ZABEZPIECZENIA

ELEKTROENERGETYCZNE

Prowadzący
dr hab. inż. W. Korniluk, prof. PB

Wykład 7

5. Elektroenergetyczna automatyka
zabezpieczeniowa linii
przesyłowych

5.1. Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach
przesyłowych

Zakłóceniami najczęściej występującymi w elektroenergetycznych
linach przesyłowych są:

 zwarcia,

 praca niepełnofazowa,

 przeciążenia cieplne,

 kołysania mocy.

Najczęściej występującym zaburzeniem w liniach
elektroenergetycznych przesyłowych są zwarcia. Każde zwarcie wywołuje
zmianę wartości prądów i napięć. Wartość prądu zwarcia gwałtownie
zwiększa się w miarę zbliżanie się miejsca zwarcia do źródła zasilania.

x

s

N

z

Z

Z

U

I





1

,

1

(5.1)

gdzie:
U

N

– napięcie znamionowe sieci,

I

Z

– prąd zwarcia,

Z

S

– impedancja elementów systemu elektroenergetycznego,

Z

X

– impedancja elementów systemu elektroenergetycznego od źródła

zasilania do punktu „X” (miejsca zwarcia).

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Podział zakłóceń zwarciowych przedstawiono na rys.5.1.

Rys. 5.1. Podział zakłóceń zwarciowych

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Częstość występowania zwarć w liniach elektroenergetycznych
przesyłowych wynosi, dla linii o napięciu 220kV – (35) na rok i 100km,

zaś o napięcia 400kV – (13)na rok i 100km. Wartości prądów

zwarciowych wahają się od kilku do kilkudziesięciu kiloamperów.
Wzory do obliczeń prądu zwarciowego początkowego I

k

” dla

poszczególnych rodzajów zwarć wielkoprądowych podano w tab.5.2.

Tab. 5.2. Wzory na obliczanie prądu zwarciowego początkowego

Rodzaj

zwarcia

Wzór

Rodzaj zwarcia

Wzór

Trójfazowe

Dwufazowe z
ziemią

Dwufazowe

Jednofazowe

Zastosowane oznaczenia: Z

1

– impedancja składowej zgodnej sieci widziana w

miejscu zwarcia, Z

2

– impedancja składowej przeciwnej, Z

0

– impedancja

składowej zerowej, C – współczynnik wynoszący 0,95 dla minimalnej wartości
prądu początkowego i 1,1 dla maksymalnej wartości tego prądu.

1

"

3

3Z

cU

I

N

k



2

1

"

2

Z

Z

cU

I

N

k





0

1

"

2

2

3

Z

Z

cU

I

N

E

k





0

2

1

"

1

3

Z

Z

Z

cU

I

N

k







Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Przepływ dużych prądów zwarciowych wywołuje znaczne spadki
napięcia na impedancji pętli zwarciowej, co z kolei zagraża prawidłowej
pracy odbiorów. Przykład kształtowania się napięcia w poszczególnych
punktach układu przesyłowego podczas trójfazowych zwarć metalicznych
w punktach F

1

i F

2

na linii elektroenergetycznej L

AB

przedstawiono na

rys.5.1.

Rys 5.1. Kształtowanie się napięć fazowych podczas trójfazowych zwarć
bezpośrednich w punktach F

1

i F

2

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Każde z rodzajów zwarć bezpośrednich różni się od siebie składowymi
symetrycznymi prądów i napięć w miejscu zwarcia:

 zwarcia trójfazowe charakteryzują się występowaniem tylko

składowej zgodnej prądu,

 zwarcia dwufazowe bez udziału ziemi zawierają zarówno składowe

zgodne

jak i przeciwne prądu i napięcia,

 podczas zwarć z udziałem ziemi, w miejscu zwarcia występują

wszystkie

składowe symetryczne prądów i napięć.

Zwarcia stanowiąc najgroźniejsze ze wszystkich rodzajów zakłóceń,
muszą być w jak najkrótszym czasie wykryte, rozpoznane i wyłączone.
Praca niepełnofazowa w liniach elektroenergetycznych przesyłowych
może być wywołana zerwaniem jednego przewodu trójfazowej linii
napowietrznej lub też niezgodnością położenia biegunów wyłącznika. W
takich przypadkach pojawia się w linii asymetria prądowa, której objawem
jest wystąpienie składowej symetrycznej przeciwnej prądu a także
zerowej. Taki stan pracy linii przesyłowej stwarza zagrożenie termiczne
uzwojeń

generatorów

synchronicznych

spowodowanych

składową

symetryczną prądu wywołaną niesymetrycznym obciążeniem tych
generatorów.
Praca niepełnofazowa w liniach elektroenergetycznych przesyłowych
może

doprowadzić

do

nieprawidłowych

działań

zabezpieczeń

zerowoprądowych kierunkowych.

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Przeciążenia cieplne linii elektroenergetycznych może być
spowodowane przez przekroczenie dopuszczalnej wartości prądu
obciążenia i/lub wzrostem temperatury otoczenia.
Prąd przepływający przez dany element powoduje przyrost
temperatury  w tym elemencie, który wyrazić można zależnością:

2

/

)

/

)(

1

(

g

Tc

t

g

I

I

e











(5.2)

gdzie:


g

– dopuszczalna temperatura graniczna danego elementu,

T

c

– cieplna stała czasowa elementu,

I

g

– dopuszczalny prąd graniczny danego elementu.

Dopuszczalna temperatura graniczna może występować przez
określony czas zwany dopuszczalnym czasem przeciążenia t

g

.

2

)

/

(

1

1

ln

I

I

T

t

g

c

g





(5.3)

Po uwzględnieniu temperatury otoczenia



0

czas trwania przeciążenia

wyraża się wzorem:

2

0

'

)

/

)(

/

1

(

1

1

ln

I

I

Tc

t

g

g

g











(5.4)

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Na rysunku 5.2 został przedstawiony przebieg nagrzewania się
elementu wiodącego prąd z uwzględnieniem temperatury otoczenia



0

.

Rys 5.2. Przebieg nagrzewania elementu wiodącego prąd

Długotrwałe przeciążenia cieplne mogą doprowadzić w konsekwencji
do rozhartowania przewodów linii elektroenergetycznych lub zniszczenia
powierzchni stykowych na złączach.
Kołysania mocy są zakłóceniami charakteryzującymi się okresowymi
zmianami kierunku przepływu mocy. Występują one w liniach wysokich
napięć wielostronnie zasilanych tworzących niezbyt mocne powiązania
między współpracującymi źródłami mocy.
Kołysania mocy uznać można za konsekwencję naruszenia równowagi
statycznej lub dynamicznej pracy systemu elektroenergetycznego w
wyniku:

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

 udarów mocy powodowanych nagłym odciążeniem lub

obciążeniem układu

w wyniku załączenia lub wyłączenia dużych generatorów lub

odbiorów,

 zmiany konfiguracji układu w wyniku manipulacji łączeniowych,

 zakłóceń zwarciowych (zwłaszcza zwarć trójfazowych w pobliżu

szyn

zbiorczych oraz zwarć wyłączanych z dużym opóźnieniem

czasowym).

Skutkiem kołysań mocy są okresowe symetryczne zmiany napięcia i
prądu z częstotliwością od 0,4 do 5Hz, co odpowiada okresowi kołysań
mocy od 2,5 do 0,2s.

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Kołysania mocy można podzielić na:

 synchroniczne - w przypadku kiedy kąt przesunięcia między

wektorami nie

przekroczy określonej dla układu wartości granicznej, a średnia

wartość

zmian równa jest zeru (kąt  dąży do ustalenia się na określonej

wartości);

 asynchroniczne - kiedy średnia wartość zmian kąta  ma tendencje

do

wzrostu, czyli występuje tzw. poślizg kątowy.

Kołysania synchroniczne zanikają stopniowo wskutek zjawiska
tłumienia elektroenergetycznego prądami wirowymi w wirnikach i
uzwojeniach tłumiących generatorów oraz tłumienia mechanicznego.
Kołysania asynchroniczne mogą przekształcić się w kołysania
synchroniczne przy niewielkich rozbieżnościach między prędkościami
kątowymi wirników generatorów.

Tab. 5.3. Wyposażenie linii 110-400 kV w automatykę zabezpieczeniową
wg zaleceń Instytutu Energetyki w Warszawie

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

1)

preferowane rozwiązanie zabezpieczeń podstawowych, możliwe inne (dwa odległościowe

lub dwa

porównawcze),

2)

stosować jeśli mogą wystąpić stanu przeciążeniowe,

3)

stosować jeśli istnieje możliwość wzrostu napięcia o 5% powyżej U

n

,

4)

można zastosować tylko jedno z dwóch zabezpieczeń podstawowych, odległościowe lub

porównawczoprądowe rozszerzone o funkcje odległościowe.

Zakłócenia w elektroenergetycznych liniach przesyłowych

Najczęściej obecnie stosowane w krajowych elektroenergetycznych linii
przesyłowych rodzaje zabezpieczeń przedstawiono w tab.5.4.

Tab. 5.4. Zabezpieczenia stosowane do ochrony krajowych linii przesyłowych

Typ

Producent

Główne przeznaczenie

Rodzaj

REL521

ABB

dla linii 220kV i 400kV

odległościowe

REL561

dla linii WN

różnicowe

PD551

AEG

dla linii 220kV i 400kV (człony
roz ruchowe podimpedancyjne)

odległościowe

PD571

dla linii 220kV i 400kV (człony
roz ruchowe podimpedancyjne)

odległościowe

PSA 513

S1EMETMS

dla linii 220kV i 400kV

odległościowe

7SD51

dla linii WN

różnicowe

5.2. Zabezpieczenie odległościowe

Zabezpieczenie odległościowe jest najbardziej uniwersalnym
zabezpieczeniem linii elektroenergetycznych. Pozwala ono, z możliwie
najmniejszą zwłoką czasową, wybiórczo eliminować zakłócenia zwarciowe
w dowolnie złożonych systemach z dowolną ilością źródeł zasilania. Czas
działania zabezpieczenia jest funkcją mierzonej przez przekaźnik
impedancji (odległości), co oznacza, że zwarcia bliskie miejsca
zainstalowania zabezpieczenia, patrząc od szyn w kierunku chronionej linii,
są wyłączane prawie natychmiast, a dalsze z pewnym opóźnieniem,
według zasady, że im dalej nastąpiło uszkodzenie, tym czas działania jest
dłuższy i odwrotnie.
W celu uzyskania możliwości łatwego odstrajania się od nastaw
poszczególnych zabezpieczeń w ciągu liniowym charakterystyka robocza
zabezpieczenia odległościowego ma kształt linii schodkowej.
Najczęściej wykorzystywana jest trójstrefowa charakterystyka, w której
zasięg poszczególnych stref uzależniony jest od parametrów i konfiguracji
zabezpieczanej linii. Po przyjęciu pewnych uproszczeń, takich jak
jednostronne zasilanie sieci, brak dodatkowych odejść liniowych i
podparcia prądowego na szynach stacji B i C, porównywalne długości
kolejnych odcinków linii, można określić charakterystykę roboczą
zabezpieczenia odległościowego według zależności z tabeli 5.5.

Zabezpieczenie odległościowe

Tab. 5.5. Zasięg stref i czasy działania zabezpieczenia odległościowego linii

Strefa

Zasięg strefy

Czas

działania

Pierwsza

Z

1

= 0,85 Z

AB

t

1

= 0,1s

Druga

Z

2

= 0,85(Z

AB

+ 0,85Z

BC

)

t

2

= t

1

+t

Trzecia

Z

3

= 0,85(Z

AB

+ Z

BC

+

0,85Z

CD

)

t

3

= t

2

+t

Oznaczenia: Z

1

, Z

2

, Z

3

, - impedancja określająca zasięg kolejnej strefy zabezpieczenia

odległościowego; Z

AB

, Z

BC

, Z

CD

- impedancja kolejnych odcinków zabezpieczanej linii; t

1

, t

2

, t

3

–

czas opóźnienia działania na wyłączenie przy zwarciu w danej strefie; t– stopień czasowy

określony wzorem.

Wybiórcze działanie zabezpieczenia odległościowego zapewnia się
wprowadzając do wzorów na zasięg danej strefy współczynnika 0,85,
który uwzględnia błędy przekładników prądowych i napięciowych,
zasilających przekaźnik, rozrzut w działaniu członu pomiarowego
przekaźnika, niedokładność wyznaczenia danych technicznych linii, wpływ
nagrzewania przewodów, itp.

Zabezpieczenie odległościowe

Czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenia odległościowe i strefy
zasięgu poszczególnych zabezpieczeń przedstawiono na rys.5.3.

Rys. 5.3. Czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenia odległościowe linii
elektroenergetycznej

Zabezpieczenie odległościowe

W zabezpieczeniach odległościowych może wystąpić fałszowanie
pomiaru impedancji z następujących powodów:

 sprzężenia magnetycznego występującego w liniach dwutorowych,

 zjawiska spływu prądów w liniach z odczepami,

 kołysania mocy występującego w liniach łączących podsystemy.

Fałszowanie pomiaru impedancji spowodowaną sprzężeniem
magnetycznym eliminuje się poprzez uwzględnienie w algorytmie
pomiarowym wartości prądów odpowiednich składowych symetrycznych
toru równoległego oraz współczynnika sprzężenia pomiędzy liniami.
Fałszowanie pomiaru impedancji w liniach z odczepami spowodowane
tzw. zjawiskiem spływu prądu, czyli spadkiem napięcia od prądu ze stacji
sąsiedniej, można wyeliminowane poprzez:

 wprowadzenie do algorytmu pomiarowego współczynników
rozgałęziowych,

 wyznaczenie wartości impedancji na podstawie trzech pomiarów
impedancji
w trzech stacjach.

Zabezpieczenie odległościowe nie powinno reagować na kołysania
mocy w liniach przesyłowych. Przekaźniki odległościowe w takich liniach
powinny posiadać człon odróżniający stan zwarcia od kołysania mocy.
Odróżnienie to dokonuje się na podstawie pomiaru prędkości zmian:
wartości skutecznej prądu w linii lub impedancji ruchowej.

Zabezpieczenie odległościowe

W liniach przesyłowych zasilanych dwustronnie zabezpieczanych
dwoma zabezpieczeniami odległościowymi zainstalowanymi na obydwu
krańcach linii, tylko 70% długości linii chroniona jest obydwoma
zabezpieczeniami z czasem odpowiadającym pierwszej strefie (tj. z
czasem najkrótszym), pozostałe 30% jest zawsze wyłączane przez jedno z
zabezpieczeń z czasem drugiej strefy.
W liniach elektroenergetycznych przesyłowych najwyższych napięć
(NN) nie można zaakceptować takiego rozwiązania, ponieważ czasy
likwidacji zwarć powinny być jak najkrótsze, ze względu na duże wartości
prądów zwarciowych oraz zagrożenie utratą stabilności dynamicznej
współpracujących ze sobą generatorów.
Przyśpieszenie działania zabezpieczeń odległościowych w liniach
elektroenergetycznych przesyłowych najwyższych napięć uzyskuję się
poprzez zastosowanie łączy telekomunikacyjnych między obydwoma
zabezpieczeniami. Ponadto łącza mogą być wykorzystywane do realizacji
funkcji adaptacyjnych zabezpieczeń, uwzględniających np. zjawisko
spływu prądów zwarciowych, rozpływu składowej zerowej prądu
zwarciowego w liniach dwutorowych.
Współpraca zabezpieczeń odległościowych w celu przyśpieszenia
likwidacji zwarć wielkoprądowych polega na przesyłaniu sygnałów
impulsowych przez dowolne łącze, np. elektroenergetyczną telefonię
nośną (ETN), łącze światłowodowe. W tym celu stosuje i się sygnały
impulsowe wyłączające lub blokujące.

Zabezpieczenie odległościowe

Współpraca zabezpieczeń odległościowych instalowanych na obu
końcach linii przesyłowej jest możliwa dzięki wykorzystaniu łączy
komunikacyjnych.
Układ powiązań zabezpieczeń odległościowych, umożliwiający przesył
sygnałów doprowadzających do wyłączenia linii określany jest jako
współbieżny. Sygnały wyłączające muszą przechodzić przez punkt zwarcia
i w momencie ich przerwania następuje opóźnienie otwarcia wyłącznika.
Sygnał błędny może natomiast spowodować niepotrzebne wyłączenie linii.
Układ współpracy zabezpieczeń, który umożliwia przesył sygnałów
blokujących wyłączenie linii, jest nazywany przeciwbieżnym. W przypadku
sygnałów blokujących nie muszą one przechodzić przez punkt zwarcia,
jednakże brak sygnału może doprowadzić do nieselektywnego działania
zabezpieczeń, sygnał błędny zaś do braku wyłączenia zwarcia.
W liniach dwutorowych zabezpieczenia odległościowe nie powiązane
łączami są narażone na fałszowanie pomiaru impedancji powodowane
przez sprzężenie magnetyczne między torami. Stosując przesył sygnałów
wyłączających i blokujących uzyskuję się poprawę selektywności działania
zabezpieczeń odległościowych. Wykorzystując dodatkowe informacje o
rozpływie składowej zerowej prądu I

o

lub stanie położenia wyłączników lub

uziemników, można w sposób adaptacyjny korygować nastawienia
członów pomiarowych.
Współpraca zabezpieczeń odległościowych za pomocą łączy umożliwia
wyeliminowanie wpływu zjawiska spływu prądu w liniach z odczepami na
poprawność identyfikacji miejsca zwarcia.

5.3. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Stosowanie dodatkowego zabezpieczenia ziemnozwarciowego,
pełniącego funkcję zabezpieczenia rezerwowego, uzupełniającego dla
zabezpieczenia odległościowego wymagane jest ze względu na znaczną
częstość występowania zwarć doziemnych w liniach.
Zabezpieczenie ziemnozwarciowe ma na celu eliminację zakłóceń przy
zwarciach poza strefą działania lub w przypadku zawiedzenia
zabezpieczenia podstawowego. Dodatkowo poprawia ono także
wybiórczość i skraca czas wyłączenia zwarć doziemnych z dużymi
rezystancjami przejścia.
Najczęściej jako zabezpieczenie ziemnozwarciowe linii 110-400kV
stosowane są zabezpieczenia nadprądowe kierunkowe.
Przekaźnik nadprądowy przyłączony jest do filtru składowej zerowej
prądu. Przekaźnik kierunkowy zasilany jest składową zerową prądu z
przekładników prądowych połączonych w układ Holmgreen’a oraz
składową zerową napięcia z drugiego uzwojenia przekładników
napięciowych połączonych w układ otwartego trójkąta.
Zabezpieczenie ziemnozwarciowe ma zróżnicowane wartości
rozruchowe przekaźników nadprądowych reagujących na wzrost wartości
zerowej prądu zwarcia płynącego przez zabezpieczaną linię, przez co
różny jest zasięg obu przekaźników.

Wartość rozruchowa przekaźnika nadprądowego dla pierwszego
stopnia oblicza się z zależności:

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

i

OB

b

r

n

I

k

i

3

1



(5.5)

gdzie:
i

r1

– nastawiona na przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

b

– współczynnik bezpieczeństwa (1,4),

3I

OB

– prąd zwarcia doziemnego w linii na odcinku AB,

n

i

- przekładnia przekładników prądowych.

Takie nastawienie pozwala odstroić się od prądu zwarcia na końcu
chronionej linii AB, a ustalenie czasu opóźnienia między pierwszą a drugą
strefą na t

01

= 0,25s umożliwia szybkie selektywne wyłączenie linii w

przypadku zawiedzenia przekaźnika odległościowego.
Wartość rozruchowa przekaźnika nadprądowego dla drugiego stopnia
zabezpieczenia ziemnozwarciowego oblicza się z zależności:

i

c

OB

r

n

k

I

i

3

2



(5.6)

gdzie:
i

r2

– nastawiona na przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

c

– współczynnik czułości (1,5).

Zadziałanie przekaźnika kierunkowego i nadprądowego o większym
prądzie rozruchowym powoduje wyłączenie z krótszym czasem t

01

,

natomiast o prądzie o mniejszej wartości rozruchowej i

r2

z czasem

dłuższym t

02

.

Przykład koordynacji czasów działania zabezpieczenia
ziemnozwarciowego i odległościowego przedstawiono na rys.5.4.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Rys 5.4. Koordynacja czasów działania zabezpieczenia ziemnozwarciowego
i odległościowego

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Innym, bardziej doskonałym, rozwiązaniem zabezpieczenia
ziemnozwarciowego w sieciach z bezpośrednio uziemionym punktem
neutralnym jest zastosowanie zabezpieczenia zerowoprądowego
kierunkowego. Na rys.5.5. przedstawiono zasadę działania takiego
zabezpieczenia.

Rys. 5.5. Zasada działania zabezpieczenia nadprądowego kierunkowego

W układzie przesyłowym z linią łączącą stacje A i B (rys.5.5) pokazano
kierunki prądów zerowych dla dwóch punktów zwarciowych: F

1

(na linii) i

F

2

(poza zabezpieczaną linią).

Podczas zwarcia doziemnego w punkcie F

1

pomiędzy wektorami U

O

i I

O

mierzonymi za pomocą filtrów składowych zerowych napięcia i prądu,
występuje kąt . Dobierając przekaźnik o określonym kącie wewnętrznym

, można uzyskać maksymalną czułość zabezpieczenia przy przesunięciu

kątowym 90

0

między wektorem I

o

’ a prostą MN, oddzielającą obszar

działania od obszary próbkowania.
Główna zaleta zabezpieczenia zerowoprądowego kierunkowego polega
na wykrywaniu zwarć o znacznych rezystancjach przejściach (kilkaset
omów) w punkcie zwarciowym.
Zastosowanie dwóch zabezpieczeń zerowoprądowych kierunkowych
zainstalowanych na obydwu końcach linii i połączonych łączem
telekomunikacyjnym, pozwala poprawić selektywność i skrócić czas
wyłączania

zwarć

doziemnych.

Schemat

rozwiązania

takiego

zabezpieczenia przedstawiono na rys.5.6.

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Rys.

5.6.

Uproszczony

schemat

współpracy

zabezpieczeń

zerowoprądowych kierunkowych za pomocą łączy

5.4 Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

Zasada działania zabezpieczenia różnicowoprądowego wzdłużnego
sprowadza się do porównania chwilowych wartości prądów płynących na
obu końcach zabezpieczanego odcinka linii.
Strefą chronioną zabezpieczenia różnicowoprądowego nazywamy tę
część urządzeń i przewodów zawartą między przekładnikami prądowymi
na

początku

i

na

końcu

zabezpieczanego

odcinka

linii

elektroenergetycznej.
Zabezpieczenie składa się z dwóch półkompletów zainstalowanych na
obydwu końcach zabezpieczanej linii i połączonych dwużyłowym łączem
kablowym. Porównanie amplitudy prądów może odbywać się bezpośrednio
lub pośrednio, między innymi poprzez porównanie ze sobą napięć
proporcjonalnych do tych prądów lub jednego zastępczego prądu
otrzymanego w wyniku zsumowania w odpowiedni sposób prądów
płynących w trzech fazach linii.
Schematy ideowe zabezpieczeń różnicowoprądowych z łączem
przewodowym pracujących w układzie równoległym przedstawiono na rys.
5.7 natomiast szeregowym na rys.5.8.

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

Rys. 5.7. Schemat ideowy pracy zabezpieczenia różnicowoprądowego
wzdłużnego w układzie równoległym

Rys. 5.8. Schemat ideowy pracy zabezpieczenia różnicowoprądowego
wzdłużnego w układzie szeregowym

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne z łączem
telekomunikacyjnym przewodowym są stosowane w liniach o długości nie
przekraczającej 30km. W dłuższych liniach elektroenergetycznych
wykorzystuje się w takich zabezpieczeniach inne łącza telekomunikacyjne
(ETN, światłowodowe, radiowe). Przykładowa struktura zabezpieczenia z
takim łączem przedstawiona jest na rys.5.9.
Ważną cechą zabezpieczeń różnicowoprądowych wzdłużnych jest
niewrażliwość na czynniki, które przyczyniają się do fałszowania pomiaru
impedancji w zabezpieczeniach odległościowych, takie jak: sprzężenia
magnetyczne w liniach dwutorowych, kołysania mocy, zjawisko spływu
prądów.
Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne posiadają następujące
wady:

 strefa działania ograniczona do odcinka linii podstawowej, bez
możliwości
rezerwowania zabezpieczeń innych obiektów,

 znaczny koszt łącza telekomunikacyjnego,



utrata

zdolności

działania

przy

niesprawnym

łączu

telekomunikacyjnym.

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

Rys. 5.9. Struktura zabezpieczenia porównawczoprądowego linii z
modulacją częstotliwości 1 – przetwornik prądowo-napięciowy, 2 i 6 – filtry
środkowozaporowe, 3 – modulator, 4 – nadajnik, 5 – odbiornik, 7 –
demodulator, 8 - człon róznicowoprądowy, 9 – człon korygujący
przesunięcie między prądami I

A

’

i I

B

’

wskutek transmisji sygnału, 10 –

detektor zakłóceń w transmisji sygnału

Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne

Ważną cechą zabezpieczeń różnicowoprądowych wzdłużnych jest
niewrażliwość na czynniki, które przyczyniają się do fałszowania pomiaru
impedancji w zabezpieczeniach odległościowych, takie jak: sprzężenia
magnetyczne w liniach dwutorowych, kołysania mocy, zjawisko spływu
prądów.
Zabezpieczenia różnicowoprądowe wzdłużne posiadają następujące
wady:

 strefa działania ograniczona do odcinka linii podstawowej, bez

możliwości

rezerwowania zabezpieczeń innych obiektów,

 znaczny koszt łącza telekomunikacyjnego,

 utrata zdolności działania przy niesprawnym łączu

telekomunikacyjnym.

5.5. Zabezpieczenia porównawczofazowe

Zasada działania zabezpieczenia porównowczofazowego polega na
porównania wartości fazy prądów płynących na końcach chronionego
odcinka linii (rys.5.10).

Zabezpieczenia porównawczofazowe

Rys. 5.10. Zasada porównywania argumentów w zabezpieczeniach
porównawczofazowych:

a)

uproszczony

schemat

zabezpieczenia

jednosystemowego; b) obszary działania i blokowania zabezpieczenia

Zabezpieczenia porównawczofazowe

Przekaźniki porównawczofazowych zainstalowane na końcach
chronionego

odcinka

linii

połączone

są

za

pomocą

dwóch

częstotliwościowych kanałów łączności. Informacja o wartości fazy prądów
uzyskana z filtru składowej symetryczne FSS, na początku i końcu linii,
przekształcana jest na jednofazowy prąd lub napięcie. Sygnały S

A

i S

B

proporcjonalne do tego prądu lub napięcia są odpowiednio kodowane i
przesyłane do członów pomiarowych M

B

.

Łącze pilotujące zabezpieczenia jest samoczynnie stale kontrolowane i
w przypadku jego uszkodzenia następuje automatyczne zablokowanie
zabezpieczenia.
W ważnych liniach przesyłowych NN stosuje się trójsystemowe
zabezpieczenia porównawczofazowe, które mają trzy oddzielne systemy
pomiarowe, dla każdej z faz L1 – L3 osobno.
W zabezpieczeniach trójsystemowych spotyka się przekaźniki
porównawczofazowe, które porównują nie tylko dodatnie półokresy
prądów, ale także półokresy ujemne, co bardzo poprawia pewność
działania zabezpieczeń, zwłaszcza gdy w prądzie zwarciowym występują
sygnały nieokresowe.

Zabezpieczenia porównawczofazowe

Trójsystemowe zabezpieczenia porównawczofazowe umożliwiające
porównywanie zarówno dodatnich, jak i ujemnych półfal prądów,
wykorzystują nowoczesne łącza telekomunikacyjne – przede wszystkim
światłowodowe. Wśród wielu ich zalet szczególnie ważna jest łatwość
współpracy z urządzeniami jednofazowego samoczynnego ponownego
załączania linii (JSPZ), gdyż w przeciwieństwie do zabezpieczeń
jednosystemowych nie wymagane jest tu stosowanie wybiorników
fazowych, które stwierdzają zwarcie na określonej fazie danej linii
elektroenergetycznej.

5.6. Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

Doświadczenia eksploatacyjne wykazują, że tylko niewielka część
zakłóceń zwarciowych w napowietrznych, elektroenergetycznych liniach
przesyłowych, powodujących ich wyłączenie ma charakter trwały.
Ogromna większość zwarć, to zwarcia przemijające (60 – 85 %), których
źródłem powstania są najczęściej wyładowania atmosferyczne. Fakt ten
jest wykorzystywany do realizacji automatyki samoczynnego ponownego
załączania, której zadaniem jest ponowne załączenie linii po wyłączeniu
jej przez automatykę zabezpieczeniową.

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

Ponowne automatyczne załączenie linii następuje po przerwie
beznapięciowej potrzebnej na dejonizację przestrzeni połukowej powstałej
w miejscu, gdzie podczas zwarcia pali się łuk elektryczny. Minimalny czas
dejonizacji przestrzeni połukowej w liniach przesyłowych o napięciu 400kV
wynosi około 0,5 s.
Automatykę SPZ klasyfikuję się ze względu na następujące czynniki:

 czas trwania przerwy bezprądowej: SPZ szybki (0,4 – 1,2 s) SPZ

powolny

(2 s – 3 min),

 liczbę torów prądowych, w których wyłącznik jest zamykany i

otwierany: SPZ

jedno i trójfazowe.

W liniach elektroenergetycznych przesyłowych o napięciach od 220kV
wzwyż wyposażonych w wyłączniki złożone z trzech odrębnych
jednobiegunowych kolumn stosuje się jednofazowe SPZ (JSPZ).
Jednokrotny SPZ realizuje następujący cykl połączeń:
wyłączenie – przerwa bezprądowa – załączenie (W-Z).
Jeżeli zwarcie ma charakter przejściowy, to po ponownym załączeniu
linia spełnia swoje zadanie, tak jak przed wystąpieniem zwarcia (udany
cykl SPZ).
W przypadku zwarcia trwałego cykl łączeń przedstawia się następująco:
wyłączenie – przerwa bezprądowa – załączenie – wyłączenie (W-Z-
W) (nieudany cykl SPZ).

W elektroenergetycznych liniach przesyłowych stosowane jest właśnie
SPZ jednokrotne o działaniu szybkim, jedno i trójfazowe z możliwością
wyboru według wariantów:

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

 SPZ jedno i trójfazowe,

 SPZ tylko jednofazowe,

 SPZ tylko trójfazowe.

Linie o napięciach 220kV i 400kV wyposaża się w automatykę SPZ
zaopatrzoną w układ kontroli napięcia na jednym końcu danej linii, w celu
nadzorowania obecności napięcia we wszystkich trzech fazach.
Kontrola obecności napięcia odbywa się za pomocą przekaźników
napięciowych, przy czym napięcie rozruchowe dobiera się o wartości nie
mniejszej niż 70 % napięcia znamionowego.
Automatyka SPZ ma zdolność współpracy z zabezpieczeniami
odległościowymi linii elektroenergetycznych, przy czym sposób tej
współpracy uzależniony jest od obecności łączy telekomunikacyjnych
łączących ze sobą zabezpieczenia.
Zasada współpracy zabezpieczenia odległościowego bezzwłocznego z
automatyką SPZ polega na zmianie zasięgu pierwszej strefy przekaźnika
odległościowego polegającej na:

 skróceniu pierwszej strefy wydłużonej,

 wydłużeniu pierwszej strefy normalnej.

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

Rysunek 5.11 wyjaśnia zasadę funkcjonowania obydwu sposobów
współpracy w linii przesyłowej L

AB

.

Rys. 5.11. Zasada
współpracy
zabezpieczenia
odległościowego w linii
promieniowej z
automatyką SPZ:
a) układ pierwotny,
b) zasada skracania
zasięgu,
c) zasada wydłużania
zasięgu.

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

W wariancie pierwszym z rysunku 5.11 pierwsza strefa zabezpieczenia
odległościowego RZ1 ma nastawioną stałą wartość impedancji Z

1W

= 1,15

Z

AB

(w innych krajach od 1,15 do 1,3). W przypadku zwarcia w pobliżu

stacji B, zabezpieczenie wyłączy linię z czasem podstawowym t

I

zamiast z

czasem drugiej strefy t

II

. Podczas przerwy beznapięciowej następuje

automatyczne skrócenie strefy do 85 % długości linii AB. Kiedy zwarcie w
punkcie F ma charakter trwały, zabezpieczenie RZ-1 wyłączy definitywnie
linię po czasie t

II

.

Po zakończonym cyklu wyłącz – załącz W-Z i odmierzeniu czasu
blokady SPZ następuje samoczynny powrót do nastawienia przekaźnika na
Z

1W

= 1,15 Z

AB

.

Wariant z rysunku 5.11c z wydłużeniem pierwszej strefy normalnej
wymaga współpracy zabezpieczeń RZ

1

i RZ

2

za pomocą łączy. Przekaźnik

RZ

1

ma pierwszą strefę nastawioną na 85 % długości linii. W momencie

wystąpienia zwarcia w punkcie F zabezpieczenie RZ

2

przesyła impuls do

RZ

1

powodując wydłużenie strefy do 115 % długości linii AB. Po przerwie

beznapięciowej następuje samoczynny powrót do charakterystyki
podstawowej czasowo – impedancyjnej.
W liniach przesyłowych NN stosowane są często dwa równorzędne
zabezpieczenia podstawowe, np. dwa zabezpieczenia odległościowe lub
jedno odległościowe oraz trójsystemowe zabezpieczenie porównawczo
prądowe

ewentualnie

porównawczofazowe.

W

takim

przypadku

automatyka SPZ jest przystosowana do współpracy z obydwoma
zabezpieczeniami. Zasadę tej współpracy ilustruje rysunek 5.12.

Automatyka samoczynnego ponownego załączania (SPZ)

Rys.

5.12. Zasada

współpracy

dwóch zabezpieczeń podstawowych
z dwoma układami automatyki SPZ

Koordynacja współpracy, zapewniona dzięki wymianie informacji
pomiędzy SPZ-1 i SPZ-2 za pomocą sygnałów S

1

i S

2

oraz informacji S

3

,

polega na zasadzie:

 gdy jeden z układów automatyki SPZ zainicjował cykl trójfazowego

SPZ, drugi

układ SPZ zostaje natychmiast zablokowany,

 jeżeli jeden z układów przeprowadził udany cykl SPZ i został

rozpoczęty okres

blokowania, to w drugim układzie także następuje zablokowanie.

Współdziałanie takie pozwala uniknąć kolizji między poszczególnymi
układami automatyki SPZ, która mogłaby doprowadzić do niepotrzebnego
dwukrotnego działania tej automatyki.

5.7. Zabezpieczenie nadnapięciowe

We niektórych fragmentach sieci 400kV istnieje dużo
prawdopodobieństwo wystąpienia napięć ustalonych, niebezpiecznych dla
urządzeń, wyraźnie przekraczających wartości napięć dopuszczalnych
długotrwale na poziomie 410-415kV. Stąd istnieje konieczność
wyposażenia takich linii w układy automatyki od nadmiernego wzrostu
napięcia.
Zadaniem automatyki prewencyjnej od nadmiernego wzrostu napięcia
jest wyłączenie linii odpowiedzialnej za wzrost napięcia. Automatyka ta
jest inaczej realizowana w zależności od tego czy nadmiernie wysokie
napięcia może wystąpić w całej rozdzielni czy w jednym polu.
Jeżeli nadmiernie wysokie napięcia może wystąpić w całej rozdzielni to
wtedy wymaga się wyłączenia linii doprowadzającej dużą moc bierną o
wartości znacznie większej od modułu płynącej linią mocy czynnej.
Zabezpieczenie nadnapięciowe jest zainstalowane na wybranych liniach
przesyłowych 400 kV i złożone jest z dwustopniowego zabezpieczenia
nadnapięciowego zwłocznego i członu kierunkowego kontrolującego
przepływ od szyn mocy biernej, odpowiednio większej mocy czynnej.
Jeżeli nadmiernie wysokie napięcia może wystąpić w jednym polu
liniowym to wtedy wymaga się otwarcia w tym polu wyłącznika oraz
wyłączenia przeciwległego końca linii. Stosowane w tym przypadku
dwustopniowe zabezpieczenie nadnapięciowe zwłoczne nie posiada członu
kierunkowego. Impuls wyłączający na przeciwległy koniec linii wysyłany
jest łączem telekomunikacyjnym.

5.8. Lokalizator odległości do miejsca zwarcia

Lokalizator odległości do miejsca zwarcia zwykle jest istotnym
uzupełnieniem funkcji zabezpieczenia odległościowego. Ma on za
zadanie zmierzyć odległość do miejsca zwarcia w celu szybkiej lokalizacji
tego zwarcia.
Wykorzystany algorytm obliczeniowy impedancji składowej
symetrycznej zgodnej uwzględnia wpływ prądów roboczych, zjawisko
obustronnego słabego wpływu oraz dodatkową rezystancję zwarcia.
Wpływ impedancji wzajemnej na obliczanie odległości do miejsca zwarcia,
w przypadku zwarć w liniach równoległych, jest kompensowany
przez przesłanie prądu resztkowego z linii zdrowej do układu
obliczającego odległość do miejsca zwarcia.
Do obliczeń odległości do miejsca zwarcia wymagane jest
nastawienie następujących danych w lokalizatorze:

 impedancji źródeł dla składowej zgodnej,

 impedancji linii dla składowej zgodnej i zerowej,

 częstotliwości znamionowej,

 przekładni przekładników prądowych i napięciowych.

Odległość do miejsca zwarcia jest wskazywana w procentach długości
linii. Wartości napięć i prądów przed zwarciem i w trakcie jego trwania są
przechowywane w pamięci i mogą być bardzo pomocne przy analizie
zwarcia.

6. Zakłócenia w pracy transformatorów i wymagane
zabezpieczenia

6.1. Awaryjność i zakłócenia

Transformatory charakteryzują się niską awaryjnością i uważa się je
za

jeden

z

najbardziej

niezawodnych

elementów

systemu

elektroenergetycznego (średnio od 1 do 2 na 100 w ciągu roku).
Awaryjność transformatorów wzrasta wraz z poziomem górnego napięcia
znamionowego

transformatora,

co

potwierdzają

statystyki

międzynarodowe. Na ten wzrost wpływa to, że transformatory
najwyższych napięć zawierają elementy ruchome (wentylatory, pompy,
przełączniki zaczepów).
W tabeli 6.1 podano lokalizacje uszkodzeń w transformatorach o
górnym napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV zainstalowanych w
krajowym systemie elektroenergetycznym w latach 1983-1986.
Uszkodzenia transformatorów następują zwykle z powodu
wystąpienia następujących zakłóceń: zwarć (wewnątrz kadzi, na
wyprowadzeniach na zewnątrz kadzi, zewnętrzne), wzrostu napięcia
ponad wartość znamionową (i/lub spadek częstotliwości), wzrostu
napięcia między nieuziemionym punktem gwiazdowym transformatora a
ziemią, przeciążenia cieplnego (ruchowego, wskutek uszkodzenia układu
chłodzenia).

Awaryjność i zakłócenia

Tab. 6.1. Lokalizacja uszkodzeń w transformatorach 110 kV i 220 kV w
polskim systemie elektroenergetycznym w latach 1983-1986

Miejsce powstania

uszkodzenia

Liczba uszkodzeń

Udział procentowy

—

%

110 kV

220 kV

110 kV

220 kV

Uzwojenie

93

10

52,2

33,3

Odpływy

7

1

3,9

3,3

Przełącznik

zaczepów

47

6

26,4

20,0

Przepusty

17

11

9,6

36,7

Inne

14

2

7,9

6,7

Łącznie

178

30

100,0

100,0

6.2. Wymagane wyposażenie transformatorów w zabezpieczenia

Zestawienie wytycznych dotyczących wyposażenia transformatorów w
zabezpieczenia elektroenergetyczne według zaleceń Instytutu Energetyki
w Warszawie przedstawiono w tab.6.2.
Zabezpieczenia transformatorów można podzielić na następujące
grupy: od zwarć i uszkodzeń wewnętrznych, zwarć zewnętrznych,
przeciążeń i od nadmiernego wzrostu strumienia w rdzeniu.

Wymagane wyposażenie transformatorów w zabezpieczenia

Zabezpieczenie

Transformator

o górnym napięciu
400 i 230 kV

110 kV/SN

SN/0,4 kV

Zabezpieczenie podstawowe
Różnicowe wzdłużne

X

1)

X

-

Zabezpieczenie rezerwowe
Odległościowe dwukierunkowe

X

2)

-

-

Zabezpieczenie rezerwowe
Zerowoprądowe

X

2)

-

-

Gazowo-przepływowe

X

X

X

3)

Zabezpieczenie przeciążeniowe
Model cieplny

X

-

-

Temperaturowe

X

X

X

Nadprądowe zwłoczne

-

X

2)

X

Nadprądowe bezzwłoczne

-

-

x

Nadprądowe zwłoczne czasowo
zależne od zwarć doziemnych

-

-

X

1)

zdublowane (jedno z nich powinno obejmować izolatory przepustowe i oszynowanie w obrębie

transformatora)

2)

po obu stronach transformatora

3)

dla transformatorów o mocy  1 MVA

Tabela 6.2. Wytyczne dotyczące wyposażenia transformatorów w
zabezpieczenia elektroenergetyczne według zaleceń Instytutu Energetyki
w Warszawie

6.2.1. Zabezpieczenia od zwarć i uszkodzeń wewnętrznych

Do wykrywania uszkodzeń, zwarć wewnętrznych oraz na
wyprowadzeniach

transformatora

stosowane

są

następujące

zabezpieczenia:

 zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne,

 zabezpieczenie różnicowo-prądowe,

 zabezpieczenie gazowo-przepływowe kadzi,

 zabezpieczenia od zwarć doziemnych,

 zabezpieczenie gazowo-podmuchowe komory przełącznika zaczepów.

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

Zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne można zrealizować stosując
bezpieczniki współpracujące z odłącznikami lub rozłącznikami. Prąd
znamionowy bezpieczników I

b

wyznacza się z zależności

(6.1)

n

b

I

k

I





gdzie:
I

b

- prąd znamionowy wkładki bezpiecznikowej,

I

n

- prąd znamionowy transformatora,

k - współczynnik (1,53), zależny od prądu znamionowego transformatora.

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

W tabeli 6.3 przedstawiono zakres stosowania bezpieczników dla
transformatorów obniżających napięcie, w zależności od ich napięcia i
mocy znamionowej.

Tabela

6.3.

Zakres

stosowania

krajowych

bezpieczników

wysokonapięciowych dla transformatorów obniżających napięcie

Rodzaj

łącznika po

stronie

zasilania

Największe moce transformatorów w kVA przy napięciu

znamionowym po stronie zasilania

6kV

10kV

15kV

20kV

30kV

Odłącznik

200

315

400

500

1000

Rozłącznik

500

630

800

1000

-

Przekaźnikowe zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne instaluje się
po każdej stronie zasilania transformatora lub tylko po stronie o większej
mocy.

Zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne

Prąd rozruchowy takiego zabezpieczenia wyznacza się ze wzoru

i

z

b

S

r

n

I

k

k

I

max







(6.2)

gdzie:
I

r

- prąd rozruchowy nastawiany w zabezpieczeniu,

k

s

- współczynnik schematowy wynikający z układu połączeń

przekaźników
prądowych (dla układu pełnej i niepełnej gwiazdy równy 1),
k

b

- współczynnik bezpieczeństwa (1,3-1,6),

I

zmax

- największa spodziewana wartość prądu zwarcia na szynach

zbiorczych po
dolnej stronie transformatora, przeliczona na stronę górnego
napięcia,
n

i

- przekładnia przekładników prądowych zasilających zabezpieczenie

nadprądowe
bezzwłoczne.

W celu odstrojenia zabezpieczenia od udarowych prądów
magnesowania prąd rozruchowy powinien spełniać poniższy warunek

i

NTr

b

r

n

I

k

I





(6.3)

gdzie:
I

r

- prąd rozruchowy nastawiany w zabezpieczeniu,

k

b

- współczynnik bezpieczeństwa zależny od spodziewanej krotności

udaru prądu
magnesującego oraz od czasu własnego przekaźnika (24),

I

NTr

- prąd znamionowy zabezpieczanego transformatora,

n

i

- przekładnia przekładników prądowych.

Zabezpieczenie różnicowe wzdłużne

Zabezpieczenie różnicowe oparte na przekaźnikach różnicowych
wzdłużnych stabilizowanych jest podstawowym zabezpieczeniem średnich
i dużych transformatorów oraz autotransformatorów.

Rys. 6.1. Schemat ideowy zabezpieczenia różnicowego transformatora
dwuuzwojeniowego.

Zabezpieczenie gazowo-przepływowe

Według krajowych przepisów zabezpieczenie to należy stosować dla
wszystkich jednostek o mocach powyżej 1 MV.A.
Przekaźniki gazowo-przepływowe mają człon sygnalizacyjny (pierwszy
stopień) i wyłączeniowy (drugi stopień), które działają w następujących
przypadkach:

 I stopień podczas wydzielania się gazów na skutek rozkładu
termicznego
izolacji stałej, przy obniżeniu się poziomu oleju na skutek wycieków z
kadzi;

 II stopień przy wszystkich zwarciach wewnątrz kadzi.

Przyczynami błędnego zadziałania pierwszego stopnia przekaźnika mogą być:

 uszkodzenie styku rtęciowego lub pływaka,

 nagłe ochłodzenie transformatora (zmiana temperatury od 75

o

C do

25

o

C

może spowodować wydzielenie się powietrza zawartego w oleju w
ilości
odpowiadającej 1,2% jego objętości).

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych

Oprócz omówionego już wcześniej zabezpieczenia różnicowego, które
chroni transformator od wszystkich rodzajów zwarć wewnętrznych (w tym
także od wewnętrznych zwarć doziemnych), istnieją też inne rezerwowe
zabezpieczenia a ich działanie następuje pod wpływem prądu zerowego.
Do takich należą zabezpieczenia: nadprądowe ziemnozwarciowe i tzw.
kadziowe.

Rys. 6.2. Zabezpieczenie nadprądowe ziemnozwarciowe transformatora

Zabezpieczenia od zwarć doziemnych

Rys. 6.3. Schemat ideowy zabezpieczenia nadprądowego od zwarcia z
kadzią transformatora

Zabezpieczenie gazowo-podmuchowe komory przełącznika zaczepów

Przekaźnik gazowo-podmuchowy ma chronić podobciążeniowy
przełącznik zaczepów i transformator w razie uszkodzenia urządzeń
przełączających lub przełączania zbyt dużych wartości prądów, czemu
towarzyszy łuk elektryczny.
Wewnątrz kadzi transformatora dostosowanego do regulacji napięcia
pod obciążeniem znajduje wydzielona komora dla przełącznika zaczepów
(jedna dla trójfazowego przełącznika lub trzy osobne dla jednofazowego).
W przewód łączący konserwator z komorą (komorami) przełącznika
zaczepów wmontowany jest jeden lub trzy przekaźniki gazowo-
podmuchowe. Układem pomiarowym tego typu przekaźników jest płytka
podmuchowa.

6.2.2. Zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych

Transformatory średnich napięć o niewielkich mocach są zabezpieczone
zarówno od zwarć zewnętrznych jak i wewnętrznych za pomocą
bezpieczników wysokiego napięcia.
W transformatorach większych, w zależności od mocy znamionowej,
stosuje się następujące rodzaje zabezpieczeń od przetężeń wywołanych
zwarciami zewnętrznymi:

 zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne,

 zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową,

 zabezpieczenie odległościowe.

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne

Prąd rozruchowy tego zabezpieczenia powinien spełniać poniższy warunek

i

p

s

r

b

r

n

k

I

k

k

k

I











max

(6.4)

gdzie:
I

r

- prąd rozruchowy,

k

b

- współczynnik bezpieczeństwa (1,2),

k

r

- współczynnik krotności rozruchu silników (26),

k

s

- współczynnik schematu uzależniony od sposobu połączenia

przekładników prądowych (1 lub 3),
k

p

- współczynnik powrotu, odpadu, przekaźnika (0,85),

I

max

- maksymalna dopuszczalna wartość prądu obciążenia,

n

i

- przekładnia przekładników prądowych.

Zwłokę czasową zabezpieczenia ustawia się możliwie najkrótszą, taką
jednak, aby zapewniona była wybiórczość działania zabezpieczeń.
Wymagana czułość zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego
sprawdza się na podstawie poniższego wzoru

r

z

C

I

I

k

min



(6.5)

gdzie:
I

zmin

- najmniejsza wartość prądu zwarcia metalicznego w granicach

ochronnej strefy,
I

r

- nastawiony prąd rozruchowy zabezpieczenia,

k

c

- współczynnik czułości.

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową stosuje się
w przypadku, gdy dwa warunki odnośnie wartości prądu rozruchowego
zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego nie są spełnione.
Prąd rozruchowy przekaźników nadprądowych dobiera się wychodząc z
prądu znamionowego transformatora bez uwzględnienia prądów
przeciążenia. Winien on spełniać następujący warunek

NTr

i

p

b

S

r

I

n

k

k

k

I







(6.6)

gdzie:
I

r

- nastawiona w przekaźniku wartość prądu rozruchowego,

k

b

- współczynnik bezpieczeństwa (1,1),

k

s

- współczynnik schematowy (1,0),

k

p

- współczynnik powrotu przekaźnika nadprądowego (0,85),

n

i

- przekładnia przekładników prądowych,

I

NTr

- prąd znamionowy transformatora.

Rys. 6.4. Schemat ideowy
zabezpieczenie
nadprądowego zwłocznego z
blokadą napięciową

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową

Napięcie rozruchowe przekaźników podnapięciowych winno spełniać
następujący warunek

u

b

p

r

u

p

c

n

k

k

U

U

n

U

k











min

(6.7)

gdzie:
U

r

- nastawiana w przekaźniku wartość napięcia rozruchowego,

k

c

- współczynnik czułości (1,3  1,4),

k

b

- współczynnik bezpieczeństwa (1,1),

k

p

- współczynnik powrotu przekaźnika podnapięciowego (1,2),

n

u

- przekładnia przekładników napięciowych,

U

min

- minimalne dopuszczalne napięcie (0,9  0,95Un),

U

p

- wartość napięcia w pętli zwarcia pomiędzy punktem zainstalowania

zabezpieczenia, a końcem odcinka o największej impedancji.

Zabezpieczenie odległościowe

Zabezpieczenia odległościowe jest stosowane w transformatorach
i autotransformatorach sieciowych (o górnym napięciu 220
kV i powyżej) w jednostkach o dużej mocy (zazwyczaj ponad 100 MV.A).
Chroni ono od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi i stanowi
rezerwę zabezpieczeń od zwarć wewnętrznych.

Zabezpieczenie odległościowe

Rys. 6.5. Strefy zasięgu zabezpieczenia odległościowego transformatora

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe

Zabezpieczenie chroniące od zewnętrznych zwarć doziemnych
transformator pracujący w sieci ze skutecznie uziemionym punktem
zerowym może być realizowane jako:

 nadnapięciowe zwłoczne, uruchamiane składową zerową napięcia
(zabezpieczenie zerowo-napięciowe);

 nadprądowe zwłoczne, uruchamiane składową zerową prądu
(zabezpieczenie zerowo-prądowe);

 nadprądowe zwłoczne kierunkowe, reagujące na wartość i
kierunek
przepływu składowej zerowej prądu (zabezpieczenie zerowo-
mocowe).

Rys. 6.6. Zabezpieczenie nadprądowe
od zwarć zewnętrznych doziemnych

Zabezpieczenie ziemnozwarciowe

Nastawę przekaźnika nadprądowego określa się według zależności

i

NTr

rp

n

I

I

)

7

,

0

3

,

0

(





(6.8)

gdzie:
I

NTr

- prąd znamionowy transformatora,

n

i

- przekładnia przekładnika prądowego.

6.2.3. Zabezpieczenia przeciążeniowe

Zabezpieczenie przeciążeniowe powinno chronić transformator od
szkodliwych dla jego izolacji przegrzań, a jednocześnie powinno pozwolić
na wykorzystanie w możliwie dużym stopniu przeciążalności jednostki.
Istnieją

następujące

rodzaje

zabezpieczeń

przeciążeniowych

transformatorów:

 zabezpieczenie nadprądowe niezależne zwłoczne,

 zabezpieczenie nadprądowe zależne zwłoczne,

 zabezpieczenie termometryczne,

 wskaźnik maksymalnej temperatury typu "Bewag",

 zabezpieczenie oparte na modelu cieplnym.

Zabezpieczenie nadpradowe zwłoczne niezależne

Prąd rozruchowy tego zabezpieczenia winien spełniać poniższy warunek

i

p

NTr

b

r

n

k

I

k

I







(6.9)

W celu uzyskania dużej czułości zabezpieczenia wybiera się
współczynnik bezpieczeństwa k

b

możliwie mały (rzędu 1,05), oraz stosuje

się przekaźniki o możliwie dużym współczynniku powrotu k

p

(około 0,9).

Czas zadziałania wybiera się o stopień lub dwa dłuższy od czasu
zadziałania zabezpieczeń na odejściach od szyn zbiorczych (dobiera się
zwłokę czasową od 6s do 12s, a czasem do 20s).

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zależne

Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zależne umożliwia
sygnalizowanie przeciążenia transformatora z uwzględnieniem jego
przeciążalności.

Rys. 6.7. Charakterystyka czasowo-
prądowa dwustopniowego
zabezpieczenia nadprądowego
zwłocznego od przeciążeń

Zabezpieczenie termometryczne

Transformatory wyposażone są w różnego rodzaju termometry
wskazujące i ewentualnie sygnalizujące na odległość temperaturę
maksymalną uzwojenia lub oleju. Instalowane są w gniazdach
termometrowych w pokrywie jednostki a ich liczba i rodzaj zależy od mocy
transformatora.
W Polsce dla transformatorów o mocy większej niż 16 MVA,
zabezpieczenie termometryczne nastawia się na następujące wartości:
55˚C - uruchomienie pierwszej grupy wentylatorów,
65˚C - sygnalizacja zadziałania pierwszego stopnia,
75˚C - uruchomienie drugiej grupy wentylatorów,
85˚C - sygnalizacja i wyłączenie przez drugi stopień
zabezpieczenia.

Szczególnym rodzajem zabezpieczenia termometrycznego jest
wskaźnik maksymalnej temperatury typu "Bewag" mocowany w częściowo
napełnionej olejem kieszeni znajdującej się na pokrywie kadzi
transformatora. Głównym elementem tego wskaźnika jest wyzwalacz
termobimetalowy o zakresie nastawczym od 60˚C do 140˚C. Działanie
tego wyzwalacza następuje jeśli temperatura w górnej warstwie oleju w
kadzi osiągnie wartość nastawioną (zazwyczaj od 95˚C do 105˚C).

Zabezpieczenie przeciążeniowe oparte na modelu cieplnym

Model cieplny uzwojenia w postaci elementu grzejnego jest
umieszczony w oleju wypełniającym kadź. Stała czasowa modelu
cieplnego jest równa stałej czasowej uzwojenia transformatora
(6÷10min.). Element grzejny jest zasilany prądem proporcjonalnym do
prądu płynącego przez uzwojenie transformatora. Rezystancja elementu
grzejnego jest dobrana w taki sposób, aby przy znamionowym obciążeniu
transformatora temperatura elementu (mierzona przez termometr
oporowy) była wyższa o 10÷20˚C wyższa od temperatury otaczającego
oleju. Taki model bardzo dokładnie odwzorowuje zmiany temperatury
uzwojenia transformatora przy dowolnych zmianach obciążenia.
Termometr oporowy steruje przekaźnikiem pomocniczym umieszczonym
na zewnątrz kadzi, który to przekaźnik podaje impuls na sygnalizację
(pierwszy stopień termometru, który przeważnie nastawiony jest na
105˚C) lub na sygnalizację i załączenie urządzeń chłodzących (drugi
stopień termometru, nastawiony na około 110˚C). Zamiast termometru
oporowego stosuje się element termobimetalowy.
Zabezpieczenia od przeciążeń oparte na modelu cieplnym są
stosowane do transformatorów wielkich mocy, o dużym znaczeniu w
systemie elektroenergetycznym. Zaletą takiego zabezpieczenia jest
stosunkowo prosta konstrukcja oraz jego wrażliwość na przeciążenia
spowodowane nadmiernym wzrostem prądu w uzwojeniach transformatora
oraz powstałe w wyniku zakłóceń w obiegu czynników chłodzących lub
wzrostu strat w rdzeniu transformatora.

6.2.4. Zabezpieczenie od nadmiernego strumienia w rdzeniu

Zabezpieczenie od nadmiernego strumienia w rdzeniu realizuje się
jako zabezpieczenie napięciowe zależne od częstotliwości, zwane
niekiedy zabezpieczeniem V/Hz. Jeśli wartość ilorazu napięcia i
częstotliwości, do którego proporcjonalny jest strumień w rdzeniu
transformatora, w czasie powyżej kilkudziesięciu sekund będzie większy o
20÷30% ponad wartość znamionową, to zabezpieczenie zadziała
uruchamiając sygnalizację.