Niektóre problemy koordynacji nastawień

Niektóre problemy koordynacji nastawień

Henryk KLEIN
Przedsiębiorstwo
OPA LABOR Sp. z o.o
Niektóre problemy koordynacji nastawień zabezpieczeń
ziemnozwarciowych w izolowanych sieciach SN
Streszczenie:
W referacie przedstawiono zasady doboru nastawień zabezpieczeń ziemnozwarciowych
opartych na róŜnych kryteriach. Omówiono szczególne warunki pracy zabezpieczeń w
pewnych wyodrębnionych punktach sieci elektroenergetycznej i dodatkowe warunki, jakie
powinny spełnić ich nastawienia.
1. Wstęp.
Izolowane sieci rozdzielcze SN w podziemnych zakładach górniczych naleŜą do
najbardziej rozbudowanych pod względem rozległości i potencjalnie moŜliwych konfiguracji.
W chwili obecnej współpracują w nich jednocześnie zabezpieczenia naleŜące do róŜnych
„pokoleń technicznych”, a takŜe – w odniesieniu do zabezpieczeń ziemnozwarciowych –
realizujących róŜne kryteria identyfikacji zakłócenia.
Z powyŜszych względów stworzenie spójnego systemu nastawień zabezpieczeń
ziemnozwarciowych, pozwalającego na eksploatację sieci z zadowalającą niezawodnością
przy jednoczesnym dotrzymaniu akceptowalnych parametrów bezpieczeństwa (czułość, czas
działania) niejednokrotnie wymaga analizy zjawisk ziemnozwarciowych oraz sposobu
działania wszystkich współpracujących zabezpieczeń, dość daleko wykraczającej poza
podstawowe zaleŜności wyznaczające dopuszczalne przedziały wielkości nastawczych.
2. Parametry wykorzystywane do identyfikacji zakłócenia.
Kryteria identyfikacji zakłócenia wynikają z charakterystycznych cech doziemień w
sieciach izolowanych. Na Rys. 1 przedstawiono schemat zastępczy sieci elektroenergetycznej,
na podstawie których przeprowadzono dalsze rozwaŜania.
Przyjęto przy tym następujące oznaczenia:
Yn=Gn+jBn – admitancja uziemienia punktu neutralnego sieci;
Yid=Gid+jBid – admitancja doziemna fazy „i” uszkodzonego odcinka sieci;
Yiz=Giz+jBiz – admitancja doziemna fazy „i” rozpatrywanego nieuszkodzonego odcinka sieci;
Yu=Gu+jBu – admitancja przejścia pomiędzy fazą a ziemią w miejscu uszkodzenia;
Yip=Gip+jBip – sumaryczna admitancja doziemna fazy „i” pozostałych odcinków sieci.
W przyjętym schemacie zastępczym pominięto podłuŜne parametry sieci, co jednak – wobec
proporcji wartości pomiędzy nimi a parametrami poprzecznymi w sieciach o nieuziemionym
skutecznie punkcie neutralnym- powoduje w większości przypadków pomijalne błędy.
Biorąc pod uwagę fakt, iŜ rozpatrywana będzie rozległa sieć izolowana, bez ryzyka istotnego
pogorszenia dokładności uzyskanych wyników moŜna przyjąć dodatkowe załoŜenia
upraszczające:
• przy izolowanym punkcie neutralnym sieci Yn=0;
• fazowe admitancje doziemne przedstawionych odcinków sieci są symetryczne
(doziemienie reprezentowane jest przez odrębną admitancję Yu, bocznikującą
naturalną admitancję fazy doziemionej w uszkodzonym odcinku sieci), czyli Yid=Yd;
Yiz=Yz, Yip=Yp;
• admitancja przejścia między fazą i ziemią w miejscu uszkodzenia ma charakter
czynny, czyli Yu=Gu.
1
W warunkach normalnej pracy sieci potencjał punktu neutralnego sieci (na rysunku: punkt
gwiazdowy transformatora zasilającego) jest w przybliŜeniu równy potencjałowi ziemi.
Zakłócenie symetrii sieci przez admitancję Yu=Gu powoduje, iŜ potencjał ten względem ziemi
przyjmuje wartość:
Ua
Ub
Uc
Yap=
(Gap+jBap)
Ybp=
(Gbp+jBbp)
Ycp=
(Gcp+jBcp)
Yaz=
(Gaz+jBaz)
Ybz=
(Gbz+jBbz)
Ycz=
(Gcz+jBcz)
Yu=
Gu+jBu
Yad=
(Gad+jBad)
I0z
Ybd=
(Gbd+jBbd)
Ycd=
(Gcd+jBcd)
Yn=Gn-jBn
I0d
Rys 1
V0 =−
Gu U A
3Y + Gu
(1)
gdzie UA jest wektorem napięcia fazy doziemionej, zaś Y=Yd+Yz+Yp jest fazową admitancją
doziemną sieci.
Jedną z wielkości wykorzystywaną w automatyce zabezpieczeniowej jest składowa kolejności
zerowej napięcia U0 na wyjściu odpowiednich filtrów (tzw. układów otwartego trójkąta) w
polach pomiaru napięcia rozdzielnic. Napięcie to jest wprost proporcjonalnym obrazem
potencjału wektora V0 w obwodach wtórnych zabezpieczeń. Jego wartość i zwrot nie są
zaleŜne od miejsca w sieci w której dokonywany jest pomiar, a jedynie od fazy doziemionej i
konduktancji przejścia Gu..
Drugą z wielkości kryterialnych w zabezpieczeniach ziemnozwarciowych jest składowa
kolejności zerowej prądu, mierzona na początku kaŜdego z chronionych odcinków sieci.
Wektory prądu kolejności zerowej mierzonego na początku odcinka doziemionego (Iod) i
„zdrowego” (Ioz) będą odpowiednio opisane równaniami:
I 0d =
3Gu U A (Y − Y d )
I 0z = −
3Y + Gu
3Gu U A Y z
3Y + Gu
(2)
(3)
Admitancje fazowe Yi składają się z części czynnej (konduktancji Gi), będącej odwrotnością
fazowej rezystancji izolacji rozpatrywanego odcinka sieciowego, oraz biernej (susceptancji
Bi), reprezentującej fazową pojemność doziemną kabli i urządzeń tegoŜ odcinka. PoniewaŜ w
sieciach SN zachodzi:
2
Bi>>Gi
(4)
w praktycznych obliczeniach najczęściej pomija się konduktancje doziemne, co pozwala na
zredukowanie zaleŜności 1÷3 do postaci:
V0 ≈−
Gu U A
3 jB + Gu
I 0d ≈ U A
=−
Gu U A
(5)
Gu + 3 jωC
Gu
Gu
3 j ( B − Bd ) = U A
3 jω (C − C d )
3 jB + Gu
G u + 3 j ωC
(6)
Gu
Gu
3 jB z = −U A
3 jω C z
(7)
3 jB + G u
G u + 3 jω C
gdzie C oznacza fazową pojemność doziemną całej galwanicznie połączonej sieci, zaś Cd i Cz
fazowe pojemności doziemne odpowiednio: odcinka doziemionego i zdrowego.
NaleŜy zwrócić uwagę Ŝe zarówno wartość napięcia V0 jak i prądów I0 zaleŜna jest od
konduktancji przejścia Gu, a zaleŜność ta dla obu wielkości ustalona jest takim samym
wyraŜeniem f(Gu):
I 0 z ≈ −U
A
f (Gu ) =
Gu
Gu + 3 jωC
(8)
3. Kryteria działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych.
I.
Kryterium zerowoprądowe.
Identyfikacja uszkodzonego odcinka sieci odbywa się na podstawie porównania
składowej zerowej prądu na początku chronionego odcinka z wartością nastawioną.
Według [1] nastawienie zabezpieczenia powinno spełnić zaleŜność:
k nz I cx ≤ I nast ≤
I c − I cx
kc
(9)
gdzie Icx jest ziemnozwarciowym prądem chronionego odcinka „x”, Ic prądem
ziemnozwarciowym całkowitym sieci, knz współczynnikiem niezawodności (dla tego
kryterium przyjmuje się knz≥4) a kc współczynnikiem czułości, którego wartość nie
powinna być niŜsza niŜ 2,0.
Przekaźniki realizujące kryterium zerowoprądowe naleŜą do przekaźników
pomiarowych i bardzo krótkich czasach własnych zadziałania, są przy tym najbardziej
niezawodne z pośród zabezpieczeń ziemnozwarciowych. Do ich wad naleŜy
wraŜliwość na przepływ prądów zerowych, których przyczyną nie jest doziemienie
oraz fakt, iŜ w rozbudowanych sieciach warunek (9) w wielu miejscach sieci jest
trudny lub wręcz niemoŜliwy do zrealizowania, co powoduje ograniczone moŜliwości
stosowania tych zabezpieczeń.
Współczesne przekaźniki ziemnozwarciowe często pozwalają na uzaleŜnienie
działania zabezpieczenia od pojawienia się składowej zerowej napięcia o pewnej
minimalnej (nastawialnej) wartości, co pozwala na poprawę działania w polach
rozdzielczych, w których w pewnych stanach pracy moŜe pojawić się prąd po stronie
wtórnej filtra składowej zerowej prądu, którego przyczyną nie jest doziemienie.
Pozwala to na wyeliminowanie jednej z wad kryterium zerowoprądowego.
II.
Kryterium zerowoprądowe kierunkowe.
Przy identyfikacji uszkodzonego fragmentu sieci wykorzystuje się własność zjawisk
ziemnozwarciowych w sieci izolowanej, polegającą na przeciwnym zwrocie
składowych zerowych prądu na początku odcinka uszkodzonego w stosunku do
odcinków zdrowych (zaleŜności 6 i 7).
Znakomita większość przekaźników wykorzystujących to kryterium ustala zwrot
wektora prądu w stosunku do wektora składowej zerowej napięcia. Biorąc pod uwagę
3
zaleŜność (4) moŜna stwierdzić, Ŝe składowa zerowa prądu w linii zdrowej wyprzedza
o 90° wektor składowej zerowej napięcia, zaś w linii uszkodzonej – opóźnia się o 90°
w stosunku do napięcia zerowego. Przekaźniki pracujące na tej zasadzie popularnie –
aczkolwiek najczęściej mylnie – nazywane są zerowomocowymi.
W niektórych typach zabezpieczeń wykorzystuje się odmienny sposób określania
kierunku przepływu prądu. Do przekaźnika doprowadza się mianowicie prądy zerowe
z co najmniej trzech pól rozdzielczych. W linii, w której nastąpiło doziemienie,
kierunek przepływu prądu jest odwrotny w stosunku do linii pozostałych.
Wobec tego, Ŝe zabezpieczenia kierunkowe nie pobudzają się pod wpływem
przepływu prądu własnego zabezpieczanych linii, mogą być one nastawiane znacznie
czulej, a nastawienie powinno spełnić zaleŜność:
I nast ≤
I c − I cx
kc
(10)
Przekaźniki kierunkowe mają na ogół nieco większy czas własny w stosunku do
niekierunkowych, co wynika z konieczności określenia wzajemnego połoŜenia dwu
przebiegów przemiennych. Z tej teŜ przyczyny - szczególnie starsze aplikacje –
wykazywały mniejszą pewność działania od zabezpieczeń niekierunkowych przy
doziemieniach łukowych .
III.
Kryteria admitancyjne.
Kryteria te są stosunkowo najmłodsze w praktycznych aplikacjach, i występują
głównie w przekaźnikach produkcji krajowej (CZAZ, MultiMUZ, MegaMUZ,
MUPASZ). Identyfikacja zakłócenia odbywa się na podstawie pomiaru admitancji
zerowej rozumianej jako stosunek składowej zerowej prądu do składowej zerowej
napięcia na początku zabezpieczanego odcinka sieci. Na podstawie zaleŜności (1), (2)
i (3), admitancja zerowa odcinka doziemionego Y0d i zdrowego Y0z wyraŜone będą
zaleŜnościami:
Y 0d =
I 0d
Y 0z =
I 0z
= −3(Y − Y d )
(11)
= 3Y z
(12)
V0
V0
gdzie Y jest fazową admitancją doziemną całkowitą sieci.
Uwzględniając (4), zaleŜności (11) i (12) moŜna wyrazić w postaci:
Y 0d = −3 jω (C − C d )
(13)
Y z = 3 j ωC z
(14)
Charakterystyczne jest, iŜ w odróŜnieniu od napięcia i prądów zerowych, wartość
admitancji zerowej nie zaleŜy od konduktancji Gz w miejscu doziemienia. Jest to
istotna róŜnica w przypadku doziemień rezystancyjnych. Własność ta ma szczególne
znaczenie w sieciach z liniami napowietrznymi, w których częste są doziemienia np.
w skutek zerwania przewodu lub opadnięcia gałęzi na przewód. Rezystancja przejścia
w tych wypadkach znacznie ogranicza czułość zabezpieczeń opartych na pomiarze
prądu zerowego.
RozróŜnia się zabezpieczenia admitancyjne niekierunkowe i kierunkowe. Norma [1]
nie podaje reguł nastawień tych zabezpieczeń, lecz wynikają one wprost z zaleŜności
(11) ÷ (14). Biorąc pod uwagę to, Ŝe podawane katalogowo jednostkowe prądy
ziemnozwarciowe linii kablowych Ic1 wyznaczane są przy załoŜeniu, Ŝe doziemienie
jest metaliczne (Gz=∞), a napięcie sieci równe jest znamionowemu, admitancja
jednostkowa linii określona będzie zaleŜnością:
Yc1 =
I c1
3U n
(15)
4
gdzie Un jest znamionowym napięciem międzyprzewodowym kabla.
MoŜna zatem – przez analogię do nastawień funkcji zerowoprądowych - przyjąć, iŜ
nastawienie zabezpieczenia admitancyjnego niekierunkowego powinno spełniać
zaleŜność:
I c − I cx
3U n k c
≥ Ynast ≥ k nz
I cx
3U n
(16)
natomiast zabezpieczenia admitancyjnego kierunkowego zaleŜność:
I − I cx
3U n k c
≥ Ynast
(17)
gdzie oznaczenia kc, knz, Ic oraz Icx – jak w zaleŜności 9.
Kąty charakterystyczne admitancji odcinka zdrowego i doziemionego odpowiadają
argumentom admitancji zespolonych określonych równaniami (13) i (14).
NaleŜy zaznaczyć, iŜ zaleŜności (1)÷(17) dotyczą pierwotnych wielkości
ziemnozwarciowych, i nie uwzględniają przekładni przekładników prądowych i
napięciowych filtrów składowych zerowych ani sposobu przyłączenia ich wyjść do
przekaźnika zabezpieczeniowego.
4. Koordynacja nastawień zabezpieczeń ziemnozwarciowych.
Koordynacja nastawień zabezpieczeń ziemnozwarciowych powinna zapewnić realizacją
podstawowych celów:
• pewne i niezawodnie zadziałanie zabezpieczenia najbliŜszego miejscu wystąpienia
zakłócenia;
• brak zadziałań zbędnych zabezpieczeń odcinków sieci nie dotkniętych doziemieniem
oraz w polach rozdzielczych zasilających co prawda zakłócenie, ale usytuowanych
bliŜej źródła zasilania w stosunku do podstawowego zabezpieczenia odcinka
uszkodzonego – przy sprawnym technicznie zabezpieczeniu podstawowym;
• brak zadziałań zbędnych jakichkolwiek zabezpieczeń ziemnozwarciowych podczas
bezawaryjnej pracy sieci.
Aby uzyskać skuteczną realizację powyŜszych celów, konieczne jest łączne rozpatrywanie
nastawień wszystkich zabezpieczeń ziemnozwarciowych pracujących w galwanicznie
połączonej sieci we wszystkich potencjalnie moŜliwych jej konfiguracjach.
Na Rys. 2 przedstawiono schemat fragmentu sieci rozdzielczej, na którym przyjęto
następujące oznaczenia:
• PPi – punkt pomiaru wielkości ziemnozwarciowych w i-tym rozpatrywanym polu
rozdzielczym,
• Crg1, Crg2 – pozostałe pojemności doziemne fragmentów sieci zasilanych odpowiednio
z rozdzielnic RG1 i RG2 poza pojemnościami lini kablowych i fragmentów sieci
zaznaczonych odrębnie (Clk1÷Clk3, Cro),
• Clk1÷Clk3 – pojemności doziemne linii kablowych lk1÷lk3,
• Cr0 – pojemniść doziemna fragmentu sieci zasilanej z rozdzielnicy Ro;
• A, B, C, D – miejsca występowania kolejnych rozpatrywanych doziemień
Podczas doziemienia w sieci izolowanej prąd ziemnozwarciowy w miejscu doziemienia
zaleŜy głównie od rozpiętości galwanicznie połączonej sieci (łącznej długości okablowania i
typów zastosowanych kabli), nie zaleŜy natomiast od lokalizacji doziemienia. Natomiast
wartość składowej zerowej prądu w poszczególnych polach rozdzielczych (PP1÷PP4) w
sposób istotny zaleŜy zarówno od wzajemnego połoŜenia źródła zasilania sieci i miejsca
doziemienia względem rozpatrywanego pola, jak od rozkładu pojemności doziemnych sieci.
W polach końcowych, zasilających bezpośrednio odbiorniki zachodzi na ogół relacja
5
RG1
RG2
PP1
PP2 PP3
PP4
Clk1
Crg1
Crg2
C
A
Cs=Crg1+Crg2+Cro+Clk1+Clk2+Clk3
D
Iz=3j CsUfs
Clk3
Clk2
B
Ro
Cro
Rys.2
(18)
(Ic-Icx)>>Icx
(oznaczenia według zaleŜności 9), pozwalająca na zastosowanie kryterium zerowoprądowego
lub admitancyjnego niekierunkowego.
W polach linii zasilających rozdzielnice warunek (18) nierzadko nie jest spełniony, lub teŜ
jego spełnienie zaleŜy od konfiguracji sieci. Wtedy niezbędne jest wykorzystanie funkcji
kierunkowych zabezpieczeń ziemnozwarciowych.
Przy kaŜdym doziemieniu na odpływie końcowym, wzajemne połoŜenie wektorów napięcia
zerowego uprawniające zadziałanie zabezpieczenia kierunkowego powinno wystąpić we
wszystkich polach rozdzielczych na trasie od źródła zasilania do miejsca doziemienia, w
których następował będzie przepływ mocy od szyn rozdzielczych do linii. I tak zakładając, Ŝe
na Rys. 2 zamknięte są wyłączniki PP1, PP2 i PP3, a doziemienie wystąpi w punkcie D,
warunki do zadziałania zabezpieczenia kierunkowego wystąpią w punktach PP1 i PP3. Po to
aby nie nastąpiło jednoczesne zadziałanie obu zabezpieczeń stosuje się selekcję czasową,
polegającą na wprowadzaniu opóźnień czasowych tym większych, im bliŜej znajduje się dane
zabezpieczenie w torze zasilania zakłócenia. Zabezpieczenia na odpływach końcowych
pracują na ogół bezzwłocznie.
MoŜna wymienić co najmniej kilka miejsc w sieci, w których uzyskanie warunków
prawidłowej pracy zabezpieczeń moŜe okazać się wysoce problematyczne.
Pierwszym z nich są pola linii, które mogą być zasilane z kaŜdej ze stron – np. linia pomiędzy
punktami PP1 i PP2. Zabezpieczenie kierunkowe w punkcie PP1 będzie pobudzane (przy
odpowiedniej proporcji pojemności doziemnych przyłączonych do rozdzielnic RG1 i RG2) w
następujących przypadkach:
• zasilanie z rozdzielni RG1 przy doziemieniach w punktach B,C,D – pobudzenia
prawidłowe;
• zasilanie z rozdzielni RG2 przy doziemieniach w punktach B, C, D – pobudzenia
nieprawidłowe
Analogicznie, zabezpieczenie w punkcie PP2 będzie pobudzane w przypadkach:
• : zasilanie z rozdzielni RG1 przy doziemieniach w punktach A, B – pobudzenia
nieprawidłowe;
6
•
zasilanie z rozdzielni RG2 przy doziemieniach w punktach A, B – pobudzenia
prawidłowe.
Przy doziemieniach w pozostałych, nie wymienionych punktach, dla kaŜdego z
wymienionych przypadków pobudzenie nie następuje – dla części równieŜ nieprawidłowo.
Dla tego przypadku jedynym sposobem uniknięcia nieselektywnych wyłączeń jest ustawienie
opóźnienia czasowego zabezpieczeń w punktach PP1 i PP2 co najmniej o jeden stopień wyŜej
od wszystkich pozostałych pól przyłączonych do rozdzielnic RG1 i RG2.
Dodatkowym utrudnieniem w omawianym przypadku jest to, iŜ w rzeczywistych warunkach
bardzo często stosunek pojemności doziemnych przyłączonych do obu rozdzielnic w ogóle
uniemoŜliwia prawidłową pracę zabezpieczenia na jednym z końców rozpatrywanej linii
Drugim, dość kłopotliwym do prawidłowego zabezpieczenia miejscem są odrębnie
zabezpieczane linie równoległe zasilające rozdzielnice odbiorcze. Ilustracją tego przypadku są
linie lk2 i lk3 na Rys. 2 wraz z odpowiadającymi im punktami pomiarowymi PP3 i PP4.
W ten sposób zasilane bywają główne rozdzielnie poziomowe zakładów górniczych.
Trudności w doborze nastawień zapewniających prawidłową pracę i współpracę zabezpieczeń
wynikają tu z następujących przyczyn:
• stosunek pojemności doziemnej sieci zasilanej z rozpatrywanych pól (Clk2+Clk3+CRo)
do pozostałej pojemności doziemnej sieci (CRG1+CRG2+Clk1) jest często niekorzystny,
powodujący Ŝe składowa zerowa prądu mierzona w rozpatrywanych punktach jest
większa przy doziemieniach poza strefą chronioną od występującej przy
doziemieniach w strefie,
• składowa zerowa prądu rozpływa się we wszystkich kablach pracujących równolegle
w odwrotnej proporcji do ich impedancji wzdłuŜnych,
• w przypadku doziemienia na jednym z kabli równoległych wartość prądu zerowego w
obu kablach oraz zwrot tegoŜ prądu w linii zdrowej zaleŜny jest od miejsca
wystąpienia doziemienia,
• rzeczą naturalną w liniach równoległych jest pewna niesymetria prądów fazowych,
wynikająca z niesymetrii wzdłuŜnej impedancji linii, spowodowanej np. połączeniami
prądowymi na zaciskach lub w mufach, róŜnym obciąŜeniem wtórnych obwodów
przekładników prądowych w torach prądowych itp., powodująca powstanie w
obwodzie składowej zerowej przepływu prądu uchybowego, nie związanego z
doziemieniem.
Szczególnie dwa ostatnie zjawiska zasługują na szersze omówienie.
Na Rys. 3 przedstawiono rozpływ składowej zerowej prądu w dwu liniach
równoległych podczas doziemienia na jednej z nich, w funkcji względnej odległości miejsca
doziemienia od szyn rozdzielnicy zasilającej. Przyjmując oznaczenia z Rys. 2, obliczenia
wykonano dla następujących parametrów: całkowity prąd ziemnozwarciowy sieci
I=f(CRG1+CRG2+Clk1+ Clk2+Clk3+CRo)= 38,6A, prąd ziemnozwarciowy sieci zasilanej z
rozdzielni Ro: IRo=f(CR)=28,4A, prąd własny rozpatrywanych linii:Iclk1=Iclk2=1,34 A, prąd
ziemnozwarciowy pozostałej części sieci Ips=f(CRG1+CRG2+Clk1)=7,34A, impedancja
wzdłuŜna rozpatrywanych linii: Zlk1=Zlk2=0,136+j0,085Ω, prąd rozruchowy (nastawienie)
zabezpieczeń ziemnozwarciowych zerowoprądowych kierunkowych w punktach PP3 i PP4
Ir=1,5A.
Przy lokalizacji doziemienia w odległości 0,88÷1,0 długości linii nastąpi pobudzenie
zabezpieczeń w obu polach. PoniŜej tej odległości zabezpieczenie w punkcie PP4 nie zostanie
pobudzone, najpierw z uwagi na zbyt małą wartość składowej zerowej prądu (k=0,8÷0,88), a
następnie ze względu na przeciwny zwrot. Przy doziemieniach zlokalizowanych w przedziale
odległości 0÷0,88 od szyn rozdzielnicy RG1 spodziewana sekwencja działań zabezpieczeń
będzie zatem następująca:
• W chwili wystąpienia doziemienia pobudzone zostaną zabezpieczenia w punktach
PP3 i PP1. Oba zabezpieczenia rozpoczynają odliczanie czasu.
7
•
Po odliczeniu opóźnienia nastawionego w PP3 następuje wyłączenie wyłącznika PP4.
Doziemienie jest nadal zasilane przez linię lk3 poprzez szyny rozdzielni Ro.
Zabezpieczenie w punkcie PP3 uzyskuje warunki do pobudzenia i rozpoczyna
odliczanie czasu. Zabezpieczenie w punkcie PP1 kontynuuje odliczanie czasu.
• JeŜeli opóźnienie zabezpieczenia w punkcie PP1 jest mniejsze od sumy nastawionych
opóźnień w punktach PP3 i PP4 następuje nieselektywne wyłączenie pola w punkcie
PP1 i utrata zasilania rozdzielni RG1.
Podany przykład wskazuje na konieczność rozpatrzenia działania i wzajemnej współpracy
zabezpieczeń przy doziemieniach zlokalizowanych w dowolnym punkcie linii równoległych
dla ściśle określonego rozkładu pojemności doziemnych w sieci. NaleŜy zaznaczyć, Ŝe
niezaleŜnie od rozkładu pojemności, zawsze doziemienia na początku jednej z linii
równoległych nie są widziane przez zabezpieczenia ziemnozwarciowe współpracującej linii
zdrowej, róŜny jest natomiast obszar tej „martwej strefy”.
ZaleŜność zmienności prądów mierzonych przez filtr składowej zerowej od miejsca
doziemienia; pola w rozdzielnicy zasilającej
20
15
10
prąd; [A]
5
0
I1 [A]; linia uszkodzona
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
-5
1,2
I2 [A]; linia zdrowa
Nastawienie zabezpieczenia
-10
-15
-20
-25
k - względna odległość miejsca doziemienia od rozdzielnicy zasilającej
Rys. 3
Drugim istotnym zjawiskiem wpływającym na działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych w
liniach równoległych jest przepływ prądów wyrównawczych. Ich wartość zmienia się
dynamicznie ze zmianami prądu obciąŜenia linii, a zwrot jest inny w kaŜdej z nich. W
przypadku dwu linii pracujących równolegle zwroty uchybowych prądów wyrównawczych w
obu liniach są przeciwne. Jest to bardzo istotne, gdyŜ oznacza, Ŝe jeŜeli chwilowa wartość
prądu uchybowego będzie dostatecznie duŜa, to przy doziemieniu w dowolnym punkcie sieci
zabezpieczenie w jednej z linii pobudzi się, a przy niekorzystnej relacji zwłok czasowych
zabezpieczeń w tym polu i w polu rzeczywiście zasilającym doziemienie, nastąpi zbędne
wyłączenie jednej z linii równoległych. W konsekwencji często pozostała w pracy linia
zostaje przeciąŜona i wyłączona przez zabezpieczenie przeciąŜeniowe powodując całkowitą
utratę zasilania rozdzielnicy.
Odwrotnie, jeŜeli prąd uchybowy ma dostatecznie duŜą wartość i zwrot przeciwny do wektora
prądu zerowego który pojawi się przy doziemieniu w strefie chronionej, moŜe nastąpić brak
prawidłowego zadziałania w konsekwencji czego nastąpi wyłączenie całej rozdzielnicy
zasilającej przez zabezpieczenie umieszczone na jej dopływie.
Na rys. 4 przedstawiono przebiegi prądu i napięcia zerowego zarejestrowane podczas
rzeczywistego doziemienia w jednym z pól linii równoległych. Początek doziemienia
8
wyznaczony jest chwilą pojawienia się napięcia zerowego. Składowa zerowa prądu
występująca wcześniej jest uchybowym prądem wyrównawczym.
Rys. 4
Rys. 5
Na Rys. 5 przestawiono obraz admitancji zerowej na płaszczyźnie zespolonej, odpowiadający
przebiegom z Rys. 4.Rejestracje wykonano w sieci kopalnianej przy uŜyciu rejestratorów:
zakłóceń i kryterialnego, będących częścią oprogramowania sterownika polowego MegaMUZ
LR.
Pewną miarą deformacji obrazu doziemienia, spowodowanej obecnością prądu uchybowego
jest wartość kąta przesunięcia wektorów harmonicznych podstawowych prądu i napięcia
zerowego, widoczna na Rys. 5 i wynosząca 179,2°. Teoretycznie wartość ta w sieciach
izolowanych wynosi 90° lub -90°.Znajduje to pełne potwierdzenie praktyczne w rejestracjach
rzeczywistych doziemień w polach z liniami pojedynczymi.
Odstrojenie działania zabezpieczeń od wpływu prądów uchybowych wymagałoby stałego
monitorowania ich wartości z uwagi na to Ŝe ich poziom zleŜy od zmiennych w czasie
czynników, takich jak obciąŜenie linii, stan techniczny połączeń w torach prądowych itp.
9
NaleŜałoby przy tym za maksymalną wartość dopuszczalną prądów uchybowych przyjąć taką,
dla której spełnione będą nierówności:
k nz ( I u max − I cx ) ≤ I nast ≤
I c − ( I u max + I cx )
kc
(19)
NaleŜy zaznaczyć, iŜ poruszone zagadnienia nie wyczerpują bynajmniej listy
problemów mających wpływ na wzajemną współpracę zabezpieczeń ziemnozwarciowych.
MoŜna tu chociaŜby wymienić czas podtrzymania pobudzenia zabezpieczenia po chwilowym
zaniku doziemienia łukowego, który przyjmuje róŜne – nastawialne lub nie – wartości w
róŜnych typach zabezpieczeń i który powinien być uwzględniany przy analizie nastawień.
Wyczerpujące omówienie wszystkich związanych zagadnień nie jest tu moŜliwe z uwagi na
dopuszczalną objętość niniejszego referatu.
5. Podsumowanie
Przy ustalaniu nastawień zabezpieczeń ziemnozwarciowych, mających zapewnić niezawodną
pracę sieci przy jednoczesnej pewności działania zabezpieczeń wydaje się być zasadnym
uwzględnienie w analizie następujących zagadnień:
• z uwagi na największą niezawodność i szybkość działania, na odpływach końcowych,
na których nie stwierdzono zbędnych zadziałań zabezpieczeń ziemnozwarciowych w
stanach nieustalonych (np. przy rozruchu zasilanej maszyny) najkorzystniejsze jest
stosowanie bezzwłoczych zabezpieczeń zerowoprądowych;
• na odpływach jw., na których zachodzi moŜliwość wystąpienia zbędnych zadziałań w
stanach nieustalonych ze względu na koordynację z zabezpieczeniami bliŜszymi
źródła zasilania korzystniejszy jest wybór kryteriów uzaleŜnionych od napięcia
zerowego niŜ wprowadzanie zwłoki czasowej;
• zwłoka czasowa zabezpieczeń w polach linii której zasilanie moŜe być dwustronne
powinna być o co najmniej jeden stopień dłuŜsza od opóźnień działania we wszystkich
pozostałych polach rozdzielnic połączonych rozpatrywaną linią;
• zwłoka czasowa zabezpieczenia ziemnozwarciowego w polu zasilającym rozdzielnicę
z której z kolei zasilane są odrębnie zabezpieczone linie pracujące równolegle
powinna być większa od sumy zwłok czasowych zabezpieczeń w polach linii
równoległych;
• ze względu na warunki pracy zabezpieczeń korzystniejsza jest eksploatacja linii
wielokablowych od pracy równoległej linii zabezpieczonych indywidualnie;
• w polach linii pracujących trwale jako linie równoległe zalecany jest monitoring
maksymalnych wartości wyrównawczych prądów uchybowych;
• w polach linii pracujących chwilowo jako równoległe (np. w czasie przełączeń), w
celu uniknięcia zbędnych wyłączeń zalecane jest stosowanie zabezpieczeń
kierunkowych zerowoprądowych lub admitancyjnych;
• przy doborze nastawień naleŜy przeanalizować wpływ wszystkich znanych
parametrów zabezpieczeń (np. czasów odwzbudzania, okna czasowego w którym
analizowane jest przesunięcie kątowe wielkości mierzonych, itp.) na ich wzajemną
współpracę.
6. Literatura.
1. PN-G-42044:2000 Środki ochronne i zabezpieczające w elektroenergetyce kopalnianej.
Zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Wymagania i zasady doboru.
10