zasady doboru nastaw zabezpieczeń w polach rozdzielni sn
Transkrypt
zasady doboru nastaw zabezpieczeń w polach rozdzielni sn
dr inż. Witold Hoppel dr hab.inż. Józef Lorenc ZASADY DOBORU NASTAW ZABEZPIECZEŃ W POLACH ROZDZIELNI SN 1. Wstęp Dobór nastaw jest ciągle bardzo ważnym elementem prawidłowości działania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej (EAZ). Można spotkać się z opinią, że znacząca większość jej błędnych zadziałań, szczególnie dotycząca eliminacji elementów systemu elektroenergetycznego dotkniętych zakłóceniem, jest związana z błędami dokonanymi podczas obliczania lub wprowadzania nastaw. Zjawisko to wydaje się narastać w miarę rozwoju cyfrowych konstrukcji urządzeń EAZ – ponieważ praktycznie nieograniczone możliwości powstawania różnych opcji zabezpieczeń, własnej konfiguracji kryteriów, wejść i wyjść, powodują znaczne zwiększenie liczby nastaw. W niektórych urządzeniach dochodzi ona już do kilkuset. Zagadnienie doboru nastaw dla klasycznych zabezpieczeń elektromechanicznych lub statycznych analogowych w polach rozdzielni średniego napięcia (SN) wydaję się od dawna opracowane – w literaturze znajdują się odpowiednie zależności [1,2,3], które jednak, gdy dobrze przyjrzeć się obliczeniom wykonywanym w różnych zakładach energetycznych, są interpretowane w różny lub bardzo uproszczony sposób. Szczególne rozbieżności pojawiają się w doborze nastaw zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych. 2. Definicje Dla potrzeb niniejszego artykułu zostaną użyte następujące definicje (wg normy PN/86-E88601): Wielkość pomiarowa – wielkość fizyczna lub wielkość charakterystyczna dla tej wielkości, której nazwa charakteryzuje przekaźnik i w odniesieniu do której określano wymagania związane z dokładnością działania przekaźnika (np. prąd, admitancja). Wartość nastawcza – wartość na mechaniźmie nastawczym lub w programie przekaźnika, na którą można nastawić wartość zadziałania wielkości pomiarowej, czas zadziałania wielkości pomiarowej, czas zadziałania lub charakterystykę przekaźnika. Wielkość ta będzie oznaczana przez dodanie do symbolu wielkości pomiarowej przekaźnika indeksu nast (np.Inast). Wartość rozruchowa – wartość wielkości zasilającej wejściowej lub wielkości pomiarowej, przy której następuje w określonych warunkach początek rozruchu przekaźnika. Oznaczana będzie dalej indeksem r (np. Ir) . Różni się od wielkości nastawczej wartością uchybu. Wartość zadziałania – wartość wielkości zasilającej wejściowej lub wielkości pomiarowej, przy której następuje oczekiwana skokowa zmiana w obwodzie wyjściowym (na wyjściu) przekaźnika. W przeciętnych warunkach dla przekaźników pomiarowych, wartość zadziałania jest równa wartości rozruchowej. Wartość zakończenia powrotu – wartość wielkości zasilającej lub wielkości pomiarowej, przy której następuje w określonych warunkach zakończenie powrotu przekaźnika – osiągnięcie stanu spoczynku lub stanu początkowego. Oznaczana będzie indeksem p. Współczynnik powrotu kp – stosunek wartości zakończenia powrotu do wartości rozruchowej. Wartość współczynnika powrotu występuje w wielu zależnościach dotyczących nastaw i jest jednym z najważniejszych parametrów przekaźnika. Uchyb (błąd) bezwzględny – algebraiczna różnica między wartością zadziałania wielkości pomiarowej lub czasu zadziałania a wartością nastawienia przekaźnika pomiarowego lub czasowego. Powyższe definicje wyraźnie są opracowane dla zabezpieczeń klasycznych, ale są zupełnie zrozumiałe dla współczesnych rozwiązań mikroprocesorowych. 3. Podstawowe zabezpieczenia W polach rozdzielni SN stosowane są następujące zabezpieczenia, których wielkościami pomiarowymi są prądy fazowe: - od skutków przeciążeń (pola transformatora zasilającego i potrzeb własnych, pole baterii kondensatorów równoległych - BKR) - nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć międzyfazowych (wszystkie pola z wyjątkiem pomiaru napięcia), - zwarciowe – kiedyś nazywane bezzwłocznymi, a w żargonie technicznym „odsieczką” (wszystkie pola z wyjątkiem pola pomiaru napięcia, ale w niektórych z możliwością odstawienia lub uruchomienia na krótki czas po zamknięciu wyłącznika). W wielu polach są stosowane zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych, bardzo mocno uzależnione od sposobu pracy punktu neutralnego, korzystające ze składowych zerowych prądu i napięcia: - w polach liniowych nadprądowe, kierunkowe i admitancyjne, - w polu pomiaru napięcia – zerowonapięciowe, - w polu łącznika szyn – zerowoprądowe i admitancyjne, - w polu transformatora – zerowoprądowe, - w polu potrzeb własnych – nadprądowe, którego wielkością wejściową jest prąd mierzony bezpośrednio w obwodzie łączącym urządzenie uziemiające (dławik lub rezystor) z ziemią, - w polu BKR – zerowoprądowe. Szczegóły możliwości doboru zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych dla linii zawarto w tablicy 1. Zabezpieczenie zerowonapięciowe oznaczone U0> w zasadzie w polach liniowych nie występuje samodzielnie, w tablicy zostało oznaczone jako powszechne w zastosowaniu ze względów na to, że: - umieszczone w polu pomiaru napięcia rezerwuje zabezpieczenia w polach liniowych, a w wyjątkowych przypadkach nawet stanowi zabezpieczenie podstawowe działające na sygnalizację, - stanowi element rozruchowy wielu innych zabezpieczeń w polach liniowych. Zabezpieczenia kierunkowe czynno- i biernomocowe, których charakterystyka jest funkcją prądu rozruchowego i kąta fazowego pomiędzy składowymi zerowymi prądu oraz napięcia mają jednoznacznie określone zakresy zastosowania, a żadne z nich nie może być użyte w sieci kompensowanej bez AWSCz. Zabezpieczenie I0> może być stosowane w polach liniowych sieci pracującej z izolowanym punktem neutralnym, jeśli jej udział w pojemnościowym prądzie zwarcia sieci nie przekracza wartości 0,3-0,4. W sieci kompensowanej bez lub z AWSCz zabezpieczenie to może być stosowane, jeśli spełniony będzie warunek czułości – w przeciętnych warunkach jest to możliwe tylko w bardzo krótkich liniach i przy przekompensowaniu sieci przynajmniej o 10 %. Podobne warunki dotyczą kryterium Y0>, ale niezależność mierzonej admitancji od rezystancji przejścia w miejscu zwarcia umożliwia jego zastosowanie w wielu szczególnych przypadkach np. w liniach sieci o bardzo małym prądzie pojemnościowym rzędu kilku amperów i czynnym AWSCz. Nastawa admitancji jest silnie uzależniona od pojemnościowego prądu zwarcia zabezpieczanej linii – stąd możliwe są zadziałania zbędne, jeśli nastąpią silne zmiany w konfiguracji sieci polegające na zwiększeniu długości linii zasilanych z danego pola lub błędnie określone wartości prądu pojemnościowego. Zabezpieczenie G0> bezkierunkowe ma bardzo wyraźnie określony zakres zastosowania. Jego nastawa jest zależna praktycznie tylko od rodzaju zastosowanego filtru składowej zerowej prądu, nie zależy od parametrów linii Nie reaguje również na zamianę zacisków w obwodach składowych zerowych. Zabezpieczenie to można zalecić m.in. do sieci o słabo rozpoznanych prądach pojemnościowych. Zastosowanie kryterium G0> kierunkowego jest bardzo ograniczone – tylko w sieciach, gdzie są dwa pola potrzeb własnych w miejscach ich zasilania, w praktyce dotyczy to przypadku współpracy dwóch rozdzielni zasilanych z sieci 110 kV lub elektrowni poprzez linię SN. W Polsce sytuacja taka występuje wyjątkowo – w zasadzie tylko podczas przełączeń. Kryterium B0> może być typowo stosowane tylko w sieci z izolowanym punktem neutralnym. Jego wprowadzenie do innych sieci mających w punkcie neutralnym pierwotny rezystor uziemiający wiąże się z dopuszczeniem pracy takiej sieci do pracy z wyłączonym polem potrzeb własnych. Kryterium RYY0 może być stosowane tylko w sieciach, gdzie podczas zwarcia doziemnego do pól liniowych doprowadzona jest informacja o położeniu stycznika AWSCz, ponieważ kryterium to jest oparte na dwóch pomiarach admitancji doziemnej. Należy podkreślić dwa fakty dotyczące działania tego kryterium: 1. Zakres wykrywanych rezystancji przejścia w konkretnej sieci jest większy niż przy pozostałych kryteriach, 2. Do spowodowania jego działania w polu potrzeb własnych może być zastosowany nie tylko rezystor, ale element bierny – np. dławik. W tej sytuacji można uzyskać bardzo pozytywne zjawisko braku zmniejszania się wartości składowej zerowej napięcia przy załączaniu AWSCz. Stąd kryterium to w szczególny sposób nadaje się do terenów o dużych rezystywnościach gruntów. W tablicy 1 wyszczególniono również dobór zabezpieczeń dla sieci z punktem neutralnym uziemionym układem równoległym dławika i rezystora oraz kompensowanej z dorywczym uziemieniem przez rezystor. Pierwszy z tych sposobów jest stosowany w kilku sieciach głównie ze względu na łatwiejsze do spełnienia warunki ochrony od porażeń. Drugi sposób pozwala na zachowanie pewnych właściwości uziemienia przez rezystor przy ograniczonej intensywności automatyki SPZ. W polu BKR powinno być zainstalowane zabezpieczenie od skutków zwarć wewnętrznych w baterii zasilane wielkością pomiarową z przekładnika w połączeniu pomiędzy gwiazdami podzielonej baterii. Wymienione zabezpieczenia reagują na wielkości elektryczne - oprócz nich są zabezpieczenia nieelektryczne (gazowo-przepływowe) - w transformatorach i dławikach. Przy omawianiu nastaw przyjęto, że w energetyce zawodowej stosowane są przede wszystkim zabezpieczenia o charakterystyce niezależnej, ewentualnie dwustopniowe - jeśli zabezpieczenie zwłoczne i zwarciowe opisywać jednym wykresem czasu zadziałania w funkcji mierzonego prądu Tablica 1 Dobór zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych w polach liniowych rozdzielni średniego napięcia w zależności od sposobu pracy punktu neutralnego Sposób pracy punktu neutralnego Rodzaj uziemiony przez rezystor równoległy układ dławika i rezystora + + uziemiony przez dławik z dorywczym uziemieniem przez rezystor + + + + + - - - - - * # # + + + Y0> * * * + + + G0> bezkierunkowe G0> kierunkowe - - + + + + - - # # # # B0> kierunkowe + - - * * * RYY0> - - + - - + + uziemiony przez dławik bez AWSCz + uziemiony przez dławik z AWSCz + - - + zabezpieczenia izolowany U0> kierunkowe czynnomocowe kierunkowe biernomocowe I0> „+” - zastosowanie możliwe, „-” - zastosowanie niemożliwe, „*” - zastosowanie możliwe z zastrzeżeniami opisanymi w tekście, „#” – zastosowanie możliwe tylko w wyjątkowych sytuacjach opisanych w tekście. 4. Układ sieci Układ sieci, który jest przedstawiony na rys.1, ma istotne znaczenie przy doborze nastaw. W Polsce w zasadzie sieci SN pracują promieniowo, jeśli jako element zasilający przyjąć transformator przyłączony do sieci o napięciu 110 kV, a rzadko o innej wartości. Tylko wyjątkowych przypadkach lub podczas przełączeń pojawiają się w tym znaczeniu sieci dwustronnie zasilane. Pewne odstępstwo od tego stwierdzenia powodują coraz częściej spotykane tzw. elektrownie lokalne o niewielkiej mocy – wodne, wiatrowe lub opalane biogazem. Powodują one konieczność stosowania zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych z blokadą kierunkową. A C B T1 Z4 Z1 Z3 Z6 Z2 Z5 110 kV T2 SN - wyłącznik z zabezpieczeniem Rys.1. Układ sieci średniego napięcia Z punktu widzenia zabezpieczeń ziemnozwarciowych układy takie powodują pewne komplikacje. W sieciach kompensowanych z AWSCz lub uziemionych przez rezystor należy pamiętać o tym, że większość zabezpieczeń może zadziałać tylko wówczas, jeśli znajdują się między miejscem zwarcia, a punktem uziemienia sieci. W Polsce nie są rzadkie przypadki, kiedy linie odchodzące z szyn zasilanych transformatorem 110 kV/SN są prowadzone do rozdzielni sieciowych (w skrócie RS), co na rys.1 przedstawia stacja C. Takie rozgałęzienia wpływają na dobór nastaw zabezpieczeń, szczególnie z punktu widzenia uzyskania selektywności działania. 5. Podstawowe zależności dotyczące parametrów zwarciowych sieci 5.1.Wielkości charakterystyczne dla zwarć międzyfazowych Będą one podane dla sieci jednostronnie zasilanych, bez uwzględnienia wpływu ewentualnych elektrowni lokalnych. Do obliczeń nastaw zabezpieczeń nadprądowych od skutków zwać międzyfazowych używa się dwóch prądów zwarciowych: - minimalny prąd zwarcia Ikmin, - maksymalny prąd zwarcia Ikmax. Dla potrzeb sprawdzania czułości zabezpieczeń minimalny prąd zwarcia, który występuje przy zwarciu dwufazowym, można obliczać wg uproszczonej zależności: Un I k m in (1) 2 * Z k m ax w której: Un – znamionowe napięcie przewodowe sieci, Zkmax – maksymalna impedancja pętli zwarciowej, którą oblicza się dla miejsca największego wymaganego zasięgu zabezpieczenia nadprądowego oraz przy uwzględnieniu największej impedancji od strony systemu elektroenergetycznego. Jeśli przez punkt zabezpieczeniowy zasilana jest linia promieniowa o wielu odgałęzieniach, to należy prąd obliczać dla odgałęzienia o największej impedancji. Maksymalną zastępczą impedancję systemu elektroenergetycznego należy obliczać wg wzoru: 1,1U n2 Z s m ax (2) Sk w którym: Sk – moc zwarciowa dla wariantu zasilania o najmniejszej mocy zwarciowej. Podczas obliczania Zkmax należy wziąć pod uwagę to, że szyny SN mogą być zasilane tylko poprzez jeden transformator. Maksymalny prąd zwarcia, który występuje przy zwarciu trójfazowym, można obliczać wg zależności: 1,1 * U I k max 3Z n (3) k min w której: Zkmin – minimalna impedancja pętli zwarciowej, obliczana przy odpowiednim wariancie mocy zwarciowej i układu zasilania, w tym również liczby pracujących równolegle transformatorów. 5.2.Wielkości charakterystyczne dla zwarć doziemnych Najczęściej spotykane zależności opisujące wielkości ziemnozwarciowe w sieciach SN pracujących z nieskutecznie uziemionym punktem neutralnym nie uwzględniają impedancji wzdłużnych elementów systemu elektroenergetycznego. Zapewniają jednak wystarczającą dokładność dla potrzeb obliczania nastaw zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych w większości sieci – problematyczna może być dokładność dla sieci uziemionych przez rezystory o wartościach mniejszych od 50 , co w sieci 15 kV odpowiada prądom znamionowym większym od około 150 A. Podane wartości mają tylko charakter orientacyjny – wpływ impedancji wzdłużnych w sieci uziemionej rezystorem zależy od bardzo wielu czynników i nie można tego wpływu ocenić w ogólny sposób. Dokładności obliczeń prądów ziemnozwarciowych nie wpływają wprost na dobór nastawy, ale mają znaczenie przy sprawdzaniu czułości zabezpieczeń. Zależności, które nie uwzględniają impedancji wzdłużnych, są następujące: Uo = UL (4) Ik1 = UL Cs (do - js) (5). Poszczególne symbole oznaczają: U0 – składowa zerowa napięcia w sieci (przy pominięciu impedancji wzdłużnych jest jednakowa w całej galwanicznie połączonej sieci), - współczynnik ziemnozwarciowy, który podczas zwarć metalicznych przyjmuje wartość 1 i zmniejsza się ze wzrostem rezystancji przejścia do ziemi w miejscu zwarcia, UL – napięcie fazowe – wartość znamionowa, - pulsacja robocza sieci, Ik1 – prąd w miejscu zwarcia doziemnego, Cs – zastępcza pojemność doziemna sieci, d0 – współczynnik tłumienia sieci, s – współczynnik rozstrojenia kompensacji ziemnozwarciowej. Współczynnik ziemnozwarciowy sieci określany jest zależnością: β 1 1 R F ω C s (d o js) (6) w której: RF – rezystancja przejścia w miejscu zwarcia. Współczynnik s wyrażany jest zależnościami: 1 s 1 (7) 2 C s Ld lub I d I Cs s (8) I Cs w których: Ld – indukcyjność dławika kompensującego, Id – składowa bierna prądu dławika kompensującego, w przybliżeniu równa prądowi wybranego zaczepu, ICs – pojemnościowy prąd zwarcia doziemnego sieci. Współczynnik s zdefiniowany zależnością (8) posiada wartości dodatnie dla sieci przekompensowanych, a ujemne dla niedokompensowanych. Jeśli w sieci brak jest dławika (sieć z izolowanym punktem neutralnym lub uziemiona tylko przez rezystor, to s=-1). Można spotkać się w literaturze z innym definiowaniem tej wielkości. Ponieważ różne znaczenie przywiązuje się do pojemności sieci CS, w rozumieniu niniejszego tekstu jest to pojemność zastępcza będąca sumą doziemnych pojemności fazowych. W związku z tym doziemny prąd pojemnościowy sieci wyznacza się ze wzoru: (9). I Cs CsU L Współczynnik tłumienia sieci d0 obliczany jest ze wzoru: 1 G s Gd RN (10) d0 Cs gdzie: Gs – konduktancja doziemna sieci, można ją przyjmować w granicach (0,02-0,04) susceptancji sieci Bs ,obliczanej na podstawie zależności: (11), Bs Cs Gd – konduktancja doziemna dławika. Dla większości sieci z wystarczającą dokładnością można korzystać z uproszczonych wzorów: 1 d0 (12a) RN C s lub IR d0 (12b) I cs w których: RN – rezystancja uziemiająca w punkcie neutralnym sieci, IR – prąd czynny w punkcie neutralnym sieci podczas zwarcia bezrezystancyjnego. Dla sieci kompensowanych jako IR należy przyjmować wartość prądu po stronie pierwotnej podczas działania AWSCz (przeciętnie od 15 do 25 A), a dla sieci uziemionych przez rezystor – jego prąd znamionowy. Wyrażenie (5) można przedstawić w postaci I k1 I cs d 02 s 2 (13 ). Natomiast w punkcie zabezpieczeniowym na początku linii doziemionej płynie prąd określony zależnością: I Cs d 02 IL ( s a) 2 (14) w której: a – udział linii w pojemnościowym zwarcia sieci (iloraz prądów pojemnościowych linii i sieci). Jeśli sieć jest uziemiona w ten sposób, że wpływ elementów wzdłużnych jest znaczący lub występuje potrzeba przeprowadzenia dokładniejszych obliczeń, to można skorzystać z metody podanej poniżej. Prąd zwarcia doziemnego w sieci uziemionej przez rezystor obliczać można z zależności: I k1 UL Yd 1 Y d *Z p (15) w której: Yd – admitancja doziemna sieci, Zp – wzdłużna impedancja zastępcza. Wielkości te oblicza się w następujący sposób: Yd Cs d z js (16) w której dz 1 Gs RN (17) C s RN Natomiast wzdłużną impedancję zastępczą określa wzór: 1 (18) Zp 2Z 1 Z 0 3RF 3 gdzie: Z1 – impedancja zastępcza linii dla składowej zgodnej, Z0 – impedancja zastępcza linii dla składowej zerowej. Zaproponowana metoda jest uproszczona, nie uwzględnia impedancji transformatora uziemiającego oraz transformatora zasilającego i systemu elektroenergetycznego. 6.Uchyby filtrów składowych zerowych Problem ten dotyczy zjawiska pojawiania się prądu uchybowego po stronie wtórnej przekładnika Ferrantiego lub układu Holmgreena - jest on na tyle poważny, że mógłby być podmiotem szczegółowych badań – dla potrzeb niniejszego artykułu zostaną przedstawione tylko najważniejsze aspekty. W poprzednich latach zajmował się nim Instytut Energoelektryki Politechniki Wrocławskiej i BSiPE”Energoprojekt” w Poznaniu, szczególnie K.Kabaciński. W układzie Holmgreena źródłem tych uchybów są niejednolite charakterystyki magnesowania poszczególnych przekładników prądowych go tworzących oraz wchodzenie w stan nasycenia. W przekładniku Ferrantiego uchyb ten może pochodzić od sposobu sumowania się pól elektromagnetycznych wytwarzanych przez prądy poszczególnych faz i niesymetrycznego umieszczenia faz w oknie przekładnika. Wartość prądu uchybowego zależy od wielu czynników, m.in.: - jakości i jednolitości materiału użytego na rdzenie przekładników, - wartości prądu pierwotnego i jego kształtu – tak zawartości wyższych harmonicznych, jak i składowej nieokresowej, - obciążenia strony wtórnej filtru i jego relacji do obciążenia znamionowego, - dla przekładników pomiarowych - współczynnika bezpieczeństwa przyrządu, a dla zabezpieczeniowych - znamionowego i rzeczywistego współczynnika granicznego dokładności (obydwa pojęcia bardziej znane pod dawną nazwą „liczba przetężeniowa”). Liczba czynników wpływających na prąd uchybowy układu Holmgreena jest tak duża, że w pewnym sensie można zjawisko to traktować jako losowe. Rozróżnić można jednak dwa stany: - prąd uchybowy pojawiający się podczas przepływu prądów roboczych zbliżonych do prądów znamionowych przekładników prądowych tworzących filtr składowej zerowej, czyli podczas normalnej pracy linii, jak również podczas zwarć doziemnych, - prąd uchybowy pojawiający się podczas zwarć międzyfazowych, kiedy prądy fazowe są wielokrotnie większe od prądu znamionowego. Pierwszy stan wpływa na jakość pracy zabezpieczeń ziemnozwarciowych i wartość uchybu musi być uwzględniana w nastawach tak zabezpieczeń zerowoprądowych, jak i z grupy admitancyjnych. Można przyjmować, że dla przekładnika Ferrantiego wynosi on 20 mA, a dla Holmgreena – 30 mA, a w admitancjach odpowiednio 0,6-0,8 mS i 2,5-3,0 mS. Chociaż nie ma pewnych dowodów na takie wartości, dotychczasowa praca zdecydowanej większości zabezpieczeń ziemnozwarciowych z nastawami o nie opartymi jest również formą dowodu. Autorzy spotkali się dotychczas z jednym, nie do końca wyjaśnionym przypadkiem, kiedy to nastawy zabezpieczenia admitancyjnego Yo> trzeba było w celu zapobieżenia nieselektywnym wyłączeniom podczas zwarć doziemnych zwiększyć o 2 – 3 mS. Nie ma całkowitej pewności, że przyczyną był prąd uchybowy, ale przekładniki tworzące układy Holmgreena w polach liniowych miały bardzo małą moc – 5 VA. Drugi stan – pojawianie się prądu uchybowego podczas zwarć międzyfazowych jest groźny i powinien być brany pod uwagę wyłącznie w polach, gdzie opóźnienie czasowe zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych jest mniejsze od opóźnień zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych. W zasadzie dotyczy to większości sieci o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor, ale również niektórych sieci pracujących z izolowanym punktem neutralnym, szczególnie o dużych pojemnościowych prądach zwarcia doziemnego. W takich sytuacjach podczas zwarcia międzyfazowego może pojawić się składowa zerowa prądu o takiej wartości, że spowoduje rozruch, a dalej zadziałanie zabezpieczenia zerowoprądowego. Trochę inaczej sytuacja wygląda w polach liniowych, inaczej w polu zasilających (strony SN transformatora 110 kV/SN) i łącznika szyn, gdzie zawsze grozi to wyłączeniem przynajmniej całej sekcji. W polach liniowych szkody spowodowane zadziałaniem niewłaściwego zabezpieczenia zależą od układu sieci SN. Należy tutaj wyraźnie podkreślić, że zabezpieczenia posiadające rozruch zerowonapięciowy, czyli z grupy admitancyjnych i kierunkowych są praktycznie nieczułe na to zjawisko. Można się spotkać np. w [4] z zależnością dotyczącą układu Holmgreena, że: kl (19) Io 2 I n2 100 gdzie: I0 – prąd uchybowy, In2– znamionowy prąd wtórny przekładników, kl – klasa przekładników. Dla przekładników o znamionowym prądzie wtórnym 5 A i klasie 5 otrzymuje się wartość 0,5 A, a przekładników klasy 10 – 1 A. Dla rdzeni pomiarowych o klasie 1 będzie to wartość 100 mA. Wzór ten jednak nie uwzględnia faktu, że rdzenie pomiarowe i zabezpieczeniowe inaczej zachowują się przy transformacji prądów znacznie przekraczających wartości znamionowe. Może być również wątpliwość, czy do zależności należy używać ściśle klasy, czy błędu prądowego. W projektach i wykonaniach nie ma jednolitego podejścia – układ Holmgreena składany jest tak z przekładników pomiarowych, jak i zabezpieczeniowych, zależy to od lokalnych warunków i wyposażenia danego pola. Można się spotkać z poglądem, że zjawisko to jest niegroźne, jeśli nastawa zabezpieczenia zerowoprądowego jest większa niż 25 % znamionowego prądu wtórnego przekładników tworzących układ Holmgreena – odpowiada to wartości aż 1,25 A, czy również 12 % - odpowiada to wartości 600 mA. Zwiększanie nastawy powoduje, że zmniejsza się czułość zabezpieczenia, wykrywany jest coraz mniejszy zakres rezystancji przejścia, co nie jest bez znaczenia. Nie wzięto tutaj pod uwagę faktu, że jakość współczesnych przekładników prądowych jest lepsza, niż wyprodukowanych 20 czy 30 lat temu. Wobec takiej niejednolitości poglądów na ten temat autorzy niniejszego artykułu proponują, aby w polach, gdzie nie jest wskazane zadziałanie zabezpieczenia zerowoprądowego przed zabezpieczeniem nadprądowym zwłocznym przyjąć warunek: - z układem Holmgreena I onast 300 500 mA (20a), - z przekładnikiem Ferrantiego: I onast 100 150 mA (20b), z ukierunkowaniem na wartości mniejsze. Jeśli w polu jest zainstalowane zabezpieczenie cyfrowe, to wskazana jest w początkowym okresie eksploatacji analiza rejestratorów zdarzeń i zakłóceń, które umożliwiają ocenę prawidłowości rozruchów zabezpieczeń podczas zwarć międzyfazowych, a także wartości składowej zerowej. Przyjęto przy tym typowy, promieniowy układ zasilania ze stacji transformatoroworozdzielczej o górnym napięciu 110 kV lub ewentualnie innym, jak to pokazano na rys.1. Zabezpieczenia w polach liniowych to te oznaczone symbolami Z1, Z2 i Z6. 7. Nastawy dla pola liniowego 7.1.Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć międzyfazowych Korzystając z podstawowych pozycji z dziedziny elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, jakimi są pozycje [1-3], formułuje się wzór: I nast kb k r k s I max kp i (21a) I nast k b k r I m ax kp i (21b) a dla ks =1: gdzie: Inast – nastawa prądowa zabezpieczenia, kb – współczynnik bezpieczeństwa, który można przyjmować równy 1,1-1,2, ks - współczynnik schematowy, kr – współczynnik samorozruchu silników zasilanych z zabezpieczanego odcinka sieci, zależnie od udziału obciążenia silnikowego w ogólnym obciążeniu, zakres jego wartości to 1-4, Imax – prąd największego obciążenia zabezpieczanego odcinka linii. We wzorze dotyczącym nastawy zabezpieczenia zwłocznego od skutków zwarć międzyfazowych pochodzącym sprzed kilkudziesięciu lat po jego lewej stronie występowało pojęcie prądu rozruchowego oznaczane Ir, ale autorzy rozumieli pod tym pojęciem wartość nastawczą zabezpieczenia. Różnica pomiędzy wartością rozruchową i nastawczą jest w zasadzie uchybem bezwzględnym uwzględnianym we współczynniku bezpieczeństwa. Dla zabezpieczeń cyfrowych uchyb ten jest niewielki rzędu 1,5 – 3 %.. Zabezpieczenia elektromechaniczne i statyczne analogowe miały klasę o wiele gorszą niż współczesne cyfrowe. W niniejszym opracowaniu wszystkie zależności dotyczące nastaw oznaczane będą indeksem „nast”. Współczynnik schematowy był wprowadzany we wzorach dotyczących nastaw ze względu na spotykany jeszcze wówczas tzw. krzyżowy układ przekładników prądowych (w [1] pisze się o przypadku zasilania przekaźników różnicą prądów dwóch faz). Współcześnie stosuje się w rozdzielniach we wszystkich polach układ pełnej lub ,coraz rzadziej, niepełnej gwiazdy, gdzie współczynnik schematowy ma wartość 1. Można go w tej sytuacji usunąć z zależności (21a). Współczynnik bezpieczeństwa uwzględnia oprócz wspomnianych uchybów zabezpieczenia również uchyby przekładników prądowych. Wobec poprawy klasy zabezpieczeń cyfrowych wobec analogowych proponuje się przyjmować go na poziomie 1,1 – 1,15, a nie 1,2. Prąd największego obciążenia linii w założeniach do wzorów (21) nie uwzględnia dwóch stanów nieustalonych nie związanych ze zwarciami: - rozruchu silników, - udaru prądu magnesującego transformatorów SN/nn zasilanych z zabezpieczanej linii. W praktyce w wielu przypadkach podczas doboru omawianej nastawy wcale nie analizuje obciążenia, ponieważ jest ono słabo rozpoznane, ale nastawę przyjmuje wg znamionowego prądu wtórnego przekładników prądowych, co jest znaczącym uproszczeniem i może, szczególnie w liniach o dużej długości, obniżać czułość nawet poniżej wymaganej wartości. Jeśli jednak nieznane są parametry odbioru, np. tuż po oddaniu linii do użytku, wygodnie jest przyjąć nastawę wg uproszczonej zależności: (22) I nast (1,1 1,2) * I n2 w której: In2 – znamionowy prąd wtórny przekładników prądowych współpracujących z zabezpieczeniem. W ocenie dopuszczalnego obciążenia pola można wziąć pod uwagę inne elementy – np. przekrój przewodów linii lub prąd znamionowy wyłącznika przeliczone na stronę wtórną przekładników prądowych. Większość zabezpieczeń cyfrowych posiada wbudowane różnego rodzaju rejestratory lub pamięta ekstremalne wartości mocy czy prądów. Wskazane byłoby skorzystanie z ich usług dla oceny maksymalnego obciążenia. W systemie CZIP jest do dyspozycji prąd podczas załączania linii, prąd podczas wyłączania linii spowodowanego zadziałaniem któregoś z zabezpieczeń (praktycznie prąd zwarciowy), maksymalna moc średnia czynna i bierna 15-minutowa. Tylko ten ostatni parametr jest związany z rzeczywistym obciążeniem, ale zależność pomiędzy nim a chwilowym prądem obciążenia jest zależna od charakteru odbiorów i słabo znana. W zasadzie do analizy nastaw trzeba byłoby przyjąć wartość prądu mogącą spowodować zadziałanie zabezpieczenia czyli pojawiającą się w przedziale kilku sekund, a takiej analizy prądów fazowych nie prowadzi się. Można przyjąć jako wyjściową moc pozorną 15-minutową i obliczyć na tej podstawie wartość maksymalnego prądu obciążenia – we wzorach (21) przyjąć współczynnik bezpieczeństwa około 2. Tak obliczona wartość nie powinna być większa od wynikającej ze wzoru (2). Jeśli jest większa, należy w szczególny sposób przeanalizować poprawność nastaw i mieć świadomość, że może nastąpić przeciążenie przekładników prądowych. Drugi warunek, jaki musi spełniać to zabezpieczenie, to odpowiednia czułość, którą należy sprawdzić wg zależności: I k m in kc i I nast (23) w której: Ikmin – minimalny prąd zwarcia na końcu linii (w praktyce należy przyjmować prąd zwarcia dwufazowego na końcu odgałęzienia linii o największej impedancji od szyn zbiorczych przy uwzględnieniu zasilania tylko jednym transformatorem), kc – współczynnik czułości, który należy przyjmować 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych, a 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych. Dla fragmentu systemu przedstawionego na rys.1 zabezpieczenie Z1 jest podstawowe dla linii BC i rezerwowe dla wszystkich linii zasilanych z szyn C. Nastawa opóźnienia czasowego tego zabezpieczenia powinna być o 0,5 sek większa niż takiego samego zabezpieczenia w zasilanym tą linią RS-ie (szyny C) i przynajmniej o taką samą wartość większa od nastawy czasowej zabezpieczenia zwarciowego. Wskazane jest, aby jednak tą nastawę przyjmować nie mniejszą niż 1 sek. 7.2. Zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe Jest to zabezpieczenie nastawiane na krótki czas rzędu 0,05-0,3 sek dla ochrony urządzeń rozdzielni przed skutkami zwarć bliskich, ponieważ właśnie podczas nich następuje przepływ największych prądów zwarciowych. Drugą funkcją tego zabezpieczenia może być niedopuszczenie do zadziałania zabezpieczeń podnapięciowych silników zasilanych z szyn zbiorczych stacji. Wg [1] zabezpieczenie powinno się nastawiać na wartość prądu: I nast k b I k m ax (24) i gdzie: kb – współczynnik bezpieczeństwa przyjmowany w granicach od 1,2 do 1,6, mniejsze wartości należy stosować przy zabezpieczeniach z opóźnieniami czasowymi w granicach 0,20,3 sek, większe – dla zabezpieczeń szybkich – z nastawami 0,05-0,1 sek. Ikmax – maksymalny prąd zwarcia na szynach zbiorczych przed następnym zabezpieczeniam nadprądowym. Uważa się również, że długość linii objęta zabezpieczeniem powinna stanowić przynajmniej 20 % jej całkowitej długości. Zależność (24) jest dobrze czytelna tylko wówczas, jeśli zabezpieczana linia zasila inną rozdzielnię, w której jest również zainstalowane zabezpieczenie nadprądowe. W innej sytuacji trudniej określić jego parametry. Sprawdzenie zasięgu dla zwarcia trójfazowego wykonać można analizując zależność: Zs ZT Z L kb Zs ZT ZL (25) w której: ZS – zastępcza impedancja systemu elektroenergetycznego (w praktyce – reaktancja) obliczona na podstawie mocy zwarciowej na szynach 110 kV, ZT – impedancja transformatora 110 kV/SN (jeśli analizowany jest zasięg minimalny, a stacja jest dwutransformatorowa – jednego), ZL – impedancja analizowanej linii. W praktyce najlepiej można uzyskać wynik tego równania wykonując odpowiedni wykres w programie EXCEL jako zmienną przyjmując stawiając pytanie: przy jakiej wartości równanie jest spełnione? Jako ZL należy wstawić impedancję wynikającą z długości linii do RS-u lub tzw. trzonu linii. Lepsza jest analiza z punktu widzenia unikania nadmiernych obniżeń napięcia na szynach zbiorczych stacji, ponieważ jest w miarę obiektywna. Za [1] podać można następujące zależności do obliczeń: - najpierw należy wyznaczyć impedancję ZLmin stanowiącą część impedancji linii, za którą zwarcie nie spowoduje nadmiernego obniżenie napięcia, Z L m in (26) Z s Z T Z L m in w której przyjmuje się współczynnik określający dopuszczalne względne obniżenie napięcia na szynach zbiorczych, przy czym wartość ten może być w granicach 0,5-0,7. - na podstawie tej impedancji można obliczyć minimalną wartość prądu rozruchowego, dla której zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe spełni swoją funkcję wg wzoru: Ir UL Zs ZT Z L m in (27) Powyższą analizę prowadzi się tylko dla zwarć trójfazowych, ponieważ zabezpieczenia podnapięciowe działają przy obniżeniu się wszystkich napięć przewodowych. 7.3. Zmiana nastaw zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych po operacyjnym zamknięciu wyłącznika Jeśli po nastawieniu zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych po zamknięciu wyłącznika linii następuje zadziałanie jednego z zabezpieczeń pomimo pewności, że na linii nie ma zwarcia, należy uważać, że specyfika obciążenia powoduje udar prądu o czasie trwania i wartości wystarczającej do zadziałania. Zjawisko to może być spowodowane udarem prądu magnesującego jednocześnie załączanej dużej liczby transformatorów SN/nn lub rozruchem dużej liczby silników. Podejrzewa się, że w odbiorach bytowo-komunalnych po dłuższym braku napięcia w linii, przyczyną takiego udaru może być natychmiastowe i jednoczesne załączenie dużej liczby agregatów w lodówkach. W zależności od producenta mogą być stosowane różne środki zapobiegające zbędnemu działaniu zabezpieczeń nadprądowych w takiej sytuacji. W systemie CZIP zastosowano tymczasową zmianę nastaw po operacyjnym zamknięciu wyłącznika. Jeśli w linii wystąpi to zjawisko należy przeanalizować raporty z zadziałania zabezpieczeń i przede wszystkich sprawdzić, czy zadziałało zabezpieczenie zwarciowe, czy zwłoczne. Z rejestratora zdarzeń należy odczytać wartość prądu, który płynął przez punkt zabezpieczeniowy w momencie otwierania wyłącznika. Dla zabezpieczenia, które zadziałało, należy zwiększyć nastawę prądową powyżej wartości odczytanej z raportów (rejestratora zdarzeń lub zakłóceń). Można zwiększać nastawę czasową, ale należy mieć świadomość, że w przypadku załączenia linii na zwarcie może być utracona selektywność działania zabezpieczeń – może zadziałać zabezpieczenie w polu łącznika szyn (Z3 na rys.1) lub w polu transformatora (Z4 lu Z5 na rys.1). Bezpieczniejsze w tej sytuacji jest zwiększanie nastawy prądowej, przy czym wskazane jest ponowne sprawdzenie czułości działania na końcu strefy objętej jego działaniem. 7.4. Zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych Zabezpieczenia nadprądowe zerowe We wszelkich obliczeniach nastaw zabezpieczeń, jeśli nie podano inaczej, w rozdzielni dwusekcyjnej jako prąd pojemnościowy sieci należy przyjmować prąd sekcji, do której przyłączona jest zabezpieczana linia i w stosunku do niego obliczać udziały a. Wynika to z faktu, że zabezpieczenia ziemnozwarciowe przy sekcjach połączonych, gdy jest większy prąd pojemnościowy sieci, mają lepsze warunki do działania i również większą czułość. Zabezpieczenia te mogą być stosowane w sieciach pracujących z punktem neutralnym izolowanym, uziemionym przez rezystor trwale lub dorywczo oraz uziemionym układem równoległym. W każdym z tych przypadków nastawa prądu Ionast powinna spełniać zależność: k b I CL I onast I o (28) k p i0 w której: kb - współczynnik bezpieczeństwa (1,1-1,2), kp – współczynnik powrotu (zależny od typu zastosowanego zabezpieczenia, przeważnie około 0,85 dla elektromechanicznych, 0,95- 0,99 dla statycznych analogowych i cyfrowych), i0 - przekładnia filtru składowej zerowej prądu, ICL – prąd pojemnościowy zabezpieczanej linii – tutaj dość istotna uwaga: w przypadku spodziewanych zmian w konfiguracji sieci w przypadkach awaryjnych, jako wartość tą należy wstawiać maksymalny spodziewany prąd pojemnościowy, Io - prąd uchybowy w obwodach filtru składowej zerowej prądu; zaleca się przyjmować 50 mA dla układu Holmgreena, a 20 mA dla przekładnika Ferrantiego, chociaż w literaturze znaleźć można zupełnie inne wartości. Jeśli przewiduje się, że opóźnienie czasowe tego zabezpieczenia może być mniejsze od zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, należy wziąć pod uwagę zalecenia podane w punkcie 6, a szczególnie zależności (20a i b). Wymaga się w nich, aby nastawa I0nast nie była wówczas mniejsza niż: - przy zasilaniu z układu Holmgreena: 300-500 mA, - przy zasilaniu w przekładnika Ferrantiego: 100-150 mA. Natomiast sprawdzenie czułości w sieci z izolowanym punktem neutralnym dokonuje się wg wzoru: 0,5 * I Cs (1 a) I0 i0 (29.a) I onast kc lub 0,5 * ( I Cs I CL ) I0 i0 (29.b) I onast kc gdzie: ICS – prąd pojemnościowy sieci, w której pracuje zabezpieczana linia, a – udział zabezpieczanej linii w pojemnościowym prądzie sieci, kc – współczynnik czułości, który należy przyjmować równy 1,2. Można również obliczyć współczynnik czułości wg zależności: I Cs I CL I0 i0 (30) kc I 0 nast i ocenić zakres działania zabezpieczenia. Przy kc <1, zabezpieczenie nie ma szans na działanie podczas żadnych zwarć doziemnych w linii, przy współczynniku w granicach od 1 do 2 może zadziałać podczas zwarć metalicznych i o bardzo małej rezystancji przejścia, natomiast dopiero powyżej dwóch może działać podczas dużej części zwarć doziemnych (o współczynniku mniejszym od 0,5). Sprawdzenie czułości w sieci uziemionej przez rezystor dokonuje się wg zależności: 0,5 * I Cs d 02 (a 1) 2 i0 I 0 nast I0 (31) kc w której należy przyjąć kc =1,2 lub zależności I Cs d 02 kc (a 1) 2 I0 i0 (32). I 0 nast Wartość kc uzyskana z (32) podlega podobnej ocenie, jak w sieci z izolowanym punktem neutralnym. Zabezpieczenia konduktancyjne Zabezpieczenie konduktanyjne G0> może być stosowane w sieci kompensowanej z AWSCz lub z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor. Może być stosowane również przy uziemieniu układem równoległym lub dorywczym uziemieniem przez rezystor. Nastawa wynika z uchybów filtrów składowych zerowych prądu i powinna spełniać zależność: (33) G0nast kbY0 w której: Y0 - admitancja uchybowa, którą można przyjąć 2 mS dla układu Holmgreena i 0,75 mS dla Ferrantiego, kb – współczynnik bezpieczeństwa (1,2-1,5). Stąd nastawa powinna wynosić dla układu Holmgreena w granicach 2,5-3,0 mS, a dla Ferrantiego 0,9-1,15 mS. Druga zależność dotyczy sprawdzenia czułości i ma następującą postać: 1000 I Cs d 0 G0 nast [mS] (34.a) U 0 m ax i 0 k c lub 1000I cz G0 nast [mS] (34.b) U 0 max i0 k c a w nich: d0 – współczynnik tłumienia sieci obliczony przy uwzględnieniu w sieci kompensowanej prądu AWSCz, a w sieci z punktem uziemionym przez rezystor - jego parametrów znamionowych, Icz – znamionowy prąd czynny rezystora (lub AWSCz) w punkcie neutralnym sieci (po stronie pierwotnej), U0max – maksymalna wartość składowej zerowej napięcia po stronie wtórnej jego filtru (w większości przypadków 100 V), i0- przekładnia filtru składowej zerowej prądu, kC – wymagany współczynnik czułości, wskazane jest przyjmować minimum 2. Z doświadczeń wynika, że w sieciach nie ma problemu ze spełnieniem tego warunku. Zabezpieczenia admitancyjne Niezależnie od sposobu pracy punktu neutralnego nastawę dobiera się wg zależności: k b I Cs a Yonast Y0 (35.a) U o m ax io lub Yonast k b I CL U o m ax i 0 Y0 (35.b) w której: kb – współczynnik bezpieczeństwa (1,2), ICL – prąd pojemnościowy zabezpieczanej linii, U0max – maksymalna wartość napięcia po stronie wtórnej filtru jego składowej zerowej (w przeważającej liczbie przypadków – 100 V). Czułość zabezpieczenia można sprawdzać wg zależności: Yonast I Cs d o2 ( s a) 2 U 0 m ax io k c (36) w której należy przyjmować kc=2. W przeciętnych warunkach zabezpieczenie to może działać w sieciach z izolowanym punktem neutralnym lub uziemionym przez rezystor (także w układzie równoległym z dławikiem), natomiast w sieciach kompensowanych tylko w pewnych przypadkach, jeśli wyniki uzyskane z zależności (35) i (36) nie będą sprzeczne. W praktyce szanse działania zabezpieczenie uzyska przy przekompensowaniu sieci przynajmniej o 20-30 %. Zabezpieczenie susceptancyjne Może być stosowane w sieci z izolowanym punktem neutralnym. Jego nastawę B0nast dobiera się następująco: (37) B0nast kbY0 z zasadami doboru Y0 jak dla zabezpieczenia konduktancyjnego. Czułość obliczona wg zależności: I Cs I CL I0 io (38) kc U o m axB0 nast powinna spełniać warunek kc>2. Zabezpieczenie to ma cechy zabezpieczenia kierunkowego i w związku z tym należy zadbać o właściwe wyfazowanie zacisków wejściowych z filtrów składowych zerowych prądu i napięcia. Zabezpieczenia kierunkowe Zabezpieczenia oparte na tym kryterium są jeszcze stosowane w starszych konstrukcjach krajowych i niektórych współczesnych zagranicznych. Nastawę prądową w takich sytuacjach należy dobierać wg zależności (39) I onast kb I o przy czym: kb – współczynnik bezpieczeństwa na poziomie 1,5 – 2,5. Napięciowy próg rozruchowy zabezpieczeń ziemnozwarciowych Zabezpieczenia admitancyjne, konduktancyjne, susceptancyjne i kierunkowe posiadają napięciowy próg rozruchowy. Należy go tak dobrać, aby nie następowały zbędne rozruchy w stanach asymetrii naturalnej sieci. Asymetria napięciowa zależy od wielu czynników, ale najsilniej jest widoczna w sieciach kompensowanych i zależy od współczynnika rozstrojenia kompensacji. Proponuje się przyjmować następujące wartości, przy czym większe zawsze dotyczą sieci napowietrznych albo z dużym udziałem takich linii: 1. W sieciach z izolowanym punktem neutralnym – 10 – 20 V,. 2. W sieciach z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor – 5 - 10 V, a w indywidualnych przypadkach dla symetrycznych sieci napowietrznych przebiegających po gruntach o dużej rezystywności – nawet tylko 3 V. 3. W sieciach kompensowanych – 15 – 25 V. Z punktu widzenia czułości zabezpieczeń korzystne są mniejsze wartości. Mniejsze wartości należy stosować również wtedy, jeśli linia napowietrzna biegnie przez tereny o dużej rezystywności gruntu. Należy pamiętać, aby w sieciach kompensowanych nastawę tą skorelować z nastawą rozruchową AWSCz. Nastawy czasowe zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach liniowych Dobierając nastawy czasowe zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych należy kierować się kilkoma względami – najbardziej wpływającymi są jednak przepisy ochrony od porażeń [5, 6] oraz wynikające z nich wartości dopuszczalnych napięć zakłóceniowych i dotykowych pojawiających się w stacjach SN/nn oraz sieci niskiego napięcia podczas zwarć doziemnych po stronie SN stacji. Jest bardzo silny związek pomiędzy wartością prądu zwarcia doziemnego a nastawą czasową zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych. Stąd w sieciach kablowych uziemionych przez rezystor nie ma specjalnych ograniczeń czasowych – można zalecić nastawy z zakresu 0,3 – 1,0 sek. Dla sieci napowietrznokablowych i napowietrznych zaleca się jak najmniejsze nastawy, dla uniknięcia wyłączeń od stanów przejściowych można nie stosować nastaw z zakresu 0,05-0,2 sek, ale nastawy na poziomie 0,2-0,3 sek są jak najbardziej wskazane. W sieciach z izolowanym punktem neutralnym nastawy czasowe podlegają regułom sieci uziemionych przez rezystor – dodatkowo nakłada się tutaj zjawisko znacznego prawdopodobieństwa zwarć wielokrotnych. W sieciach kompensowanych zagrożenie porażeniowe jest najmniejsze, opóźnienia czasowe mogą być większe - tym bardziej, że występuje współpraca z AWSCz. Automatyka ta posiada zwłokę czasową dającą szansę samoczynnego zgaszenia zwarcia przez dławik. Zwłoka ta powinna być w zakresie 1 – 3 sek. W związku ze specyfiką działania AWSCz dla zabezpieczeń konduktancyjnych i kierunkowych powinna być spełniona zależność: w sekundach (40) t wym 2t E t pSPZ 0,5 w której: twym – czas trwania wymuszania w cyklu AWSCz, tpSPZ – czas przerwy beznapięciowej w cyklu SPZ w polu liniowym (czas przerwy rozumiany jako nastawa w cyklu SPZ, a nie czas rzeczywisty), tE – opóźnienie czasowe zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych z polu liniowym. Wartość 0,5 uwzględnia sumę przeciętnych czasów własnych wyłączników oraz uchybów czasowych zabezpieczeń i automatyki SPZ. Pewne problemy mogą się pojawić w liniach zasilających rozdzielnie sieciowe. Należy tam zachować stopniowanie nastaw. Opóźnienie czasowe powinno wzrastać w stronę źródła składowej zerowej prądu – w sieciach z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor lub kompensowanych z AWSCz źródłem tym jest transformator uziemiający, a nie transformator zasilający. 8. Nastawy zabezpieczeń w polu łącznika szyn Zabezpieczenie zwłoczne od skutków zwarć międzyfazowych w tym polu jest rezerwowym dla zabezpieczeń tego samego rodzaju w polach liniowych. Ponieważ największe obciążenie robocze pola łącznika szyn wiąże się z największym obciążeniem sekcji, nastawę zabezpieczenia zwłocznego od skutków zwarć międzyfazowych należy liczyć ze wzoru: I nast kb I m ax kp i (41) gdzie: Imax – największe obciążenie robocze sekcji, w praktyce można przyjmować prąd znamionowy transformatora ze współczynnikiem przeciążalności rzędu 1,2 – 1,5. Opóźnienie tego zabezpieczenia powinno być o 0,5 sekundy większe od największej nastawy czasowej zabezpieczeń zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych w polach odpływowych. Zabezpieczenie zwarciowe w polu łącznika służy jako ochrona przed załączeniem sekcji na zwarcie na szynach zbiorczych. Jest aktywne tylko przez określony czas po operacyjnym zamknięciu wyłącznika. Stąd jego nastawa powinna spełniać zależność: I nast I kSm in kc i (42) w której: ISkmin – minimalny prąd zwarciowy na szynach zbiorczych, kc – współczynnik czułości, który należy przyjmować przynajmniej równy 2. Tak obliczona wartość oczywiście musi być większa od obliczonej ze wzoru (41), ale w praktyce jest to zawsze spełnione. Opóźnienie czasowe tego zabezpieczenia powinno być w granicach od 0,05 do 0,3 sek, ale zalecane są wartości 0,1 – 0,2 sek. Zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych w tym polu stanowią rezerwę zabezpieczeń w polach liniowych. Dobór kryteriów ich działania należy wykonać w zależności od sposobu pracy punktu neutralnego. W zasadzie bezwzględna potrzeba ich stosowania jest tylko w sieciach z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor lub układ równoległy i tego przypadku dotyczą poniższe zasady. Jeśli przewiduje się, że rozdzielnia może pracować przy połączonych systemach szyn zbiorczych z załączonymi obydwoma polami potrzeb własnych, a rezystory mają podobne parametry, to nie możliwości uzyskania wybiórczości poprzez nastawę prądową lub admitancyjną. Nastawa zabezpieczenia zerowoprądowego może być dobierana wówczas wg zależności: (43) I onast kb I o w której: I0 - prąd uchybowy filtru składowej zerowej prądu. Przy doborze nastawy zabezpieczenia zerowoprądowego w tym polu nie analizuje się wartości prądów ziemnozwarciowych wnoszonych przez poszczególne sekcje – stąd może ono się pobudzać podczas zwarć doziemnych w różnych liniach zasilanych z danej stacji (niezależnie od przynależności do sekcji), ale zwłoka czasowa powinna pozwolić na selektywne działanie. W takiej sytuacji może się również zdarzyć, że łącznik szyn otworzy się niepotrzebnie w sytuacji, jeśli nie zadziała zabezpieczenie linii w sekcji zasilanej bezpośrednio z transformatora. Będzie to zadziałanie nieselektywne, które jednak nie spowoduje wielkich szkód, ponieważ z racji braku działania zabezpieczenia podstawowego w linii nastąpi wyłączenie zasilania od strony transformatora 110 kV/SN od zabezpieczenia nadprądowego w polu potrzeb własnych. Jeśli przewiduje się, że opóźnienie czasowe tego zabezpieczenia może być mniejsze od zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, należy wziąć pod uwagę zalecenia podane w punkcie 6 dotyczące prądów uchybowych filtrów składowych zerowych prądu. W praktyce dla pól, gdzie nie jest wskazane zadziałanie zabezpieczenia zerowoprądowego przed zabezpieczeniem od skutków zwarć międzyfazowych można przyjąć następujące nastawy przy współpracy z: - układem Holmgreena (44a) I onast 300 500 mA - przekładnikiem Ferrantiego: (44b) I onast 100 150 mA ale raczej z ukierunkowaniem na wartości większe. Nastawa zabezpieczenia admitancyjnego może być dobierana ze wzoru (45) Yonast kbYo w którym: kb – współczynnik bezpieczeństwa (2,5-3), Yo - admitancja uchybowa filtru składowej zerowej. W sieci kompensowanej z układem AWSCz w polu łącznika szyn można stosować tylko zabezpieczenie konduktancyjne nastawiane wg wzoru (33). Opóźnienia czasowe wszystkich zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polu łącznika szyn powinny być przynajmniej o 0,5 sek większe od nastawy w polach liniowych. W przypadku, jeśli nie przewiduje się pracy równoległej dwóch pól potrzeb własnych na połączone sekcje rozdzielni, to zaleca się, aby załączone było pole w sekcji zasilanej z transformatora 110 kV/SN. W tej sytuacji można uzyskać wybiórczość przy pomocy nastaw admitancji lub prądu zerowego. We wzorach (28) i (35b) należy jako prąd pojemnościowy wstawić prąd sekcji bez pracującego pola potrzeb własnych. Trzeba wówczas sprawdzić czułość zabezpieczenia przyjmując prąd pojemnościowy sieci przy połączonych sekcjach. 9. Nastawy zabezpieczeń i AWSCz w polu potrzeb własnych Zabezpieczenie zwłoczne od skutków zwarć międzyfazowych powinno być nastawiane wg zależności: kb I n (46) I nast kp i w której: In – prąd znamionowy transformatora potrzeb własnych, kb – należy przyjąć 1,2. W sieci z izolowanym punktem neutralnym transformator jest obciążony wyłącznie potrzebami własnymi – czyli do obliczeń należy przyjmować prąd znamionowy obliczony na podstawie mocy znamionowej potrzeb własnych. W sieci uziemionej przez rezystor zwarcia doziemne są utrzymywane bardzo krótko – nie ma potrzeby uwzględniania obciążenia prądem ziemnozwarciowym w obliczaniu prądu znamionowego. W sieci kompensowanej do obliczania prądu znamionowego transformatora potrzeb własnych, jeśli nie ma możliwości wprowadzenia blokady tego zabezpieczenia od składowej zerowej prądu (blokada I>/Io), należy wziąć pod uwagę moc znamionową uzwojenia pierwotnego lub sumę mocy potrzeb własnych i mocy kompensacji ze względu na możliwość kilkugodzinnej pracy dławika. W warunkach polskich jest to możliwość hipotetyczna, ponieważ dąży się do wyłączania zwarć doziemnych – jednakże zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych w sieciach kompensowanych nie są rezerwowane i nie pobudzają LRW, stąd zwarcie może być przez jakiś czas utrzymywane, np. w przypadku uszkodzenia zabezpieczenia w polu liniowym. Jeśli jest możliwość wprowadzenia blokady I>/Io, to we wzorze (46) należy przyjąć prąd wynikający z mocy potrzeb własnych (najczęściej 100 kVA, ewentualnie 315 kVA). Druga zależność, jaką powinna spełniać ta nastawa jest następująca: I k m in pw I nast (47) kc i a w niej: Ikminpw – minimalny prąd zwarcia za transformatorem, kc – współczynnik czułości, który należy przyjmować przynajmniej równy 2. Obliczając minimalny prąd zwarcia za transformatorem Izminpw należy we worze na jego reaktancję przyjąć moc znamionową potrzeb własnych. Jeśli nastawę obliczono dla sumy mocy kompensacji i potrzeb własnych, to mogą być problemy ze spełnieniem warunku czułości. W sieci kompensowanej i uziemionej przez rezystor należy pamiętać o uruchamianiu blokady tego zabezpieczenia od rozruchu zabezpieczenia zerowoprądowego. Brak tej blokady w sieci kompensowanej prowadzić może do wyłączania pola potrzeb własnych podczas zwarcia doziemnego i doprowadzenia do pracy sieci z izolowanym punktem neutralnym. W sieciach uziemionych przez rezystor brak blokady może nie być tak groźny, ze względu na przeważnie szybkie działanie zabezpieczeń od skutków zwarć doziemnych w liniach (0,2 –0,4 sek), ale również należy zadbać o niewyłączanie pola potrzeb własnych podczas zwarć doziemnych. Opóźnienie czasowe zabezpieczenia zwłocznego od skutków zwarć międzyfazowych należy dobierać w granicach od 0,5 do 1,5 sekundy, ale w rozdzielniach dwusekcyjnych przynajmniej o 0,5 sekundy mniejsze niż tego samego zabezpieczenia w polu łącznika szyn. Zabezpieczenie zwarciowe transformatora pola potrzeb własnych zabezpiecza transformator przed skutkami zwarć wewnętrznych i na wyprowadzeniach. Nastawę należy dobierać jako największą wartość uzyskaną z poniższych zależności: I nast k b' I npw k kp i (48) k b'' I k m ax (49) kp i a dodatkowo w sieci uziemionej przez rezystor: 1 k b ( I R I npw ) 3 (50) I nast kp i w których: Inpw+k –prąd znamionowy transformatora wynikający z sumy mocy kompensacji i potrzeb własnych, IR – prąd znamionowy rezystora, Inpw –prąd znamionowy transformatora wynikający z mocy potrzeb własnych, Ikmax – maksymalny prąd zwarciowy na szynach za transformatorem przy uwzględnieniu tylko mocy potrzeb własnych, k’b – współczynnik bezpieczeństwa uwzględniający udar prądu magnesującego przy załączaniu transformatora na bieg jałowy (k’b = 4-8), k’’b – współczynnik bezpieczeństwa dla odstrojenia tego zabezpieczenia od zabezpieczeń bezzwłocznych znajdujących się za transformatorem (przeważnie są to bezpieczniki lub łączniki instalacyjne niskiego napięcia), przyjmować 1,3 –1,6, kb – współczynnik bezpieczeństwa (1,1-1,2). I nast Współczynnik kb’ może przyjmować bardzo różne wartości – jeśli w tym polu jest zabezpieczenie cyfrowe i posiada rejestrator zakłóceń uruchamiany również przy zamykaniu wyłącznika (tak jest w systemie CZIP), to można wykonać kilka załączeń transformatora potrzeb własnych i określić parametry udaru prądu magnesującego. Opóźnienie czasowe tego zabezpieczenia powinno być krótsze od 0,7 sekundy, ale zalecane wartości to zakres 0,1 – 0,3 sek. Zabezpieczenia zerowoprądowe nie występują oczywiście w polu sieci pracującej z izolowanym punktem neutralnym, ale są w innych rodzajach sieci. W sieci kompensowanej zabezpieczenie to służy tylko do sygnalizacji, ewentualnie uruchomienia AWSCz – nie działa na wyłączenie. Jego nastawa może być następująca: U onast I dl I nast * (51) U o max io gdzie: Uonast – nastawa zabezpieczenia zerowonapięciowego w polu pomiaru napięcia, Uomax – maksymalna wartość składowej zerowej napięcia po stronie wtórnej filtru składowej zerowej przy zwarciu bezrezystancyjnym (najczęściej jest to 100 V), Idl – nastawiony prąd dławika kompensującego, io - przekładnia przekładnika zasilającego zabezpieczenie. W przypadku dławików o samoczynnej regulacji prądu indukcyjnego do wzoru (51) zamiast prądu dławika można wstawić prąd pojemnościowy sieci. W sieciach uziemionych przez rezystor zabezpieczenie to ma dwa człony: pierwszy działa na sygnalizację, blokadę zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego od skutków zwarć międzyfazowych, ewentualnie uruchomienie tzw. automatyki SPZ rezystora, natomiast drugi człon spełnia role bardzo ważną z głębokimi konsekwencjami dla rozdzielni. Otóż stanowi on: - zabezpieczenie rezystora uziemiającego od skutków długotrwałego przepływu prądu ziemnozwarciowego, - zabezpieczenie rezerwowe dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach odpływowych, szczególnie liniowych, - zabezpieczenie podstawowe od skutków zwarć doziemnych na szynach zbiorczych, - może stanowić zabezpieczenie podstawowe lub rezerwowe od skutków zwarć doziemnych dla pola strony SN transformatora zasilającego. Drugi człon zabezpieczenia działa na wyłączniki najczęściej po obu stronach transformatora zasilającego sekcję rozdzielni współpracującą z polem potrzeb własnych, w którym znajduje się to zabezpieczenie. Z doświadczeń eksploatacyjnych wynika, że konieczność wyłączania zasilania całej sekcji jest jedną z wad sieci uziemionej przez rezystor. Stąd dobór prawidłowej nastawy dla omawianego zabezpieczenia jest bardzo ważny. Obydwa człony należy odstroić od prądów płynących przez rezystor w warunkach maksymalnej naturalnej asymetrii napięciowej, stąd: I I nast k b ns R (52) i0 gdzie: kb – współczynnik bezpieczeństwa (można przyjmować równy 2), ns – maksymalny współczynnik ziemnozwarciowy wynikający z asymetrii naturalnej sieci (dla sieci kablowej można przyjmować 0,01, dla napowietrzno-kablowych w granicach 0,020,05), IR – prąd znamionowy rezystora uziemiającego. Opóźnienia czasowe tych dwóch zabezpieczeń należy przyjmować: 1. Jeśli została uruchomiona automatyka tzw. SPZ pola potrzeb własnych, to pierwszy człon należy nastawić na czas rzędu 0,1 sek, jeśli nie – może to być czas rzędu 0,5 sek. 2. Drugi człon powinien być ustawiony na czas o 0,5 sek dłuższy od najdłuższej zwłoki czasowej zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach odpływowych, strony SN transformatora zasilającego i łącznika szyn, ale jednocześnie dostatecznie krótki, aby ochronić rezystor przez skutkami cieplnymi przepływu prądu zwarciowego. Dla prawidłowo zbudowanych rezystorów, czas ten może być rzędu 3 – 5 sekund, natomiast dla rezystorów o małej wytrzymałości cieplnej wskazane jest dobierać czasy możliwie krótkie. Nie ma potrzeby analizowania tego czasu ze względu na ochronę przeciwporażeniową w stacjach SN/nn, ponieważ m.in. ze względu na zapis w normie [5], dla tego celu bierze się pod uwagę czasy zabezpieczeń podstawowych, a w tej sytuacji są nimi zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych w polach liniowych. Załączenie AWSCz w sieci kompensowanej powinno być opóźnione w stosunku do momentu powstania zwarcia o czas w granicach od 1 do 3 sek, a przeciętny czas trwania wymuszania nie powinien być dłuższy niż 5 sekund – może to być czas krótszy, ale należy ściśle stosować zasadę ujętą wzorem (40). AWSCz może być załączane od pojawienia się prądu w dławiku lub składowej zerowej napięcia w sieci. Zasada doboru wartości nastawczej AWSCz UnastAWSCz jest taka sama, jak nastawy składowej zerowej napięcia dla zabezpieczeń admitancyjnych UnastY w polach liniowych, ale wskazane jest zachowanie relacji, że: (53). U nastAWSCz 1,2U nastY Wynika to z faktu, że załączenie AWSCz podczas zwarć przez rezystancję przejścia powoduje zmniejszenie wartości składowej zerowej napięcia w sieci – może to spowodować kilkakrotne zadziałanie automatyki bez wyłączenia zwarcia doziemnego, a w końcu cieplne uszkodzenie elementu oporowego. Zasada dotyczy również innych zabezpieczeń posiadających zerowonapięciowy człon rozruchowy, w tym również kierunkowych. Nie otwarcie się stycznika w obwodzie rezystora wymuszającego powoduje wyłączenie pola potrzeb własnych – nastawę tą należy przyjmować w granicach 2-4 sekund, przy czym krótszy czas jest wskazany dla dłuższych czasów trwania wymuszania. 10. Nastawy zabezpieczeń w polu BKR Sposób doboru nastaw tych zabezpieczeń silnie zależy od sposobu określania wartości kryterialnej. W [8] określono wpływ wyższych harmonicznych na działanie zabezpieczeń nadprądowych opartych na pomiarze wartości maksymalnych – może tutaj występować zjawisko zadziałań zbędnych. Przy wyborze jako kryterium harmonicznej podstawowej w przypadku silnych odkształceń napięcia można spodziewać się przeciążenia baterii wyższymi harmonicznymi. Najlepszym kryterium jest pomiar wartości skutecznej prądu, która najlepiej charakteryzuje energię prądu przemiennego. Zasady doboru nastaw podane poniżej oparte zostały na pozycjach [1,9]. Dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego nastawę można dobierać ze wzoru: kb I n I nast (54) kp i a czułość sprawdzać wg zależności: kc I k m in I nast i (55) w której: Ikmin – najmniejszy prąd zwarcia dwufazowego na zaciskach baterii. Opóźnienie czasowe wynika z zachowania selektywności zabezpieczeń w rozdzielni SN i powinno być o 0,5 sek mniejsze od nastaw zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych w polu łącznika i polu transformatora zasilającego. Wartości nastaw zabezpieczeń od skutków przeciążeń wynikają z tego, że dopuszczalna przeciążalność napięciowa baterii wynosi 10 %, a prądowa – 30 %. Zabezpieczenie nadprądowe od skutków przeciążeń nastawia się wg zależności 1,3 I n I nast (56) i z opóźnieniem czasowym kilku sekund. Zabezpieczenie nadnapięciowe nastawić należy wg zależności: 1,1U n U nast (57) u również z opóźnieniem czasowym kilku sekund. Zabezpieczenie od skutków zwarć wewnętrznych baterii pomiaru asymetrii prądów można nastawiać na wartość: k b I u max I nast (58) działające na zasadzie i gdzie: kb – współczynnik bezpieczeństwa, zalecana wartość – 2. Iumax – największa wartość prądu uchybowego nieuszkodzonej baterii kondensatorów w A określana z zależności: I u max Q 1,45 n * 10 3 Un (59.a) I u max Q 2 ,9 n * 10 3 Un (59.b) lub lepiej w której: Qn – moc znamionowa baterii. Prąd w połączeniu punktów gwiazdowych baterii kondensatorów spowodowany zwarciem b zwijek w jednej z jednostek oblicza się wg wzoru: Iz In 3M n b 6 MN 6N b (60) 5 gdzie: M – liczba jednostek kondensatorowych łączonych w grupy, N – liczba grup jednostek łączonych szeregowo w baterii, n – liczba grup zwijek łączonych szeregowo w jednostce, b – liczba zwartych zwijek w jednostce, przyjmuje się b=n/2. Najmniejszy prąd w połączeniu punktów gwiazdowych baterii kondensatorów wynosi: (61) I g min I z I u . Czułość zabezpieczenie sprawdza się wg wzoru: I g m in kc (62) i I nast i powinna być ona większa od 1,5. Opóźnienie czasowe należy przyjmować w granicach 0,1 – 0,2 sek. W sieciach uziemionych przez rezystor w baterii kondensatorów należy zastosować zabezpieczenie zerowoprądowe od skutków zwarć doziemnych nastawiane wg zależności: (63) I nast kb I o w której: kb – przyjmować o wartości 2, Io – objaśniono przy wzorach (3) i (4), a jego opóźnienie czasowe przyjmować w granicach 0,1 – 0,5 sek. Odstrojenie tego zabezpieczenia tylko od prądu uchybowego filtru składowej zerowej prądu wynika z pomijalnego w zasadzie doziemnego prądu pojemnościowego baterii i jej połączenia z szynami zbiorczymi rozdzielni. 11. Nastawy zabezpieczeń w polu strony SN transformatora zasilającego Zabezpieczenie nadprądowe od skutków przeciążeń transformatora należy nastawiać wg zależności: kb I n I nast (64) kp i gdzie: kb – współczynnik bezpieczeństwa (możliwie mały – w granicach 1,05-1,1), kp – współczynnik powrotu, jeśli zabezpieczenie ma możliwość jego nastawiania, należy dobierać wartość możliwie dużą, In – prąd znamionowy zabezpieczanego transformatora. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć zewnętrznych należy nastawiać wg zależności: k b k r Im ax I nast (65) kp i w której: Imax – prąd największego spodziewanego obciążenia transformatora, przy dwóch transformatorach pracujących równolegle zaleca się przyjmować sumę ich mocy znamionowych lub sumę obciążeń obu sekcji, kr – współczynnik samorozruchu silników – w transformatorach zasilających obiekty bytowokomunalne można go przyjmować równy 1, większy od 1 wskazane jest stosować tylko w wyjątkowych przypadkach zasilania obiektów przemysłowych, gdzie może wystąpić udar prądu spowodowany tym zjawiskiem. Czułość należy sprawdzać wg wzoru (23) przyjmując jako Ikmin prąd zwarcia dwufazowego na końcu linii o największej impedancji, dla której zabezpieczenie ma być zabezpieczeniem rezerwowym. Zalecany współczynnik czułości wynosi 1,5, ale w żadnym przypadku nie powinien być mniejszy od 1,2. Opóźnienie czasowe tego zabezpieczenia powinno być o 0,5 sek dłuższe niż nastawa tych samych zabezpieczeń w polach odpływowych i łącznika szyn zbiorczych. Zabezpieczenie zwarciowe w tym polu należy stosować z najwyższą ostrożnością i w zasadzie nie jest bezwzględnie wymagane. Zalecić je można w rzadkim przypadku braku zabezpieczenia szyn zbiorczych – wówczas jego nastawę należy dobierać wg następnego punktu. W innych przypadkach może stanowić rezerwę dla zabezpieczenia zwarciowego w polu łącznika szyn (pamiętając, że w tym polu zabezpieczenie uruchamiane jest tylko na kilka sekund po operacyjnym zamknięciu wyłącznika) lub zabezpieczeń zwarciowych w polach liniowych. Zasięg tego zabezpieczenia wynikający z nastawy prądowej z odpowiednim współczynnikiem bezpieczeństwa nie może być większy od zasięgu dowolnego zabezpieczenia zwarciowego w polach odpływowych, ponieważ prowadziłoby to do nieselektywnych wyłączeń. Opóźnienie tego zabezpieczenia musi być o 0,5 sek większe od nastawy w polu łącznika szyn i polach odpływowych oraz nastawy zabezpieczenia szyn zbiorczych. Zabezpieczenie zerowoprądowe w tym polu powinno być stosowane w sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor. Jego wprowadzenie jest jak najbardziej wskazane, ponieważ zabezpieczenie różnicowe transformatora również w takiej sieci powinno reagować podczas zwarć doziemnych, ale podczas zwarć oporowych może mieć zbyt małą czułość. Jego nastawy dobiera się tak samo jak dla pola baterii kondensatorów, czyli ze względu na bardzo mały prąd pojemnościowy, powinno być odstrojone tylko od prądu lub admitancji uchybowej zastosowanych filtrów składowych zerowych. Jeśli jego opóźnienie czasowe jest mniejsze od zabezpieczeń od skutków zwarć międzyfazowych, to należy wziąć pod uwagę zalecenia podane przy doborze nastaw w polu łącznika szyn. Ponieważ w polu tym najczęściej jest układ Holmgreena, to obowiązuje zależność (20a) – z ukierunkowaniem raczej na wartości większe z podanego zakresu. 12.Zabezpieczenie szyn zbiorczych Elementy zabezpieczenia szyn zbiorczych znajdują się: - w polach strony SN transfomatorów 110 kV/SN – elementy rozruchowe, - w polu łącznika szyn – element detekcji prądu zwarciowego w tej części rozdzielni, - w polach odpływowych, skąd wysyłany jest sygnał blokady. Nastawy prądowe ITnast w polu strony SN transformatora oraz ISnast polu łącznika szyn zbiorczych należy dobierać z zależności, aby z dostateczną czułością reagowały na wszystkie zwarcia na szynach zbiorczych, czyli: I k m in T S I nast I nast (66) kc i gdzie: Ikmin – minimalny prąd zwarcia dwufazowego na szynach zbiorczych, kcz – współczynnik czułości, który należy przyjmować nie mniejszy niż 2, i - przekładnia przekładników prądowych odpowiednio w polu transformatora lub polu łącznika szyn. Nastawę czasową tego zabezpieczenia należy dobierać możliwie małą – na ile pozwalają jego parametry. Ponieważ zwykle zabezpieczenie posiada dwa stopnie – podstawowy i rezerwowy, to stopień rezerwowy należy nastawiać o 0,5 sekundy więcej niż podstawowy, przy czym jeśli wyłączniki w polach SN transformatorów i łącznika szyn mają czasy własne nie większe niż 0,1 sek, to odstęp czasowy pomiędzy stopniem podstawowym i rezerwowym zaleca się zmniejszyć do 0,3 sek. Nastawy prądowe elementów blokady zabezpieczenia szyn zbiorczych w polach odpływowych należy dobierać przede wszystkim w ten sposób, aby blokada nie występowała przy przepływie prądów obciążenia i była pewna, jeśli zwarcie jest poza szynami zbiorczymi. Stąd należy zachować dwie zasady: (67) I zs I I zs T T I nast i k b iL (68) w których: Izs – nastawa elementu blokady zabezpieczenia szyn zbiorczych w polach odpływowych, I> - nastawa zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego w danym polu odpływowym, ITnast – przyjęta nastawa prądowa zabezpieczenia szyn zbiorczych w polu transformatora, T i - przekładnia przekładników L i - przekładnia przekładników prądowych w polu transformatora, prądowych w polu odpływowym, kb – współczynnik bezpieczeństwa, proponuje się wartość 1,2 – 1,4. Zachowując zasadę wynikającą ze wzoru (68) otrzymuje się warunek większej czułości elementów blokujących rozruch zabezpieczenia szyn zbiorczych od elementów powodujących sam rozruch. Ma to uchronić to zabezpieczenie przed zadziałaniami zbędnymi, które powodują pozbawienie napięcia całej sekcji rozdzielni. Literatura [1] Żydanowicz J.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, t.I-III, WNT, Warszawa, 1979, 1985, 1987 [2] Żydanowicz J., Namiotkiewicz M.: Automatyka zabezpieczeniowa w elektroenergetyce. WNT, Warszawa, 1983. [3] Winkler W., Wiszniewski A.: Automatyka zabezpieczeniowa w systemach elektroenergetycznych. WNT, Warszawa, 1999. [4] Pawłowski A., Trybus A.: Zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Ośrodek Wdrażania Postępu Technicznego w Energetyce. Bielsko-Biała, 1983. [5] PN-E-05115: Instalacje elektroenergetyczne prądu przemiennego o napięciu wyższym od 1 kV. [6] PN-IEC 60364-4-442: Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Ochrona dla zapewnienia bezpieczeństwa. Ochrona przed przepięciami. Ochrona instalacji niskiego napięcia przez przejściowymi przepięciami i uszkodzeniami przy doziemieniach w sieciach wysokiego napięcia [7] Kłusek J.: Nastawienia zabezpieczeń ziemnozwarciowych nadmiarowoprądowych pól funkcyjnych w rozdzielniach SN zasilających sieci terenowe uziemione przez rezystor. Automatyka Elektroenergetyczna nr 4/1998, ss.10-13. [8] Lorenc J., Marszałkiewicz K., Andruszkiewicz J.: Nowe spojrzenie na zagadnienie zabezpieczania baterii kondensatorów SN. Automatyka Elektroenergetyczna nr 3/1995, ss.17-19. [9] Wyrzykowska S.: Pomiary i automatyka w elektroenergetycznych sieciach przemysłowych. Projektowanie. WNT, Warszawa, 1988.