Technologie

Zabezpieczenie podimpedancyjne w terminalach dla pól liniowych systemu CZIP®-PRO

1.  Wstęp

Ogólnie uważa się, że zabezpieczenie odległościowe w liniach SN jest zbędne, a nawet niewłaściwe. Nie ma na ten temat publikacji, ponieważ jak zbędne – po co poruszać ten temat. Przyczyną takich opinii jest rozgałęziona struktura tych linii i zmienność typu przewodów. Poza tym współczesne zabezpieczenia odległościowe są nadzwyczaj rozbudowane i skomplikowane w nastawianiu. Nauczenie „szeregowych” zabezpieczeniowców doboru nastaw jest żmudne. Charakterystyki większości firm są przesadnie złożone. Rysunki charakterystyk są tak skomplikowane, że zaczynają przypominać abstrakcyjne grafiki. Zabezpieczenia odległościowe nie działają podczas zwarć doziemnych w sieciach z nieskutecznie uziemionym punktem neutralnym, ponieważ impedancja pętli zwarciowej mierzona w punkcie zabezpieczeniowym prawie nie zależy od odległości doziemienia od punktu zabezpieczeniowego. Ze względu na te komplikacje uzyskanie efektu prawidłowego wyłączania jest złożone, a nawet niemożliwe. Więc jedną z wiodących myśli u konstruktorów tego zabezpieczenia było uzyskanie takich jego właściwości, że będzie bardzo proste w nastawianiu.

Wydaje się, że obecnie żaden z terminali polowych dla pól linii SN oferowanych na polskim rynku nie posiada tej funkcji, ponieważ nie było potrzeby jej stosowania. Nowe zabezpieczenie podimpedancyjne zaprezentowane w artykule zostało zaimplementowane w systemie CZIP®  i jest przeznaczone do wykrywania zwarć międzyfazowych, jako alternatywa do klasycznych zabezpieczeń nadprądowych.

W artykule zostaną przedstawione argumenty przemawiające za wprowadzeniem zabezpieczenia wykorzystującego zasadę pomiaru impedancji w liniach SN i wydają się one na tyle przekonywujące, że wskazane jest nawet wprowadzenie ich jako standardu w koncernach energetycznych.

Dla potrzeb niniejszego tekstu wprowadza się następującą definicję:

Punkt zabezpieczeniowy – miejsce w sieci wyposażone w przekładniki prądowe i/lub napięciowe, zabezpieczenie i wyłącznik lub reklozer.

Za miejsce wyznaczające początek zasięgu działania zabezpieczenia przyjmuje się przekładniki prądowe, powinny one być w układzie pełnej gwiazdy.

2. Nazwa i główne cechy

Po dość kontrowersyjnych uwagach na temat potrzeby stosowania zabezpieczeń odległościowych w liniach SN powstaje pytanie: jakie jest uzasadnienie autorów do wprowadzenia tej funkcji w systemie CZIP®? Przy czym od razu zaznacza się, że zabezpieczenie to nie będzie się nazywać „odległościowe”, a „podimpedancyjne”. Definicja zabezpieczenia odległościowego jest następująca [2]:

Zabezpieczenie odległościowe jest to takie zabezpieczenie, którego czas zadziałania jest funkcją odległości miejsca zwarcia od miejsca zainstalowania zabezpieczenia. Najlepszą miarą tej odległości jest impedancja pętli zwarciowej dla składowej zgodnej prądu zwarciowego.

Czyli nazwa „zabezpieczenie odległościowe” nie jest właściwa, bo nie będzie miała miejsca proporcjonalność odległości miejsca zwarcia i impedancji pętli zwarciowej od punktu zabezpieczeniowego ze względu na częstą zmianę typu przewodów (nawet z kabla na linię napowietrzną lub odwrotnie). Nie będzie też działało podczas zwarć z ziemią, a tylko podczas międzyfazowych. Jest możliwe zadziałanie podczas podwójnych zwarć z ziemią, przy czym trudno precyzyjnie wówczas określić zasięg zabezpieczenia ze względu na skomplikowany charakter obwodu zwarciowego. Liczba stref wyniknie z dalszych dywagacji, przy czym nie przewiduje się, aby miało w podstawowym celu zasięg wykraczający za następne zabezpieczenie zainstalowane w linii (w RS-ie lub reklozerze). Założono, że zabezpieczenie musi być bardzo proste w nastawianiu.

3. Celowość

Obecnie w sieciach SN stosuje się dwa zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych (w polach liniowych rozdzielni, ale i w reklozerach):

  • nadprądowe zwłoczne (I>), czasem nazywa się je zabezpieczeniem nisko nastwionym lub pierwszym stopniem zabezpieczenia nadprądowego,
  • nadprądowe zwarciowe (I>>), czasem nazywane wysoko nastwionym lub drugim stopniem zabezpieczenia nadprądowego.

Przeciętne nastawy czasu pierwszego zabezpieczenia w naszych liniach są rzędu (0,5 – 1,5) s, a drugiego w granicach (0,05 – 0,3) s.

Z zabezpieczeniem nadprądowym zwłocznym nie ma obecnie problemów, może jedynie być za mało stopni czasowych pomiędzy polem liniowym w GPZ a punktami zabezpieczeniowymi w głębi sieci (reklozerami). Stąd uważa się, że w linii szeregowo nie powinny być zainstalowane nie więcej niż dwa reklozery, czasem udaje się zestopniować trzy lub nawet cztery, przy czym występuje wówczas pewne niewielkie ryzyko zadziałania nieselektywnego.

Zabezpieczenia zwarciowe mają za zadanie chronić początkowy odcinek linii przed skutkami nagrzewania prądem zwarciowym i skrócenie zapadów napięcia podczas zwarć. Jest przeprowadzony dowód [1], że potrzeba zastosowania zabezpieczenia I>> związana ze skutkami nagrzewania prądem zwarciowym występuje tylko dla początkowego odcinka linii. Jednak w praktyce żąda się tych zabezpieczeń także w reklozerach w głębi sieci, a przyczyną jest potrzeba ograniczenia awarii na takich elementach jak mostki, zaciski i złączki, czego nie można przewidzieć obliczeniami.

Rys.1. Dobór nastawy zabezpieczenia I>> dla linii o długości 10 km wykonanej przewodem AFL-70 mm2

Klasyczny przykład doboru nastaw zabezpieczenia zwarciowego jest pokazany na rys.1. Należy wziąć pod uwagę trzy zależności [1], przy czym będą analizowane tzw. nastawy pierwotne, aby nie utrudniać oceny przekładnią przekładników prądowych.

a) Warunek selektywności z zabezpieczeniami nadprądowymi na następnych szynach zbiorczych lub reklozerze:

gdzie:

INAST – nastawa zabezpieczenia zwarciowego po stronie pierwotnej przekładników prądowych (zwraca się uwagę, że indeks „NAST” odnosi się do nastaw pierwotnych, indeks „nast” – do wtórnych),

Ikmax – maksymalny prąd zwarciowy na szynach przed następnym zabezpieczeniem nadprądowym (przeważnie zwłocznym), w przypadku łącznika wyposażonego w zabezpieczenia w głębi sieci – na słupie, na którym jest zainstalowany,

kb – współczynnik bezpieczeństwa, literatura zaleca zakres 1,2-1,6 bez żadnych wskazówek dodatkowych, obecnie przyjmuje się głównie wartość 1,2, najwyżej 1,4.

b) Warunek czułości

w którym:

lskmin – minimalny prąd zwarciowy (dla zwarcia dwufazowego) w punkcie zainstalowania zabezpieczenia (w przypadku pola liniowego – na szynach zbiorczych rozdzielni),

kc – współczynnik czułości w granicach 1,2 -1,5, ale w skrajnym przypadku może to być nawet wartość 1,1.

c) Warunek wynikający z ochrony przewodów linii przed skutkami nagrzewania prądem zwarciowym:

d)

e)

gdzie:

tk – czas trwania zwarcia uwzględniający pierwszy cykl SPZ-tu (sumuje się czas pierwszego i drugiego zwarcia),

s – przekrój przewodu w mm2,

jth – dopuszczalna gęstość prądu w przewodzie linii w A/mm2,

Ithdop – dopuszczalny prąd zwarciowy z punktu widzenia nagrzewania przewodu,

kbth– współczynnik bezpieczeństwa dla tego kryterium [1].

W analizie nie bierze się pod uwagę możliwości stopniowania czasowego zabezpieczeń zwarciowych w linii. Autorzy uważają, że to zabezpieczenie powinno mieć czas możliwie krótki, na tyle, na ile pozwalają stany nieustalone. Pamiętać należy, że sama idea tego zabezpieczenia wywodzi się z zabezpieczenia nadprądowego bezzwłocznego, którego celem jest ograniczenie czasu trwania zapadów napięcia. W praktyce czasem to stopniowanie się stosuje, ale liczba stopni przeważnie nie jest większa niż 2 i wydłuża nastawę w polu liniowym w rozdzielni zasilającej do 0,3-0,35 s. Wydłuża w miejscu, gdzie powinna ona być najkrótsza. Spotyka się stopniowanie nawet co 0,1 s, jednak wymaga to dobrej znajomości czasów własnych zastosowanych urządzeń pracujących szeregowo. Jeśli w linii jest automatyka SPZ i uwzględni się czas własny wyłącznika, to czas zwarciowy (bo zwarcia są dwa) wynosi około 0,8 s. Znika efekt bardzo szybkiego wyłączenia. Ostatnie analizy u jednego z operatorów systemu dystrybucyjnego wykazały, że żądanie uzyskania selektywności jest tak duże, że trzeba je zrealizować każdym kosztem – ponieważ wpływa na wskaźniki SAIDI oraz SAIFI. Typowy przykład prawidłowego doboru nastaw zabezpieczenia I>> pokazany jest na rys.1. Dla uproszczenia pominięto analizę warunku (3). W linii o długości 10 km wykonanej przewodem AFL-70 jest to proste i oczywiste. Już tutaj widać główną wadę zabezpieczenia – zależność zasięgu zabezpieczenia od rodzaju zwarcia, a ściślej – wartości prądu zwarciowego. Można szacować, że w tym przypadku były już trudności, jeśli długość linii byłaby mniejsza od 7 km. Na rysunku dobrana nastawa prądu została oznaczona INAST , a Lmin i Lmax oznaczają minimalny i maksymalny zasięg zabezpieczenia. Krzywa Ikmax oznacza wykres maksymalnego prądu zwarciowego wzdłuż linii (czyli podczas zwarcia trójfazowego i największej mocy zwarciowej na szynach stacji), a krzywa Ikmin minimalnego prądu zwarciowego (czyli dla zwarcia dwufazowego i najmniejszej mocy zwarciowej). Problem zmienności mocy zwarciowej pojawia się szczegónie w sieciach, gdzie są zainstalowane elektrownie lokalne, zwłaszcza wiatrowe. Trzeba wówczas uwzględnić istnienie generacji lub jej brak, co pogłębia różnicę pomiędzy Ikmax i Ikmin. Przez to następuję także większe zróżnicowanie zasięgu minimalnego i maksymalnego, a nawet uniemożliwienie optymalnego doboru nastawy.

Na rys.2 pokazany jest przykład, gdzie prawidłowy dobór nastawy jest utrudniony, ale jeszcze można jakoś z sytuacji wybrnąć. Przy nastawie INAST1 dobranej wg zależności (1) dla zwarcia dwufazowego zabezpieczenie nie zadziała w żadnej sytuacji. Można zmniejszyć nastawę do INAST2 i wówczas zabezpieczenie będzie miało dobrą czułość podczas zwarć dwufazowych, ale podczas zwarć trójfazowych może mieć zasięg za szyny zbiorcze RS-u, co jest nieprawidłowe i grozi nieselektywnym wyłączeniem. Trudno wskazać dla INAST2 zasadę doboru wg jakiegoś wzoru, wskazana jest analiza graficzna, a minimalny błąd w danych lub obliczeniach prądów zwarciowych może spowodować działanie nieselektywne.

Rys.2. Dobór nastawy dla linii o długości 2 km wykonanej przewodem AFL 70 mm2.

Na rys. 3 jest sytuacja, kiedy nastaw zabezpieczenia I>> w polu GPZ-tu nie uda się skoordynować z nastawami zabezpieczeń w RS-ie (lub reklozerze). Przy INAST1, które obliczone zostało wg wzoru (1), zabezpieczenie nigdy nie zadziała. Po obniżeniu do INAST2 może zadziałać podczas zwarć dwufazowych, ale jego zasięg dla trójfazowych wysunie się daleko poza szyny RS-u. Poza tym zmiana prądu zwarcia dwufazowego (np. na skutek innej wartości mocy zwarciowej na szynach zasilających linię) może skutkować zmianą zasięgu – nawet dla zwarć dwufazowych – za szyny RS-u.

Rys. 3. Dobór nastawy dla linii o długości 2 km wykonanej kablem Al o przekroju
240 mm2.

Warto też jeszcze zauważyć, że przyłączenie do szyn zbiorczych elektrowni lokalnej pogłębia trudności. Założono układ, że jest ona przyłączona linią abonencką wprost do szyn. Linia wykonana jest kablem Al o przekroju 240 mm2. Przy obliczaniu Ikmin elektrowni nie należy uwzględniać jako źródła prądu zwarciowego, szczególnie jeśli jest wiatrowa. Natomiast zwiększa ona Ikmax. Warunek (1) daje w wyniku jeszcze większą wartość, niż w układzie bez elektrowni. W tablicy 1 podano orientacyjnie, o ile zmienia się prąd zwarcia trójfazowego  na szynach 15 kV zasilających linię i na szynach w RS-ie przy zmianie różnych parametrów. Są to wartości znaczące, bo na szynach zbiorczych prądy zwarciowe są rzędu 5-7 kA, a na końcu linii AFL-70 o długości 5 km rzędu 1,5-2,5 kA.

Do szacowania tego wpływu przyjęto, że elektrownia lokalna ma x_d^’’=12%.

Tabela 1. Wpływ elektrowni lokalnej na wartości prądów zwarciowych [A]

Argumentem, który ostatecznie przeważył o wprowadzeniu kryterium podimpedancyjnego Z< do systemu CZIP® są właściwości elektrowni słonecznych (ale i innych z przetwornikami DC/AC). Prąd zwarciowy przez nie generowany jest tylko o 10% większy od prądu znamionowego. Nie ma możliwości uzyskania prawidłowej nastawy zabezpieczenia nadprądowego ze współczynnikiem czułości wymaganym przez IRiESD, czyli 1,5, a nawet nie uzyska się wartości 1,2. Odróżnienie stanu zwarcia od obciążenia przy pomocy kryterium nadprądowego jest bardzo trudne, a w zasadzie niemożliwe.

Zauważa się, że w Polsce zdarzają się także mocno obciążone linie SN, w których odróżnienie stanu zwarcia od obciążenia przy użyciu kryterium nadprądowego jest trudne.

4. Parametry zabezpieczenia podimpedancyjnego

Przewodnia myśl dotycząca kryterium podimpedancyjnego Z<: uzupełnienie zabezpieczenia I>> tym kryterium w przypadkach trudności uzyskania przez nie właściwej czułości lub selektywności. Zabezpieczenie Z, jest nieczułe na zmiany prądu zwarciowego.

Zabezpieczenie  ma charakterystyki we współrzędnych R, jX pokazane na rys.4 (dla przypomnienia: zabezpieczenie Z< zadziała, jeśli fazor impedancji przez czas określony nastawą leży wewnątrz charakterystyki – oznaczenie Z< jest nieco mylące). W CZIP®PRO  działa tylko podczas zwarć międzyfazowych. Wprowadzone zostaną trzy strefy.

Rys.4. Charakterystyki zabezpieczenia podimpedancyjnego: a) „do przodu”, b) „do tyłu”, c) bezkierunkowa.

Zabezpieczenie nie ma wydłużania I strefy, bo jest to zbędne, potrzebne tylko wówczas, jeśli linia na obu końcach posiada to zabezpieczenie i jest dwustronnie zasilana. Trzy strefy nie wynikają z potrzeb stopniowania i schodkowej charakterystyki czasowej t=f(Z), tak jak to jest w typowym zabezpieczeniu odległościowym. Dla realizacji podstawowej funkcji, czyli uzupełnienie lub wyjątkowo zastąpienia zabezpieczenia I>> potrzebna jest jedna strefa z charakterystyką położoną głównie w I ćwiartce układu współrzędnych R, jX z minimalnym objęciem ćwiartki II i IV. Konstruując charakterystykę wzięto pod uwagę właściwości linii SN (wartość rezystancji jest zbliżona do wartości reaktancji) i kąt impedancji zwarciowej przeważnie nie jest większy niż 60º, ale także bardzo mocno prosty sposób nastawiania nie wymagający wielkich umiejętności – aby obliczeń mógł dokonać personel nie wyspecjalizowany w zabezpieczeniach odległościowych. Charakterystyki kierunkowe „do przodu” i „do tyłu” są ograniczone trzema prostymi i fragmentem okręgu. Trzy proste to:

  • bok kąta α,
  • bok kąta β,
  • prosta równoległa do osi R na poziomie Xnast .              

Kąty α i β mają stałą, nienastawialną wartość po 5º.

Fragment okręgu to ograniczenie obszaru działania o promieniu Rnast. Fragment okręgu wprowadzono po to, aby w jak najprostszy sposób obliczyć bezpieczny odstęp charakterystyki zabezpieczenia od charakterystyki odbioru, bo są tam fragmenty dwóch okręgów o stałej różnicy ΔZ. Przy okazji okrąg lepiej niż w klasycznej charakterystyce poligonalnej wypełnia charakterystyką zabezpieczenia obszar w pobliżu jej przecięcia z osią R.

Charakterystykę „do tyłu” wprowadzono z dwóch względów:

  • mogą być pojedyncze sytuacje dwustronnego zasilania linii SN (np. ze źródłami lokalnymi), gdzie trzeba uzyskać inny czas zadziałania w dwóch przeciwnych kierunkach,
  • ze względu na niejednorodność przyłączania zacisków przekładników prądowych tak do linii, jak i samego terminala polowego łącznie z tworzeniem gwiazdy różnymi sposobami – łatwo uzyskać sytuację, że zabezpieczenie zainstalowane w danej linii „będzie widziało” jej impedancję głównie w III ćwiartce.

Charakterystyka bezkierunkowa utworzona jest z dwóch prostych równoległych do osi R oraz dwóch fragmentów okręgów o promieniu Rnast. Jej podstawowe zastosowanie przewiduje się w lokalizatorze zwarć (bardzo przybliżonym ze względu na zmienne parametry linii).

Można pomyśleć w wyjątkowych sytuacjach o tym, aby strefy 1 i 2 mogły zastąpić zabezpieczenia I> i I>>. Znając tendencje rozszerzania wszelkich właściwości i zastosowań zabezpieczeń przez służby eksploatacyjne, przewidziano strefę 3 – „na wszelki wypadek”. Nie przewiduje się wprowadzania podcięć na charakterystyce, ani jej pochylania. Analizy nie wykazują potrzeby takich komplikacji dla linii SN.

Współczynnik proporcjonalności kRX opisany zależnością

zaleca się nie większy niż 10, ale sugeruje się nieprzekraczanie wartości 5.

Oszacowano potrzebne zakresy nastawcze R oraz X – nie można skorzystać ze wzorców dla zabezpieczeń odległościowych dla linii o napięciu 110 kV i wyższym, ponieważ występują tam zupełnie inne przekładnie przekładników prądowych i napięciowych oraz przeważnie większe długości linii. Podane są one wraz z innymi nastawami w tabeli 2.

Tabela 2 . Zestawienie nastaw zabezpieczenia podimpedancyjnego

Parametr Wartość
Nastawa prądu członu rozruchowego 0,1 – 100 A (wartość domyślna 5 A)
Numery stref 1, 2, 3
Typ charakterystyki przód, tył, bezkierunkowa
Kąty α i β stała wartość 5°
Rezystancja R1, R2, R3)* 0,01-40 Ω
Reaktancja X1, X2, X3)* 0,01-8 Ω
Czas t1, t2, t3)* 0,05 –  6 s
* nie zastosowano indeksów, aby opis w artykule czy instrukcji był identyczny z opisem na wyświetlaczu urządzenia.

5. Sposób nastawiania

Ekran programu CZIP®-SET do obsługi zabezpieczenia podimpedancyjnego pokazany jest na rys. 5.

Rys.5. Ekran programu CZIP®-SET do obsługi zabezpieczenia podimepdancyjnego

W tym miejscu korzysta się ze wskazówki, że dla określenia miejsca zwarcia ważna jest przede wszystkim reaktancja, ponieważ w mierzonej rezystancji może zostać uwzględniona rezystancja przejścia, przy zwarciach międzyfazowych – głównie łuku elektrycznego.

W podstawowym zastosowaniu (zastąpienie lub uzupełnienie zabezpieczenia I>>) proponuje się wykorzystanie tylko strefy nr 1 i nastawy:

gdzie:

XAB – reaktancja odcinka linii do kolejnego punktu zabezpieczeniowego (rozdzielni sieciowej lub reklozera),

ϑZ – przekładnia impedancyjna równa ilorazowi przekładni przekładników napięciowych i prądowych (ϑu/ ϑi), przeważnie dla sieci 15 kV – 150, a dla sieci 20 kV – 200,

kRX – współczynnik proporcjonalności, nie wolno przyjmować wartości mniejszej niż 1,2, zalecana wartość to 2-5, w przypadku wyliczenia z Xnast oraz Rnast wartości mniejszej niż 1,2 terminal polowy wskaże błąd,

kZ – współczynnik zasięgu, jest to współczynnik bardzo zbliżony do współczynnika bezpieczeństwa stosowanego w zabezpieczeniach odległościowych. Nazwano go inaczej, ponieważ w liniach SN często nie będzie potrzeby obejmowania zabezpieczeniem Z< prawie całego odcinka AB (czyli do następnego punktu zabezpieczeniowego). Im krótszy ten odcinek, to współczynnik powinien być większy. Proponuje się przyjmowanie wartości z zakresu 0,65-0,85. Orientacyjnie można dokonać takiego doboru, żeby im krótsza linia, tym objęta była zabezpieczeniem większa jej część. Przy czym nie ma przeszkód, aby wszędzie zastosować wartość 0,85. Dopiero eksploatacja wykaże celowość różnicowania tego współczynnika. Proponuje się niezależnie od rodzaju linii (AFL, PAS lub kabel) następujące wartości:

<1 km – 0,85

1÷2 km – 0,80

2÷3 km – 0,75

3÷4 km – 0,70

>4 km – 0,65.

Jak podano, za XAB należy przyjmować reaktancję linii do najbliższego punktu zabezpieczeniowego. Jeśli linia się rozgałęzia przed tym punktem zabezpieczeniowym, ale nie ma w niej reklozera, to zależność (5) jest dalej słuszna. Natomiast jeśli linia się rozgałęzia i w każdej z gałęzi jest punkt zabezpieczeniowy, to za XAB należy przyjąć reaktancję mniejszą z dwóch (czasem nawet trzech). Bardziej szczegółową analizę będzie trzeba prowadzić, jeśli w takiej bocznej gałęzi znajdzie się elektrownia lokalna, czyli wystąpi zjawisko tzw. podparcia.

Powyżej 5 km rzadko wystąpi konieczność uruchamiania członu podimpedancyjnego, wystarczy zabezpieczenie I>>.

Nastawione opóźnienie czasowe zaleca się przyjmować równe 0,1 s, ale możliwe są inne wartości z zakresu 0,05- 0,3 s. Nie ma potrzeby uwzględniania w doborze tej nastawy opóźnień czasowych w następnych punktach zabezpieczeniowych. Daje to niesamowitą możliwość usunięcia wad zabezpieczeń nadprądowych, których nastawy czasowe muszą być zwiększane w stronę szyn zbiorczych.

Bardzo ścisłe należy przestrzegać reguły pokazanej na rys. 6. Charakterystyka zabezpieczenia musi być bezpiecznie oddalona od charakterystyki odbioru. Rysunek ten wykonano dla przypadku, kiedy moc odpływa od szyn zbiorczych w głąb sieci. Ten przypadek będzie najczęstszy w liniach SN. W liniach ze źródłami lokalnymi charakterystyka obciążenia może być położona tylko lub także w ćwiartkach II i III.

Rys. 6. Bezpieczna odległość charakterystyki zabezpieczenia podimpedancyjnego od charakterystyki odbioru.

Najmniejsza impedancja ruchowa w linii 15 kV wynika ze wzoru:

w którym:

Imax – maksymalne obciążenie linii.

Jeśli maksymalne obciążenie linii nie jest znane, można je przyjmować równe

gdzie:

In1 – prąd znamionowy przekładnika prądowego współpracującego z terminalem polowym.

MUSI być spełniona zależność:

w której:

kb – współczynnik bezpieczeństwa – zalecana wartość to 1,5, wyjątkowo można przyjąć 1,2 dla linii silnie obciążonych.

W praktyce – im większa wartość X1, to mniejsza może być wartość kRX.. Wynika to z faktu, że rezystancja łuku podczas zwarć międzyfazowych ma mniej więcej wartość stałą i im większa rezystancja linii, tym jej stosunek do reaktancji linii maleje.

6.  Funkcje dodatkowe

6.1. Parametry pętli zwarciowej

Jak każde zabezpieczenie, podimpedancyjne także generuje raporty. Podstawowe dane to czas wystąpienia zdarzenia, podanie strefy w której nastąpiło zadziałanie oraz zmierzone wartości R oraz X wtórne (wynikające z wielkości doprowadzonych na zaciski terminala), które pozwalają ocenić poprawność pomiaru impedancji. Dodatkowo wyprowadzone są wartości pierwotne tych parametrów, które mogą ułatwić dokładną lokalizację zwarcia w linii. Ta lokalizacja nie będzie tak dokładna, jak w liniach o napięciu 110 kV lub wyższym, ponieważ linie SN przeważnie są porozgałęziane i niejednolite. Czasem zdarzają się linie bez odgałęzień i jednolite, gdzie podzielenie zmierzonej reaktancji przez reaktancję jednostkową (w przybliżeniu 0,4 Ω/km dla linii napowietrznych i 0,1 Ω/km dla kablowych) pozwoli na ocenę odległości. W pozostałych przypadkach przy znajomości konfiguracji linii (a dyspozytor ma ją dokładnie podaną) można wstępnie wytypować możliwe miejsca zwarć. Pierwsza strefa zabezpieczenia, która wg zasad podanych w punkcie 4 będzie miała dość mały zasięg, wskaże reaktancję do miejsca zwarcia tylko w nielicznej części przypadków, ale w miarę dokładnie. Do pierwszego punktu zabezpieczeniowego rozgałęzienia mogą być nieliczne.

Większa część zwarć w liniach będzie wykrywana przez zabezpieczenie I>, poza zasięgiem strefy 1. Jeśli w konkretnej linii uznaje się za przydatne pozyskanie danych o reaktancji do miejsca zwarcia, należy uruchomić strefę 3 bezkierunkową z działaniem na sygnał.

6.2. Sprawdzenie kierunkowości

W polach linii SN istnieje pewna niejednolitość szczegółów łączenia przekładników prądowych , ale i – rzadziej – samych obwodów pierwotnych. Może się okazać, że założono pomiar impedancji linii „do przodu”, a wynik został umieszczony, jakby był pomiar „do tyłu” z powodu zamieszania ze sposobem podłączania przekładników prądowych. Prowadzi to do braku zadziałania zabezpieczenia podczas zwarć w linii.

W celu ułatwienia sprawdzenia prawidłowości połaczeń jest możliwy w terminalu do wykonania test dostępny tylko z poziomu programu CZIP®-SET. Należy go wykonać tylko po uruchamianiu po lub przełączeniach w obwodach wtórnych. Tragicznym błędem byłoby podłączenie jednego z przekładników inaczej niż pozostałych dwóch.

Przystępując do testu należy bezwzględnie znać kierunek mocy czynnej w polu. Zaleca się wykonywanie testu, kiedy moc płynie od szyn zbiorczych w kierunku linii. W liniach, do których przyłączone są tylko elektrownie lokalne. możliwy jest tylko kierunek przepływu do szyn zbiorczych. Podczas wykonywaniu testu wszystkie zabezpieczenia w terminalu pracują normalnie.

Po wykonaniu testu na ekranie komputera pokażą się trzy fazory odnoszące się do impedancji pomiarowej wynikającej z obciążenia linii. Prawidłowo te trzy fazory powinny być w I lub ewentualnie IV ćwiartce (przy rzadko spotykanym obciążeniu pojemnościowym), a ich moduły nie powinny się różnić od siebie więcej, niż to wynika z asymetrii obciążenia linii. Jeśli wszystkie trzy fazory znajdują się w ćwiartce III lub II (rzadziej) to w zabezpieczeniu należy wybrać w uruchomionej strefie opcję „do tylu”. Jeśli jeden z fazorów jest odwrócony w stosunku do dwóch pozostałych o około 180º, to należy sprawdzić cały układ połączeń przekładników prądowych. Kąt impedancji wszystkich trzech fazorów powinien być mniej więcej jednakowy, bo przeważnie obciążenie wszystkich faz ma podobny charakter co do tzw. cos φ. Odwrócenie lub obrócenie fazorów może nastąpić także przy błędach w układzie przekładników napięciowych, ale są one znacznie rzadsze.

7. Współpraca zabezpieczeń nadprądowych i podimpedancyjnego

Obecnie zakłada się, że zabezpieczenie podimpedancyjne będzie uzupełnieniem zabezpieczeń nadprądowych od skutków zwarć międzyfazowych, na razie tylko w polach liniowych w GPZ-tach i rozdzielniach sieciowych. „Na razie” odnosi się do tego, że być może uda się je zastosować w sterownikach reklozerów. W szczególności to zabezpieczenie ma poprawić wybiorczość zabezpieczenia wyłączającego zwarcia w pobliżu szyn zbiorczych, jeśli istnieją problemy z wybiorczością zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego (czasem nazywanego wysokonastawionym lub II stopniem zabezpieczenia nadprądowego).

Nastawy impedancji i czasu nie mają żadnego wpływu na zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne, dla którego należy stosować zasady opisane np. w [1].

Nie ma potrzeby uruchamiania zabezpieczenia Z<, jeśli spełniony jest warunek:

czyli bez problemu uzyskuje się wybiorczość i ochronę początkowego odcinka linii.

W krytycznych sytuacjach można narazić fragment linii (to nie będzie na jej samym początku przy szynach zbiorczych) na przegrzanie i to tylko podczas zwarć trójfazowych, można analizować tylko nierówność

Przyjmując najmniejszy możliwy współczynnik czułości kc=1,2 oraz najmniejszy dopuszczalny współczynnik bezpieczeństwa kb=1,2 otrzymuje się warunek, kiedy wystarczające będzie zabezpieczenie zwarciowe nadprądowe

Zmieniając strony nierówności i wprowadzając wartości współczynników otrzymuje się warunek, kiedy nie ma potrzeby uruchamiania członu podimpedancyjnego:

Lepiej jednak przyjąć kc = 1,5, jak to jest dla zabezpieczeń nadprądowych i zastosować wymaganie

Jeśli warunki podane w zależnościach (13) lub (14) nie są spełnione, istnieją dwa przypadki:

1. Kiedy przy żądaniu zachowania selektywności zabezpieczenia podczas zwarcia o maksymalnym prądzie ma czułość mniejszą niż 1,2 – uruchomić należy tylko zabezpieczenie podimpedancyjne. Zawiera to formuła

gdzie:

 – maksymalny prąd zwarciowy na szynach zasilających linię.

Po wstawieniu wartości współczynników otrzymuje się warunek, kiedy nie ma uzasadnienia dla wprowadzania zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego

Przykład takiego przypadku jest na rys.3.

2. Kiedy przy uzyskaniu selektywności zasięg zabezpieczenia jest zbyt mały – czyli nie ma właściwej czułości, ale objęty jest chociaż mały fragment linii – wówczas warto uruchomić obydwa zabezpieczenia. Zachodzi to wówczas, jeśli

i

przy kc=1,2 oraz kb =1,2 czyli

Wprowadzenie kryterium Z< zastępuje tylko zabezpieczenie I>> i nie narusza zasad nastawiania zabezpieczenia I> w miejscu zainstalowania, ani zasad doboru nastaw zabezpieczeń nadprądowych w następnych częściach linii.

8. Wnioski

Współcześnie w sieciach SN zabezpieczenia odległościowe nie są stosowane. Nie było widać takiej potrzeby, ale warto sobie przypomnieć lata 70. ubiegłego wieku, kiedy w naszych liniach SN spotykane było zabezpieczenie typu RD-10. Było przeznaczone dla sieci skompensowanych i z izolowanym punktem neutralnym. Co prawda pochodziło z NRD, a tam (w Niemczech do dzisiaj) nawet sieci 110 kV pracowały jako skompensowane.

Można podać następujące powody, dla których wprowadzono zabezpieczenie podimpedancyjne w systemie CZIP®:

  • wprowadzanie do sieci reklozerów, w związku z czym następuje potrzeba uzyskania selektywności pomiędzy zabezpieczeniami zwarciowymi, a skracają się odcinki linii pomiędzy punktami zabezpieczeniowymi,
  • coraz silniejsze różnicowanie maksymalnej i minimalnej wartości prądu zwarciowego z powodu przyłączania do sieci SN elektrowni lokalnych,
  • wprowadzanie elektrowni lokalnych z przetwornikami DC/AC, w których prąd zwarciowy jest tylko o 10% większy od znamionowego.

Wobec wielu wad zabezpieczeń nadprądowych, szczególnie zwarciowego I>> oraz powszechnego wprowadzania wyłączników w głębi sieci, taka potrzeba występuje.

Zaproponowano tutaj zabezpieczenie podimpedancyjne (nazwa „odległościowe” w liniach SN jest niewłaściwa), które wykrywa tylko zwarcia międzyfazowe. Ma bardzo nieskomplikowaną charakterystykę, aby nastawianie go było możliwe przez osoby nie będące specjalistami w tej dziedzinie.

Przydatność tego zabezpieczenia musi zostać sprawdzona w praktyce, ale duży optymizm odnośnie jego właściwości wynika z problemów z uzyskaniem selektywności przez zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe.

Wszystkie terminale polowe CZIP®-PRO w aplikacjach dla pól liniowych (1L, 1E, 1Z) są standardowo wyposażone w funkcję zabezpieczenia podimpedancyjnego. Będzie również udostępniona aktualizacja oprogramowania dla urządzeń już pracujących na obiektach. Podczas najbliższych targów „ENERGETAB 2019”, zaprezentowane zostaną też nowe funkcje pomocnicze, które ułatwiają zastosowanie zabezpieczenia podimpedancyjnego i lokalizację miejsca zakłócenia w linii.

Literatura

[1] Hoppel W.: Sieci średnich napięć. Automatyka zabezpieczeniowa i ochrona od porażeń. Warszawa, PWN, 2017 r.

[2] Żydanowicz J.: Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa, tom I. Warszawa, WNT, 1966 r.

Relpol S.A.
Witold Hoppel
Władysław Sieluk
Dariusz Czarnecki
Andrzej Dawidowski

Click to comment

Leave a Reply

Twój adres email nie zostanie opublikowany. Pola, których wypełnienie jest wymagane, są oznaczone symbolem *

To Top