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.