie zaworów turbiny).

W tabeli 1 dla ogólnej orientacji podano przykładowo sposoby impulsowania kilku najwaŜniejszych zabezpieczeń w przypadku zespołu generator – transformator blokowy napędzany turbiną parową.

Aby zrealizować wymagane impulsowanie zabezpieczeń musi istnieć odpowiedni układ logiczny dokonujący dystrybucji sygnałów sterujących wysyłanych przez zabezpieczenia. MoŜe to być zrealizowane za pomocą matrycy logicznej do której doprowadzone są sygnały zabezpieczeń a odprowadzone są sygnały do sterownia poszczególnych urządzeń.

90

W cyfrowych urządzeniach zabezpieczeniowych matryca dystrybucji sygnałów moŜe być realizowana programowo (software).

Tabela 1. Zabezpieczenia generatorów synchronicznych i sposoby ich impulsowania

Sposób likwidacji Otwarcie wyłącznika

Rodzaj zakłócenia

Głównego generatora

Potrzeb własnych

Odwzbudzenie generatora

(AGP)

Zamknięcie zaworu

odcinającego turbiny

Sygnali-zacja

Zwarcia uzwojenia stojana z kadłubem Zwarcia międzyfazowe w uzwojeniu stojana Zwarcia zwojowe uzwojenia stojana

x x x x

Zwarcia pojedyncze uzwojenia wzbudzenia

x

Zwarcia podwójne uzwojenia wzbudzenia Utrata wzbudzenia

x x x x

Zwarcia zewnętrzne (nie zlikwidowane przez zabezpieczenia sieci)

x x x x

Asymetria prądowa (stopień I)

x

Asymetria prądowa (stopień II)

x x x x

Praca silnikowa generatora (moc zwrotna)

x x x

Przycisk bezpieczeństwa (obsługa bloku)

x x x x

Rozwiązania nowoczesnych zabezpieczeń W rozwiązaniach poprzedniej generacji (rozwiązania elektromechaniczne) produkowano pojedyncze urządzenia zabezpieczeniowe realizujące poszczególne wyŜej omówione zabezpieczenia. Zadaniem projektanta obwodów wtórnych było dobranie zestawu urządzeń zabezpieczeniowych dla danego generatora lub bloku wytwórczego oraz zaprojektowanie obwodów łączących je z odpowiednimi przekładnikami oraz obwodami sterowania.

W nowoczesnych rozwiązaniach cyfrowych dąŜy się do uproszczenia prac projektowych.

Tworzy się rozwiązania urządzeń zabezpieczeniowych dedykowane do rozmaitych typów obiektów. Urządzenie zabezpieczeniowe ma określony sposób przyłączenia przekładników prądowych i zabezpieczeniowych i przy tak przyłączonym zestawie przekładników realizuje zadany zestaw funkcji zabezpieczeniowych.

91

G

W

Pp1

FI 0

Pp2

PN

I0I t>,

A/CAND

NOROR

∆I

I>Z<

0I >

U>

R<

P

OW1

SGP

Sygnalizacjka

Zzo

1 2 3 4 5

Rys. 27. Zabezpieczenie dedykowane [2]

Ponadto dla ułatwienia doboru funkcje zabezpieczeniowe zestawia się w moduły, tak Ŝe zamawiając i uruchamiając dany moduł ma się gotowy dany zestaw funkcji zabezpieczeniowych. Moduły tworzone są teŜ w taki sposób, Ŝe wzajemnie się uzupełniają.

Zestawy zabezpieczeń wymagane dla generatorów małych i średnich Dla duŜych generatorów wymaga się praktycznie wszystkie z omówionych zabezpieczeń. Odpowiednie zestawienie moŜna znaleźć w [2]. PoniŜej podano wg [13] zestawy zabezpieczeń wymaganych w przypadku małych generatorów.

Tabela 2. Zabezpieczenia wymagane dla generatorów o mocy

powyŜej 2MW pracujących bezpośrednio na szyny

Lp. Rodzaj zakłócenia Wymagane zabezpieczenie Sposób działania 1 Zwarcie międzyfazowe

w uzwojeniu stojana lub na wyprowadzeniach

RóŜnicowe wzdłuŜne stabilizowane

Bezzwłocznie na wyłączenie *)

2 Zwarcie międzyfazowe na szynach lub w sieci

Impedancyjne lub nadprądowe z blokadą napięciową

Ze zwłoką na wyłączenie *)

3 Zwarcie zwojowe w uzwojeniu stojana

RóŜnicowe zerowo- napięciowe

Bezzwłocznie na wyłączenie *)

4 Zwarcie z ziemią w uzwojeniu stojana

Zerowo- prądowe Ze zwłoką na wyłączenie *) Stopień I ze zwłoką na sygnalizację

5 Zwarcie z ziemią w uzwojeniu wirnika

Nadprądowe lub impedancyjne ze źródłem wymuszającym Stopień II ze zwłoką

na wyłączenie *) 6 Nadmierny wzrost

napięcia uzwojenia stojana

Nadnapięciowe tylko dla hydrogeneratorów

Ze zwłoką na wyłączenie *)

7 Utrata wzbudzenia Impedancyjne Ze zwłoką na otwarcie wyłącznika generatora

92

Dla hydrogeneratorów ze zwłoką na wyłączenie *)

8 Przewzbudzenie (przemagnesowanie)

Reagujące na iloraz U/f Tylko dla generatorów z wzbudnicami statycznymi

Jak wyŜej

9 PrzeciąŜenie Nadprądowe Ze zwłoką na sygnalizację

10 Asymetria obciąŜenia Nadpądowe składowej przeciwnej Tylko w przypadku wymagania przez wytwórcę

Ze zwłoką na wyłączenie *)

6 Odłączenie napędu (praca silnikowa)

Czynno- mocowe kierunkowe Ze zwłoką na wyłączenie

*) „na wyłączenie” oznacza tutaj otwarcie wyłącznika generatora, odstawienie wzbudzenia oraz odstawienie napędu

Tabela 3. Zabezpieczenia wymagane dla generatorów o mocy

poniŜej 2MW i napięciu większym od 1kV

Lp. Rodzaj zakłócenia Wymagane zabezpieczenie Sposób działania 1 Zwarcie międzyfazowe

w uzwojeniu stojana lub na wyprowadzeniach

RóŜnicowe lub nadpądowe gdy nie ma wprowadzonego punktu gwiazdowego

Bezzwłocznie na wyłączenie *)

2 Zwarcie międzyfazowe na szynach lub w sieci

Nadprądowe z blokadą napięciową

Ze zwłoką na wyłączenie *)

3 Zwarcie z ziemią w uzwojeniu stojana

Zerowo- prądowe Ze zwłoką na wyłączenie *)

4 Nadmierny wzrost napięcia uzwojenia stojana

Nadnapięciowe tylko dla hydrogeneratorów

Ze zwłoką na wyłączenie *)

5 PrzeciąŜenie Nadprądowe Ze zwłoką na sygnalizację

6 Odłączenie napędu (praca silnikowa)

Czynno- mocowe kierunkowe Ze zwłoką na wyłączenie

*) „na wyłączenie” oznacza tutaj otwarcie wyłącznika generatora, odstawienie wzbudzenia oraz odstawienie napędu

13. Układy zasilaj ące

W stacji elektroenergetycznej wykorzystuje się napięcia stałe pochodzące z układów baterii akumulatorów do zasilania urządzeń takich jak zabezpieczenia, urządzenia systemu sterowania, urządzenia wykonawcze (wyłączniki, odłączniki, uziemniki).

W stacji wykorzystuje się równieŜ napięcie przemienne tzw. gwarantowane pochodzące z układów przekształtnikowych. Napięcia te stanowią zasilanie dla odbiorników przystosowanych do napięć a.c., do których moŜna zaliczyć np. kompletny system sterowania

93

urządzeń zabezpieczeniowych itp. Układ zasilania napięciem d.c. oraz układ przekształtnikowy został przedstawiony w formie blokowej na rys. 13.1. Do zasilania odbiorników i obwodów prądu stałego zainstalowanych na stacji elektroenergetycznej stosuje się:

• baterie akumulatorów zlokalizowane na terenie stacji;

• specjalne bloki prostownikowe zasilane ze źródeł prądu przemiennego, takich jak: transformatory potrzeb własnych ewentualnie przekładniki napięciowe i prądowe.

Do budowy baterii akumulatorów stacyjnych stosuje się ogniwa kwasowe. W praktyce są realizowane róŜne układy współpracy baterii akumulatorów z innymi urządzeniami w stacji np. zabezpieczeniami. Sposób takiej współpracy został przedstawiony na rys. 13.1.

Rys. 13.1. Układ zasilania napięciem: zasilanie napięciem stałym oraz napięciem

przemiennym gwarantowanym wg [1], 1-bateria główna, 2-przekształtnik, 3-wyłącznik, 4-

przełącznik, 5- przekształtnik W układzie przedstawionym na rys. 13.1 bateria i prostownik są przyłączone równolegle do szyn zbiorczych, co powoduje Ŝe bateria jest stale doładowywana. W pracy normalnej wyłącznik 3 jest załączony, a przełącznik 4 znajduje się w prawym połoŜeniu. Do pracy buforowej stosuje się prostowniki stabilizowane, ale umoŜliwiające przyspieszone ładowanie baterii przy podwyŜszonym napięciu. Ładowanie przyspieszone stosuje się w stanach poawaryjnych oraz w czasie okresowych eksploatacyjnych i ładowań baterii.

a) b) c) ( ) ( )d)

Rys. 13.2. Oznaczenie obwodów prądu stałego: a) obwody sterownicze, b) obwody sygnalizacyjne, c) obwody pomocnicze, d) obwody rezerwowe

W stacji elektroenergetycznej istnieje wiele obwodów prądu stałego. W celu łatwego rozpoznania na schematach elektrycznych są one oznaczone symbolami przedstawionymi na rys. 13.2. Obwody te są tworzone poprzez wykorzystanie niezaleŜnych bezpieczników, co pokazano na rys. 13.3.

94

Rys. 13.3. Obwody zasilania napięciem stałym: a) bardzo waŜnej stacji NN, b) stacji o małym

znaczeniu1- bateria akumulatorów, 2- układ przekształtników (prostowniki), 3,4 – łączniki, 5

– układ przekształtników (falowniki) do uzyskania napięcia przemiennego gwarantowanego

14. Obwody pr ądu przemiennego przeka źników zabezpieczeniowych

Do poprawnej pracy układów zabezpieczeniowych potrzebne jest dostarczenie odpowiednich wielkości pomiarowych (np. prąd, napięcie).

Rys. 14.1. Obwody wtórne przekładników prądowych – strona 220 kV, rdzeń III

95

Rys. 14.2. Obwody wtórne przekładników napięciowych: uzwojenie III i IV – strona 220 kV

96

15. Obwody sterownicze i sygnalizacyjne

Rys. 15.1. Obwody sterownicze urządzenia 7UT513 na OW

Rys. 15.2. Obwody sygnalizacyjne stanu połoŜenia łączników WN (strony 220 kV)

97

16. Literatura cz. 2

13. J.śydanowicz „Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa” tom II, WNT, Warszawa 1985

14. W.Winkler, A.Wiszniewski „Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych” WNT, Warszawa 1999

15. Power System Protection, Volume 3: Application, IEE, ISBN 0 85296 837 X 16. S.Wróblewska „Zabezpieczenia ziemnozwarciowe stojana generatora” Automatyka

Elektroenergetyczna nr 3/2004 17. M.Lohmann „Ograniczenia wymaganej czułości zabezpieczenia zemnozwarciowego”

Automatyka Elektroenergetyczna nr 1/2004 18. B.Synal, W.Rojewski, W.DzierŜanowski „Elektroenergetyczna automatyka

zabezpieczeniowa” Skrypt Politechniki Wrocławskiej, Wrocław 2003 19. „Laboratorium cyfrowej automatyki zabezpieczeniowej” Praca zbiorowa pod redakcją

J.Machowskiego, Skrypt Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2003 20. J.Machowski: "Out-of-step relaying systems, Part 1, Part2, Part 3, Part 4: Critical review

of existing devices". Universität Kaiserslautern, Lehrstuhl für Elektrische Energieversorgung, 1989/90. Research project sponsored by AEG Frankfurt.

21. J.Machowski, D.Nelles: „New power swing blocking method” Sixth International Conference on Development in Power System Protection, The University of Nottingham, UK, 25-27 March 1997, IEE Conference Publication No 434, pp.218-221, ISBN 085296 672 5

22. J.Machowski, S.Bernas: "Stany nieustalone i stabilność systemu elektroenergetycznego". Warszawa 1988, podręcznik WNT, (301 stron).

23. J.Machowski, J.Bialek, J.Bumby: "Power System Dynamics and Stability". John Wiley & Sons, Chichester, New York, 1997, (460 stron), ISBN 0471 97174 X

24. P.Kacejko, J.Machowski: "Zwarcia w systemach elektroenergetycznych" WNT Warszawa 2002, ISBN 83-204-2750-9

25. S.Wróblewska „Zabezpieczenia generatora synchronicznego małej i średniej mocy” Elektro Info nr 2/2003