1

1. Elektroenergetyczna Automatyka Zabezpieczeniowa

(EAZ) jest często określana

skrótowo jako:

•

automatyka zabezpieczeniowa,

•

zabezpieczenia elektroenergetyczne,

•

zabezpieczenia przekaźnikowe,

•

zabezpieczenia.

EAZ jest dziedziną automatyki elektroenergetycznej zajmującą się procesami samoczynnego

zapobiegania i eliminacji zakłóceń w systemie elektroenergetycznym (eLen.). Pełni ona funkcje obronne i
ma bardzo istotny wpływ na pewność pracy systemu eLen. Urządzenia EAZ kontrolują pracę
poszczególnych elementów systemu eLen. i pełnią funkcje decyzyjne - ostrzegawcze lub wyłączające
(eliminacyjne) w razie zagrożenia lub wystąpienia zakłócenia.

Ze względu na warunki i pewność pracy systemu el.en. rozróżnia się cztery stany Jego pracy:

1. Stan normalny - w którym system pracuje planowo. Nie występują nigdzie przekroczenia

parametrów ilościowych i jakościowych wytwarzanej i przesyłanej energii. Topologia sieci jest zgodna z
planowaną, nie reagują urządzenia ostrzegawcze.

2. Stan zagrożenia - w jednym lub kilku elementach systemu eLen. wystąpiły przekroczenia wartości

wielkości trwale dopuszczalnych. Wzrasta prawdopodobieństwo zaburzenia lokalnego o trudnych do
przewidzenia następstwach. Reagują urządzenia ostrzegawcze EAZ. Topologia sieci ciągle bez zmian.
Należy podjąć działania zapobiegawcze.

3. Stan zakłóceniowy (awaryjny) - wskutek uszkodzenia izolacji, ubytku generacji lub innej

przyczyny występuje (zazwyczaj skokowo) groźne zaburzenie w pracy elementu (obiektu) lub fragmentu
systemu el.en. Działają urządzenia EAZ. Następuje zmiana topologii sieci o zakresie i skutkach zależnych
od miejsca i rodzaju zakłócenia. Należy podjąć działania zmierzające do przywrócenia stanu normalnego
fragmentu systemu el.en. dotkniętego awarią.

4. Stan pozakłóceniowy (poawaryjny) - w którym działają urządzenia EAZ samoczynnego

przywrócenia topologii sieci. Podejmuje się działania operacyjne przywracające stan quasi-normalny
systemu el.en. Stopniowo przywraca się zasilanie odbiorców. Następuje asymptotyczny powrót systemu
el.en. do stanu normalnego.

2. Wymagania stawiane urządzeniom EAZ

Zabezpieczenia el.en. powinny spełniać następujące wymagania podstawowe:

1.

Niezawodność działania.

2.

Wybiórczość (selektywność).

3.

Szybkość działania.

4.

Czułość działania.

Niezawodność działania jest definiowana jako: "stała gotowość urządzeń EAZ do działania, gdy to
działanie jest potrzebne, przy czym nie mogą występować zadziałania zbędne". Tak zdefiniowana
niezawodność zawiera w sobie dwa rodzaje niezawodności:

· niezawodność czynną - jako działania potrzebne;
• niezawodność bierną - jako brak działań zbędnych.

Wybiórczość (zwana też selektywnością) EAZ jest definiowana jako zdolność do działania i wyłączania
spod napięcia tylko tego elementu (obiektu) systemu el.en., który uległ uszkodzeniu, aby zapewnić
poprawne warunki pracy pozostałym jego elementom i zminimalizować skutki zakłócenia dla odbiorców
energii elektrycznej. Wymaganie tak definiowane nie wymaga raczej komentarza.
Szybkość działania EAZ - wymaga się, aby zabezpieczenia działały możliwie jak najszybciej, ze względu
na ograniczenie szkód w miejscu zwarcia lub na wymagania równowagi dynamicznej współpracujących
generatorów synchronicznych, i bez utraty wybiórczości.
Pierwsze z tych wymagań (szkody w miejscu zwarcia) jest oczywiste, przy czym jest ono szczególnie
istotne w odniesieniu do zwarć w maszynach elektrycznych (generatory, silniki, transformatory). Dla
zachowania równowagi dynamicznej generatorów istotne jest pojęcie czasu krytycznego (tk)' Czas ten
odnosi się do eliminacji zwarć trójfazowych w pobliżu generatorów. Sumaryczny czas zadziałania
zabezpieczenia i wyłącznika nie powinien przekraczać czasu krytycznego, który w krajowym przesyłowym
systemie el.en. 220 kV i 400 kV określono na 0,13 s.

2

Czułość odnosi się do członów pomiarowych
(decyzyjnych) EAZ i jest definiowana jako
"zdolność zabezpieczenia do reagowania na
objawy zakłócenia". Miarą czułości zabezpieczeń
są tzw. współczynniki czułości, określane w różny
sposób w zależności od kryterium działania
danego zabezpieczenia. Na przykład dla najprost-
szego

nadprądowego

zabezpieczenia

jego

współczynnik czułości określa stosunek wartości
prądu zwarciowego w danym obiekcie do
wartości

prądu

rozruchowego

(reakcji,

pobudzenia) tegoż zabezpieczenia.

a)

rezerwowanie zdalne

b)

rezerwowanie lokalne

3. Przekładniki prądowe

Typowym rozwiązaniem tego urządzenia jest obecnie indukcyjny przekładnik prądowy z żelaznym

rdzeniem magnetycznym. Z uwagi na szeregowe włączenie przekładnika prądowego w obwód pierwotny

jego układ pracy na rysunku a)

Podstawowymi parametrami przekładnika są:

•

prądy znamionowe

•

moc znamionowa

•

klasa dokładności,

•

znamionowy współczynnik granicznej dokładności.

Przekładniki

główne

mają

znormalizowany

szereg

prądów

pierwotnych

(l;n): 50,

75, 100, 150, 200 A,). Znormalizowane wartości

znamionowych prądów wtórnych

(l2n)

wynoszą natomiast: 5 A, 1 A, 2 A.

4. Przekładniki napięciowe

Przekładniki napięciowe stwarzają w automatyce zabezpieczeniowej o wiele mniej problemów niż

przekładniki prądowe. Istnieją dwa rodzaje konwencjonalnych przekładników napięciowych:

·

przekładniki indukcyjne,

• przekładniki pojemnościowe.

Niezależnie od wykonania przekładników ich napięcia wtórne są zestandaryzowane i wynoszą Gako
napięcia międzyprzewodowe): 100, 110 lub 120 V. W Polsce i w Europie jest to napięcie 100 V. Zależnie
od potrzeb przekładniki napięciowe mogą w układach trójfazowych mierzyć napięcia tylko
międzyprzewodowe

lub

międzyprzewodowe i fazowe (względem
ziemi),
Przekładniki do pomiaru napięć fazowych
i międzyprzewodowych nie mogą być
łączone międzyprzewodowo, gdyż ich
jeden

biegun

(N)

ma

izolację

niskonapięciową. Ponadto przekładniki te
mają zwykle 2 lub 3 uzwojenia wtórne.
Uzwojenie drugie lub trzecie jest łączone
w tzw. otwarty trójkąt dla uzyskania
napięcia

kolejności

zerowej,

charakteryzującego zwarcie doziemne w
sieci.

3

Przekładniki indukcyjne są to transformatory jednofazowe z rdzeniem żelaznym, specjalnego

wykonania, odpowiednio izolowane. Ich własności metrologiczne zarówno w stanach ustalonych, jak i
przejściowych są bardzo dobre. Są stosowane do napięć od niskich począwszy do 110 kV włącznie.

Przekładniki pojemnościowe. Pojemnościowy przekładnik napięciowy składa się z dwóch

głównych elementów: pojemnościowego dzielnika napięcia i indukcyjnego transformatora
pośredniego

5.Filtry składowych symetrycznych

Służą do wydzielania z układu trójfazowego odpowiednich składowych symetrycznych prądu lub napięcia.
Zgodnie z teorią, poszczególne składowe określają poniższe wyrażenia (na przykładzie napięć):

Filtry składowych symetrycznych

mogą być realizowane jako analogowe
lub cyfrowe. Tu zostaną omówione
pokrótce filtry analogowe, głównie te,
które mogą być realizowane w prosty
sposób

na

bazie

samych

prze-

kładników.

W ogólnym przypadku analogowy

filtr określonej składowej
symetrycznej lub ich kombinacji
liniowej może być realizowany w
układzie jak na rys. 3.5.

Filtry prądu kolejności zerowej (lo).

Realizowane są głównie przez sumowanie prądów fazowych

(wtórnych) trzech faz lub przepływów prądów pierwotnych w oknie specjalnego przekładnika.
Rozwiązanie pierwsze jest nazywane układem Holmgreena, a drugie przekładnikiem Ferrantiego

Filtry napięcia kolejności zerowej (Uo) Realizowane są najczęściej na bazie drugich uzwojeń
wtórnych przekładników napięciowych, połączonych w tzw. otwarty trójkąt.

6. Przekaźniki pomiarowe

Przekaźniki pomiarowe (główne) dzielą się na dwie podstawowe grupy:

1) przekaźniki pomiarowe jednowejściowe,
2) przekaźniki pomiarowe wielowejściowe.

Przekaźniki jednowejściowe reagują na jedną wielkość fizyczną doprowadzoną do ich obwodu

pomiarowego, którą najczęściej jest prąd

lub

napięcie. Przekaźniki wielowejściowe mają doprowadzone

kilka wielkości fizycznych. Najczęściej są to prądy i napięcia. Przekaźniki te reagują na konstrukcyjnie
określone relacje wielkości pomiarowych w dziedzinie amplitudy

lub

fazy,

lub

też amplitudy i fazy.

Obraz graficzny, w wybranym układzie współrzędnych, krzywych rozgraniczających obszary działania i
stanu niedziałania (spoczynku) przekaźnika jest nazywany jego charakterystyką pomiarową

Przekaźniki jednowejściowe

Najczęściej stosowanymi w EAZ tego rodzaju przekaźnikami są:

l) przekaźniki prądowe,

2)

przekaźniki napięciowe,

3)

przekaźniki cieplne,

4) przekaźniki częstotliwościowe.
Mogą występować w wykonaniu o działaniu bezzwłocznym

lub

zwłocznym.

Działanie zwłoczne może być niezależne od wartości wielkości wejściowej zasilającej (pomiarowej)

lub

zależne, dlatego rozróżnia się przekaźniki o charakterystyce niezależnej i zależnej. W wykonaniu
analogowym charakterystykę niezależną uzyskuje się przez połączenie przekaźnika pomiarowego
bezzwłocznego z przekaźnikiem czasowym

4

Przekaźniki cieplne. Stanowią specjalną kategorię jednowejściowych przekaźników pomiarowych

zależnych i ich charakterystyka pomiarowa ma odwzorowywać, w miarę możliwości, proces cieplny
zachodzący pod wpływem prądu w chronionym obiekcie. Służą zatem do zabezpieczeń od przeciążeń
różnych obiektów elektroenergetycznych, w tym głównie silników wysokiego napięcia. Są zasilane prądem
zabezpieczanego obiektu· i stanowią pewien rodzaj jego modelu cieplnego (na ogół daleko odbiegający od
ideału). Przekaźnik ma zadziałać po osiągnięciu dopuszczalnej długotrwale temperatury izolacji obiektu
chronionego, po czasie zależnym od krotności prądu mierzonego w
relacji do jego wartości rozruchowej.

Dla przekaźnika cieplnego określa się dwie charakterystyki:

a)

charakterystykę działania ze stanu zimnego,

b) charakterystykę działania ze stanu nagrzanego.
Wychodząc z równań procesu cieplnego ciała jednorodnego,

nagrzewanego ciepłem wydzielonym przez prąd na jego rezystancji,
otrzymuje się równania charakterystyk działania (pomiarowych)
przekaźnika cieplnego:

Przekaźniki częstotliwościowe. Częstotliwość znamionowa w systemie eLen. wynosi 50 Hz lub 60

Hz, zależnie od kraju. Przekaźniki częstotliwościowe są przeznaczone do kontroli częstotliwości systemu
eLen. i działania przy jej wyraźnych odchyleniach od

wartości znamionowej. Budowane są jako

niedomiarowe (podczęstotliwościowe) lub nadmiarowe (nadczęstotliwościowe). Najszersze zastosowanie
znajdują przekaźniki podczęstotliwościowe, służące do samoczynnego odciążania systemu eLen. (SCO)
przy spadku częstotliwości wywołanym awaryjnym deficytem mocy czynnej (nagły ubytek generacji lub
wzrost obciążenia).

Obecnie przekaźniki te są realizowane w wykonaniu cyfrowym. Pomiar częstotliwości odbywa się na

zasadzie zliczania ilości próbek w ciągu półokresów przebiegu sinusoidalnego napięcia sieci. Działają na
ogół w połączeniu z przekaźnikiem czasowym. Stosowane są też przekaźniki reagujące na szybkość spadku
częstotliwości

Przekaźniki wielowejściowe
Przekaźniki i zabezpieczenia kierunkowe

Identyfikacja ta polega na pomiarze kąta przesunięcia
fazowego między prądem

i

napięciem na zaciskach

przekaźnika. Realizuje to odpowiedni komparator
fazowy. Teoretyczną charakterystykę przekaźnika
kierunkowego na płaszczyźnie relacji sygnałów
pomiarowych

UlI

=

Z stanowi prosta dzieląca

płaszczyznę

Z=R

+

jX

na dwie półpłaszczyzny i

przechodząca przez początek układu współrzędnych.
Rzeczywista charakterystyka odbiega nieco od tego
ideału. Ponadto przekaźniki kierunkowe elektroniczne
mogą realizować charakterystykę kierunkową w postaci dwóch półprostych

Przekaźniki i zabezpieczenia różnicowe

Przekaźniki różnicowe są przeznaczone do układów zabezpieczeń różnicowych,
których rozróżnia się dwa rodzaje:
a) zabezpieczenia różnicowe wzdłużne,
b) zabezpieczenia różnicowe poprzeczne.
Zabezpieczenia różnicowe należą do klasy
zabezpieczeń porównawczych, odznaczających
się wysoką szybkością i naturalną wybiórczością
działania.

Zabezpieczenie

różnicowe

wzdłużne

kontroluje prądy wejściowe i wyjściowe za-
bezpieczanego . obiektu. Prądy te w ,,zdrowym"
obiekcie (generator, transformator, silnik, linia

5

itp.) są sobie równe lub istnieje między nimi ścisła zależność liniowa <lwej

=

li

lwyj). W trakcie zakłócenia

zwarciowego w obiekcie, następuje utrata dotychczasowych współzależności między kontrolowanymi

prądami.

Kryterium

działania

zabezpieczenia jest różnica między
kontrolowanymi

prądami

sprowadzonymi do jednego poziomu.
Kryterium to realizuje przekaźnik
różnicowy.

W

rzeczywistych

warunkach

wszakże, w czasie normalnej pracy
obiektu, a zwłaszcza przy zwarciach
zewnętrznych

(poza

strefą

chronioną),

w

obwodzie

po-

przecznym

(różnicowym)

zabezpieczenia prąd IR ::/; O. Pojawia
się wtedy prąd (IR

=

lu),

zwany

prądem uchybowym lub prądem
wyrównawczym.

Wynika

on

z

nieidentyczności

charakterystyk

magnesowania

konwencjonalnych

przekładników prądowych, a ogólnie
z różnicy błędów pomiaru dowolnego
rodzaju

przekładników

zastosowanych

w

układzie

zabezpieczenia różnicoweg

Przekaźniki odległościowe

Przekaźniki odległościowe służą głównie do zabezpieczeń linii el.en. Działają one na zasadzie

pomiaru impedancji pętli zwarciowej od miejsca zainstalowania przekaźnika do miejsca zwarcia.
Impedancja ta jest proporcjonalna do odległości miejsca zwarcia, więc jest to pośredni pomiar odległości i
stąd nazwa "przekaźnik odległo-
ś

ciowy".

W celu zapewnienia wybiórczości
czas zadziałania przekaźnika jest
uzależniony

od

zmierzonej

odległości zwarcia t

=

f

(l),

której

miarą jest impedancja lub jej skła-
dowe (najczęściej reaktancja X).
Zasadę tę ilustruje rys. 4.19

Na rysunku 4.19 pokazano

charakterystykę

t

=

f(

1)

przekaźników l i 3, o tej samej orientacji kierunkowej; tak samo wyglądają charakterystyki przekaźników 2
i 4, o przeciwnej orientacji kierunkowej. W sieci przesyłowej wielokrotnie zamkniętej przekaźniki
odległościowe muszą mieć własności kierunkowe.

Ukazana tu charakterystyka

t

=

f(

1) jest charakterystyką schodkową, nosi nazwę omowo-czasowej i

zapewnia najkrótszy średni czas eliminacji zwarcia w linii. Wyróżnia się w niej strefy omowe (ZI, Zn ... ) i
stopnie czasowe

(tI,

tn ... ).

Są one w przekaźniku nastawialne w odpowiednim zakresie, przy czym czas

tI

jest zwykle nastawiony na O s i przekaźnik w strefie

ZI

działa wtedy z czasem własnym. Strefa ta bywa

nazywana "strefą szybką", a czas w niej działania "czasem szybkim".

Rodzaje przekaźników odległościowych. Rozróżnia się dwa podstawowe rodzaje przekaźników

odległości owych, których odmienność uwydatnia się wyraźnie w rozwiązaniach analogowych. Są to:

a)przekaźniki jednosystemowe, .
b) przekaźniki wielosystemowe.

6

Rozróżnienie to odnosi się do liczby członów mierzących przekaźnika.

Przekaźnik jednosystemowy ma jeden człon mierzący, do którego w trakcie zwarcia doprowadzane są

odpowiednie wielkości napięcia i prądu pętli zwarciowej, w zależności od rodzaju zwarcia. Zwarcie
wykrywają i identyfikują jego rodzaj człony rozruchowe przekaźnika, które oddziałują na układ logiczny
doprowadzający wybrane wielkości pomiarowe do wejść członu mierzącego. Przekaźniki te, ze względu na
relatywnie długi czas własny działania (w strefie pierwszej 50-100 ms),stosowane są głównie w sieciach
przesyłowo-rozdzielczych (w Polsce 110 kV) i w specjalnym (uproszczonym) wykonaniu w sieciach
rozdzielczych ŚN.

Przekaźniki wielosystemowe budowane są w wykonaniu sześciosystemowym i włączone trwale na 6

różnych kombinacji prądu i napięcia: trzy międzyfazowe

(A-B, A~C

i

B-C)

oraz trzy fazowe

(A-O, B-O,

C-O).

Rola członów rozruchowych tych przekaźników ogranicza się do odróżnienia stanu zwarcia od stanu

normalnej pracy linii, to znaczy odblokowania (uruchomienia funkcji) przekaźnika w trakcie zwarcia, który
normalnie pozostaje w stanie spoczynku. Przekaźniki te odznaczają się bardzo szybkim działaniem (20-30
ms) w strefie pierwszej i stosowane są dziś powszechnie

7 Zabezpieczenia generatorów

Generatory synchroniczne, jako źródła energii w systemie el.en., stanowią jedne z najważniejszych jego

obiektów. Generator jest też najdroższym elementem systemu el.en. Szczególnie ważne jest tu zatem
wykrywanie nienormalnych stanów pracy generatorów w celach zapobiegających uszkodzeniom oraz
identyfikacja poważnych zakłóceń w pracy generatora (zwłaszcza zakłóceń zwarciowych) i szybka ich
eliminacja przez wyłączenie z ruchu i odwzbudzenie.

Do najważniejszych zakłóceń elektrycznych i nienormalnych stanów pracy generatora zalicza się:

1)

zwarcia międzyfazowe uzwojeń stojana,

2)

zwarcia zwojowe (międzyzwojowe) uzwojeń stojana,

3)

zwarcia doziemne uzwojeń stojana,

4)

wzrost napięcia roboczego stojana ponad wartość trwale dopuszczalną,

5)

przetężenia wywołane zwarciami zewnętrznymi,

6)

przeciążenia ruchowe uzwojeń stojana,

7)

asymetrię obciążenia,

8)

zwarcia doziemne w obwodzie wzbudzenia,

9)

zwarcia doziemne podwójne w obwodzie wzbudzenia,

10)

utratę wzbudzenia,

11) utratę synchronizmu (poślizg biegunów).

W zależności od stopnia zagrożenia dla generatora

lub

sieci zabezpieczenia generatora mogą realizować

różne zadania, a mianowicie:

a) powodować otwarcie wyłącznika głównego i transformatora odczepowego (w układach

blokowych),

b)powodować zamknięcie zaworu odcinającego dopływ pary do turbiny,

c) powodować samoczynne odwzbudzenie generatora (poprzez urządzenie SGP - samoczynne

gaszenie pola),

d) sygnalizować ostrzegawczo nienormalny stan pracy (np. przeciążenie) generatora.

Zabezpieczenia generatorów dzielą się na dwie podstawowe grupy: a) zabezpieczenia stojana i b)

zabezpieczenia wirnika i obwodów wzbudzania. Do grupy pierwszej należą zabezpieczenia: l) od zwarć
międzyfazowych, 2) od zwarć zwojowych, 3) od zwarć doziemnych, 4) od uszkodzeń wskutek
podwyższonego napięcia, 5) od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi, 6) od przeciążeń
ruchowych. grupie drugiej natomiast występują następujące zabezpieczenia: l) od asymetrii obciążenia
(dotyczy prądów stojana, ale to zagraża wirnikowi), 2) od pojedynczego ~arcia w obwodzie głównym
wzbudzenia, 3) od podwójnego zwarcia w obwodzie ównym wzbudzenia, 4) od utraty wzbudzenia, 5) od
utraty synchronizmu (poślizgu biegunów).

Z punktu widzenia ochrony turbozespołu (parowego) jako całości można wyróżnić urządzenia

zabezpieczające turbozespół (głównie turbinę). Są to zabezpieczenia:

l) od pracy silnikowej turbozespołu (kondensacyjnego),

2)od utraty próżni w skraplaczu,
3)od poosiowego przesunięcia wału turbozespołu,

7

4) od utraty ciśnienia oleju smarowniczego i zasilania serwomechanizmów.

Skuteczność działania wymienionych zabezpieczeń elektrycznych wspomagają .dzenia:

l) gaszące samoczynnie pole magnetyczne wirnika (zwane potocznie SGP),

2)przeciwpożarowe
3) zamykające samoczynnie dopływ pary (lub wody) do turbiny.

Z punktu widzenia bezpieczeństwa samego generatora, bardzo ważną rolę odgrywa urządzenie SGP, które

zapewnia skuteczność działania zabezpieczeń podczas zwarć w uzwojeniach maszyny.

Zabezpieczenia od zwarć międzyfazowych

Zwarcie międzyfazowe w generatorze jest zjawiskiem bardzo rzadkim, ale niezwykle
groźnym dla niego w skutkach. Dlatego też wszystkie generatory synchroniczne wyposaża się
w działające bezzwłocznie zabezpieczenia od tego rodzaju uszkodzeń. Klasycznym
rozwiązaniem jest tu zabezpieczenie różnicowe,

Zabezpieczenia od zwarć zwojowych

Z rozpływu prądów przy zwarciu zwojowym w generatorze (rys. 5.2) wynikają następujące
wnioski:
• przy zwarciu zwojowym nie może reagować zabezpieczenie różnicowe wzdłużne

generatora, ponieważ prądy na początku i końcu uzwojenia fazy uszkodzonej są sobie
równe;

• w przypadku generatora z dwoma uzwojeniami na fazę prądy w obu gałęziach równoległych
są różne, a ponadto prąd niezrównoważenia

M

fazy uszkodzonej zamyka się przez połączenie

punktów zerowych gałęzi równoległych uzwojeń.
Do identyfikacji zwarć zwojowych w generatorze potrzebne są odrębne, specjalne
zabezpieczenia.
Realizacja zabezpieczenia generatorów z jednym uzwojeniem na fazę polega na
wykorzystaniu różnicy potencjałów między sztucznym punktem zerowym sieci a punktem
zerowym generatora. W trakcie normalnej pracy generatora potencjał jego punktu zerowego
jest praktycznie równy potencjałowi punktu zerowego sieci.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Zwarcia doziemne, rozumiane jako wynik przebicia izolacji uzwojenia jednej fazy

generatora do żelaza statora, należą do najczęstszych i niebezpiecznych dla generatora
zakłóceń zwarciowych...

W miejscu zwarcia: doziemnego powstaje łuk zwarciowy, który wypala żelazo statora,

niszczy izolację między jego blachami stwarzając ognisko prądów wirowych, które dalej
same poszerzają zgorzel żelaza. Rozmiar początkowych uszkodzeń żelaza zależy od wartości
prądu ziemnozwarciowego i czasu jego trwania. Duży prąd, o wartości kilkudziesięciu czy
kilkuset amperów, powoduje poważne uszkodzenia w ciągu kilku lub nawet ułamku sekund.
Prąd o wartości kilku do kilkunastu amperów powoduje podobne uszkodzenia' w ciągu kilku
minut lub kilkunastu sekund. Realizacja zabezpieczeń ziemnozwarciowych generatorów
należy do trudniejszych zagadnień automatyki zabezpieczeniowej . Wynika to stąd, że
wartości naturalnego prądu ziemnozwarciowego są małe w stosunku do znamionowych
prądów obciążenia generatorów. W tych warunkach prądy uchybowe filtrów prądu
kolejności zerowej (prądu ziemnozwarciowego ) mogą osiągać wartości porównywalne z
prądami ziemnozwarciowymi i zabezpieczenie nie może być odpowiednio czułe. Uziemienie
punktu zerowego generatora lub sieci przez odpowiednio dobraną impedancję zwiększa prąd
ziemnozwarciowy i ułatwia realizację zabezpieczenia. Zwiększa się także jego czułość, ale
generator jest narażony na szerszy rozmiar uszkodzeń w trakcie zwarcia wewnętrznego.

8. Zabezpieczenia transformatorów

Zakłócenia w pracy transformatorów mogą występować w wyniku uszkodzeń ich izolacji

lub

innych

elementów bądź też jako stany nienormalnej ich pracy. Do najważniejszych zakłóceń należą:

1)

zwarcia wewnętrzne w uzwojeniach,

2)

zwarcia w polach i na wyprowadzeniach,

3)

zgorzel żelaza rdzenia,

4)

uszkodzenia przełączników zaczepów,

8

Małe transformatory energetyczne (o mocach od kilkudziesięciu do kilkuset kV A), zasilające

odbiorców na niskim napięciu, są zabezpieczone po stronie wysokiego napięcia bezpiecznikami
topikowymi

lub

wydmuchowymi. Transformatory większych mocy (od ok. 1 MV A w górę), w stacjach z

wyłącznikami mocy po stronie górnego napięcia, są wyposażone w odpowiednie zabezpieczenia
przekaźnikowe.

Zabezpieczenia transformatorów można podzielić ze względu na rodzaj zakłóceń, na które reagują.

1.

Zabezpieczenia od uszkodzeń w kadzi transformatora:

a)

zabezpieczenie gazowo-przepływowe (przekaźnik Buchholtza);

b)

zabezpieczenie ciśnieniowe (dla transformatorów bez konserwatora, z poduszką azotową).

2. Zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych w uzwojeniach oraz w polach i na wyprowadzeniach

transformatora:

a)

zabezpieczenie nadprądowe odcinające (dla transformatorów sieciowych małych i średnich mocy
-

Sn

<

10 MV A);

b) zabezpieczenie różnicowe wzdłużne.

Zabezpieczenia od uszkodzeń

w

kadzi

Typowym zabezpieczeniem od uszkodzeń w kadzi i obniżenia poziomu oleju transformatorów z

konserwatorem,. stosowanym od zarania budowy transformatorów energetycznych w izolacji olejowej,
jest zabezpieczenie gazowo-przepływowe w postaci przekaźnika Buchholtza. Przekaźnik jest
zamontowany w rurze łączącej kadź w konserwatorem transformatora. W normalnych warunkach pracy
transformatora wnętrze przekaźnika Buchholtza jest całkowicie wypełnione olejem, a pływaki pozostają w
pozycji z otwartymi zestykami. Jeżeli w kadzi transformatora zacznie wydzielać się powoli gaz
pochodzący z rozkładu oleju lub izolacji uzwojeń, to - uchodząc do góry - zbiera się w przekaźniku i
powoduje obniżanie się w nim poziomu oleju. Wraz z olejem opada najpierw górny pływak jego styki
zamykają się i zostaje wysłany sygnał alarmu. Podobna sytuacja wystąpi wskutek obniżania się poziomu
oleju

Zabezpieczenia

nadprądowe

zwłoczne.

Stosowane

są

dla

typowych

transformatorów

sieciowych,

o

mocach

do

kilkudziesięciu MY A, zasilających
sieci rozdzielcze średniego i niskiego
(rzadziej) napięcia. Zabezpieczenie
instaluje się po stronie zasilającej
(górnego napięcia), w wykonaniu
trójfazowym. Nastawienia prądu rozruchowego i opóźnienia zabezpieczenia do-
konuje się według następujących reguł

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe. Stosowane głównie dla transformatorów podwyższających w sieci

z uziemionym skutecznie punktem zerowym. Transformatory pracujące z trwale uziemionym punktem
zerowym wyposaża się w zabezpieczenie zerowo-prądowe zwłoczne. Natomiast transformatory, które - w
zależności od warunków systemowych - mogą pracować z uziemionym lub izolowanym punktem ze-
rowym, wyposaża się w zabezpieczenie zerowo-prądowe i zerowo-napięciowe. Transformatory z
podparciem od strony dolnego napięcia, a pracujące z trwale izolowanym punktem zerowym po stronie
górnego napięcia w sieci skutecznie uziemionej, wyposażane są tylko w zabezpieczenie zerowo-
napięciowe.

Sens

stosowania

zabezpieczeń ziemnozwarciowych
rezerwowych wynika z wysokiej
ich czułości przy zwarciach z
ziemią

w

sieci

przesyłowej.

Zabezpieczenie zerowo-prądowe,
na

przykład,

nie

musi

być

odstrajane od prądu obciążenia,
więc

może

być

nastawione

prądowo dość nisko.

9

9. Zabezpieczenia silników wysokiego napięcia

Podobnie jak w innych urządzeniach, silniki mogą ulegać uszkodzeniom zwarciowym lub mogą w nich
występować nienormalne stany pracy, które w porę nie usunięte mogą spowodować zwarcia w
uzwojeniach lub uszkodzenia wirnika. Zwarcia

w

silnikach mogą być następujące:

1)

zwarcia doziemne uzwojenia stojana z żelazem lub w kablu zasilającym;

2) zwarcia międzyfazowe w uzwojeniach stojana lub w kablu oraz obwodach pola zasilającego;

3) zwarcia zwojowe (międzyzwojowe ) w uzwojeniach stojana.

Nienormalny stan pracy silnika objawia się jego przeciążeniem. Przeciążenia mogą powodować

przegrzanie uzwojeń stojana lub przegrzanie wirnika. Znaczne przeciążenie prądowe, zwykle krótkotrwałe,
powoduje wcześniejsze przegrzanie izolacji uzwojeń stojana. Niewielkie przeciążenia długotrwałe stają się
natomiast przyczyną wcześniejszego (niż stojan) przegrzania wirnika.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Zabezpieczenie to jest realizowane na bazie kablowego przekładnika ziemnozwarciowego i

dopasowanego do niego nadprądowego przekaźnika, jak na rys. 5.51. Zabezpieczenie działa na wyłączenie
silnika bezzwłocznie lub z niewielkim opóźnieniem (0,5-1,0) s, zależnie od nastawienia prądu
rozruchowego przekaźnika i jakości przekładnika ziemnozwarciowego

F.

Zabezpieczenia od przeciążeń

Zabezpieczenie od przeciążenia wskutek nieprawidłowego rozruchu silnika.

Nieprawidłowy rozruch silnika może wystąpić z różnych przyczyn, w tym technologicznych, i objawia się
znacznym przedłużeniem czasu rozruchu bądź też nawet utykiem silnika. W celu zapobiegania przegrzaniu
uzwojeń stojana silnika stosuje się w takich przypadkach odpowiednie zabezpieczenia. Zazwyczaj jest to
dwufazowe zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne, nastawione na nie więcej niż połowę wartości prądu
rozruchowego

[TS

silnika i nie mniej niż l,5-krotną wartość jego prądu znamionowego. Czas działania

nastawia się nieco dłuższy od czasu t

T

poprawnego rozruchu silnika. Czas ten zazwyczaj określa się

doświadczalnie podczas prób odbiorczych instalacji silnika.
Zabezpieczenia od przeciążeń długotrwałych. Jak już wspomniano we wprowadzeniu do niniejszego
rozdziału, długotrwałe przeciążenie prądowe silnika naraża bardziej na uszkodzenia cieplne wirnik niż
stojan silnika. Zabezpieczeniem od skutków tego rodzaju stanów nienormalnych powinien być specjalny
przekaźnik cieplny,

10. Zabezpieczenia linii elektroenergetycznych

Rozwiązania zabezpieczeń linii elektroenergetycznych zależą od wielu czynników. Jednym z nich jest
rodzaj i rola linii w systemie elektroenergetycznym. Główny wpływ na dobór zabezpieczeń linii
elektroenergetycznych wysokiego napięcia mają następujące czynniki:

l) konfiguracja sieci i sposób jej zasilania,
2)

napięcie robocze sieci,

3)

ważność ruchowa linii,

4)

warunki równowagi dynamicznej sieci,

5)

długość i rodzaj linii (napowietrzna, kablowa),

6)

sposób pracy punktu zerowego sieci,

7)

wartość mocy zwarciowych,

8)

rodzaj zabezpieczeń stosowanych w danej sieci.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Zwarcia doziemne są najczęściej występującym zakłóceniem w sieciach rozdzielczych zarówno

napowietrznych, jak i kablowych. Stanowią one też praprzyczynę większości zwarć międzyfazowych.
Identyfikacja, eliminacja i lokalizacja zwarć doziemnych w sieciach ŚN są jednym z trudniejszych
problemów automatyki zabezpieczeniowej. Prąd ziemnozwarciowy musi być bowiem odfiltrowany z
prądów fazowych linii, których składowe obciążenia mogą wielokrotnie przewyższać wartości
składowych zwarciowych. Wobec ograniczonej dokładności filtrów prądu ziemnozwarciowego
(kolejności zerowej) występuje sytuacja niekorzystnej relacji poziomu sygnału użytecznego do zakłóceń

Zabezpieczenia nadprądowe

W linii doziemionej prąd ziemnozwarciowy przyjmuje wartość najwyższą, więc zabezpieczenia mogą

działać na zasadzie prądowej, nastawione powyżej prądu własnego linii, według formuły

lr

=

k

b

I

cw

10

We współczynniku kb uwzględnia się niedokładności obliczeń ziemnozwarciowego prądu własnego

linii

(lew)

i ewentualny jego wzrost wskutek rozbudowy lub wymiany odcinków danej linii, a także, dla

zabezpieczeń

zwłocznych,

uchyby

przekaźnika

(zwłaszcza

wskutek

odkształceń

prądu

ziemnozwarciowego ). W przypadku zabezpieczeń bezzwłocznych dochodzi rzut przejściowego prądu
doładowania pojemności faz zdrowych sieci, pojawiający się w chwili inicjacji zwarcia

zabezpieczenie nadprądowe powinno spełniać warunek czułości


W przypadku niespełnienia tego warunku stosuje się zabezpieczenie o innej zasadzie działania, na

przykład kierunkowe

Zabezpieczenia kierunkowe. Zabezpieczenia kierunkowe oparte są dziś na kierunku przepływu prądu

biernego pojemnościowego, według formuły

I sin φ

o

> I

ro

gdzie wektorem odniesienia jest

napięcie kolejności zerowej U

o

, zaś Iro

stanowi tu nastawialny prądowy próg
rozruchowy. Reguły nastawień progowej
wartości napięcia odniesienia U

ro

i prądu Iro

są takie same jak w omówionym
zabezpieczeniu admitancyjnym o
własnościach kierunkowych
(susceptancyjnych). W tym sensie czułość
tych zabezpieczeń jest porównywalna