1. W jaki sposób uzyskuje się wybiórczość działania zabezpieczenia ziemnozwarciowego prądowego w sieci z izolowanym punktem neutralnym.

Do zabezpieczania linii w sieciach o izolowanym punkcie neutralnym stosuje się zabezpieczenie nadprądowe, reagujące na składową zerową prądu. Zabezpieczenie to zwykle składa się z przekładnika Ferrantiego, będącego filtrem składowej zerowej prądu oraz czułego przekaźnika nadprądowego.

Prąd zadziałania przekaźnika nadprądowego dobiera się tak, by wybiórczo działał on jedynie przy doziemieniach w zabezpieczanej linii:

gdzie:

I_z - prąd rozruchowy zabezpieczenia nadprądowego po stronie wtórnej przekładnika składowej zerowej prądu,

3 I_CL - prąd ziemnozwarciowy proporcjonalny do pojemności chronionej linii,

3 I_CS - prąd ziemnozwarciowy proporcjonalny do pojemności całej linii,

k_c - współczynnik czułości (zwykle równy 1,5÷2),

k_b - współczynnik bezpieczeństwa (równy 4 - dla zabezpieczeń bezzwłocznych, lub 2 - dla zabezpieczeń zwłocznych przy zwłoce 0,5s),

ϑ_i - przekładnia przekładnika prądowego.

Za pomocą wskazanego zabezpieczenia można uzyskać wybiórcze działanie w sieciach, w których nie zastosowano kompensacji prądów ziemnozwarciowych. Istotę wybiórczości działania zabezpieczenia przedstawiłem na poniższym rysunku:

Jeśli doziemienie nastąpi na odcinku AB zabezpieczanej linii, wówczas przez punkt zabezpieczeniowy usytuowany w pobliżu rozdzielni A popłynie prąd 3 I_CS, związany z całkowitą pojemnością C_S pozostałej części sieci. Jeśli zwarcie jednofazowe wystąpi poza linią zabezpieczaną AB, wówczas przez przyłącze zabezpieczenia od rozdzielni A płynie prąd 3 I_CL, zamykający się przez pojemność C_L tej linii. Praktycznie C_S >> C_L, a więc 3 I_CS >>3 I_CL. Zabezpieczenie powyższe wymaga stosowania bardzo czułych przekaźników o niskim prądzie zadziałania (10÷100 mA), o niskim poborze mocy, co wynika z właściwości przekładników Ferrantiego.

Jeżeli używamy układu Holmgreena - stosowanego w sieciach o stosunkowo dużym prądzie zwarcia - w nastawie prądu rozruchowego zabezpieczenia należy uwzględnić wartość prądu uchybowego tego filtru składowej zerowej prądu.

Zabezpieczenie nadprądowe ziemnozwarciowe działa zwykle tak, że sygnalizuje stan doziemienia. Wyłączenie linii stosuje się jedynie w takich przypadkach, gdy jest to uzasadnione względami bezpieczeństwa i wtedy równocześnie z pobudzeniem wyzwalacza wyłącznika linii pobudzany jest układ SPZ. Zaletą opisywanego zabezpieczenia jest jego prostota i niski koszt, a wadą niemożność stosowania w układach o skomplikowanej konfiguracji połączeń, gdyż nie zapewnia wybiórczości.

Podkreślone znaczy że tekst jest niepewny.

2. Jakie względy decydują o wyborze warunków pracy sieci SN jako sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor ?

Sieci pracujące z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor charakteryzują się większymi prądami doziemnymi (niż w pozostałych sieciach), lecz w tych sieciach doziemiony fragment sieci musi być jak najszybciej wyłączony. Dlatego zasadniczym celem tak pracującej sieci jest dążenie do zmniejszenia ogólnej liczby zakłóceń powstających w sieci.

O wyborze pracy sieci SN jako sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor decydują poniższe zalety:

• zwiększenie wartości prądu doziemnego (pewniejsze wyłączenie przez zab.) oraz ograniczenie przepięć,

• zmniejszenie ogólnej liczby zakłóceń powstających w sieci,

• szybka i pewna eliminacja zakłóceń ziemnozwarciowych,

• ograniczenie poziomu i czasu trwania przepięć nieustalonych,

• eliminacja zwarć podwójnych i lawinowych,

• niższe koszty inwestycyjne niż w sieci kompensowanej (choć nie tak niskie jak dla sieci z pkt. neutr. izolowanym),

• łatwiejsza lokalizacja miejsca zwarcia doziemnego w sieci.

• Prostsze i tańsze zabezpieczenia ziemnozwarciowe

Przy doborze warunków pracy SN należy zwracać uwagę czy w tej sieci będzie pracować duża liczba silników - gdyż uziemienie punktu neutralnego przez rezystor powoduje wzrost prądu ziemnozwarciowego i jest możliwość uszkodzenia żelaza stojana tych silników. Inną wadą tak pracujących sieci jest problem z występowaniem zakłóceń telekomunikacyjnych, oraz zwiększona liczba samoczynnych operacji wyłączników lini.

1. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe w liniach średniego napięcia.

Do zabezpieczeń ziemnozwarciowych w liniach SN stosuje się:

• Zabezpieczenie nadprądowe, reagujące na składową zerową prądu

Patrz odpowiedź na pytanie 1

• Zabezpieczenie kierunkowe

stosowane zarówno w sieciach kompensowanych, jak i niekompensowanych. Składa się z filtrów składowej zerowej napięcia i prądu oraz przekaźnika kierunkowego ziemnozwarciowego.

Dla sieci niekompensowanych stosuje się przekaźnik kątowy sinusowy (sinϕ>0) lub bierno-prądowy (Isinϕ>I_roz).

Dla sieci kompensowanych stosuje się przekaźnik kątowy cosinusowy (cosϕ>0) lub czynno-prądowy (Icosϕ>I_roz).

Wektory prądu i napięcia składowych zerowych przesunięte są względem siebie o kąt zależny od rodzaju sieci, stopnia jej kompensacji, wartości prądu doziemienia i jego składowych. Teoretycznie zakres zmian kąta fazowego prądu linii doziemionej (w odniesieniu do składowej zerowej napięcia) mieści się w granicach (od 90° ind. do 90° poj.).

Jeżeli sieć pracuje z punktem neutralnym izolowanym, to prąd składowej zerowej w odcinku linii doziemionej ma inny zwrot, niż w pozostałych odcinkach. Natomiast wektor napięcia zerowego jest wspólny dla całej sieci i opóźniony względem prądu doziemienia takiej linii. Prąd ziemnozwarciowy wyprzedza o ok. 90° napięcie składowej zerowej, dlatego w układach sieci z izolowanym punktem neutralnym używa się przekaźników kątowych sinusowych lub bierno-prądowych. Możliwe jest stosowanie tych przekaźników dla sieci kompensowanych z tzw. automatyką dekompensacji (odłączenie dławika po doziemieniu). Polega ona na tym, że jeżeli zwarcie doziemne po kilku sekundach działania cewki gaszącej nie zanika, to następuje wyłączenie tej cewki na krótki czas w celu stworzenia lepszych warunków działania tych zabezpieczeń. Warunki działania tych zabezpieczeń w czasie wyłączonej cewki gaszącej są takie same jak w sieci izolowanej.

Czynniki powodujące zakłócenia w wybiórczym działaniu zabezpieczenia:

1. błędy kątowe przekładników,

2. nieustalone stany zwarciowe,

Odkształcenia krzywej napięcia sieci i pojawienie się wyższych harmonicznych w prądzie ziemnozwarciowym pogarszają warunki pracy tych zabezpieczeń. Zawartość wyższych harmonicznych w prądzie ziemnozwarciowym sieci kompensowanych jest stosunkowo duża, gdyż nie podlegają one kompensacji. Dlatego też stosuje się układy z dekompozycją kompensacji lub automatyką AWSC.

Warunkiem prawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieci SN, szczególnie kierunkowych, jest właściwy montaż przekładników Ferrantiego.

• Zabezpieczenie nadnapięciowe

składa się z filtru składowej zerowej napięcia i przekaźnika nadnapięciowego. W przypadku pojawienia się doziemienia i wystąpienia składowej zerowej napięcia pobudza się przekaźnik nadnapięciowy, uruchamiając sygnalizację. Woltomierz fazy uszkodzonej wykazuje obniżenie się napięcia. Za pomocą omawianego zabezpieczenia lokalizuje się uszkodzoną fazę, bez wskazania odcinka linii, w której nastąpiło doziemienie.

4. Charakterystyki czasowo-prądowe niezależne przekaźników nadprądowych zwłocznych i ich realizacja.

Przekaźniki nadprądowe są podstawowym elementem zabezpieczeń od przeciążeń i zwarć. Najczęściej są one wykonywane jako elektromagnetyczne, indukcyjne lub cieplne.

W przekaźnikach elektromagnetycznych czas zadziałania t_z nie zależy praktycznie od wartości prądu, płynącego przez uzwojenie i stąd charakterystyka t_z =f(I) jest nazywana niezależną. Łącząc w zespół przekaźnik bezzwłoczny o charakterystyce niezależnej z przekaźnikiem czasowym można otrzymać za­bezpieczenie zwłoczne o charakterystyce niezależnej. Możliwe jest zestawienie przekaźni­ków nadprądowych o różnych nastawach prądów zadziałania oraz przekaźników czasowych dla uzyskania schodkowej charakterystyki t(I), czyli okresowo-niezależnej. Czasowo-prądowe charakterystyki przekaźników różnego typu przedstawiłem na poniższym rysunku

W celu wyznaczenia charakterystyk należy wyznaczyć prąd rozruchowy oraz powrotu dla jednej nastawy na skali prądowej. Pomiary czasów zadziałania wykonać należy dla jednej nastawy na skali prądowej przy dwóch różnych nastawach czasowych.

t_Z = f(I_pob), t_Z = f(I_pob/I_nas).

5. Przekaźniki podnapięciowe: zasada działania, właściwości w zależności od zasady działania, zastosowania.

W przekaźnikach tych zadziałanie następuje po obniżeniu się kontrolowanej wielkości pomiarowej poniżej wartości rozruchowej przekaźnika, co pokazałem na rys. poniższym.

Łatwo zauważyć że współczynnik powrotu kp=Up/Uz charakteryzujący przekaźnik pod względem jego wykonania jest zawsze większy od 1.

Istnieją dwa obszary zastosowania kryterium pod napięciowego:

- jako pomoc przy jednoznacznym odróżnieniu zwarć wielko prąd owych od przeciążeń prądowych,

- do wykrywania znacznych spadków lub zaników napięcia w sieciach rozdzielczych.

Pierwszy z wymienionych przypadków dotyczy generatorów synchronicz­nych i bloków generator-transformator o mocach od kilku do kilkudziesięciu megawatów, dla których zabezpieczeniem od przetężeń wywołanych zwarciami zewnętrznymi jest zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą napięciową. Właśnie ta blokada jest niczym innym, jak techniczną realizacją wykorzystania kryterium podnapięciowego.

Drugim obszarem wykorzystania kryterium podnapięciowego są sieci rozdzielcze średniego napięcia, a ściślej odbiory silnikowe zasilane z tych sieci. Zarówno silniki synchroniczne, jak i indukcyjne, są wrażliwe na obniżenie się napięcia zasilającego, gdyż może to doprowadzić do przeciążenia cieplnego silnika, wypadnięcia z synchronizmu silników synchronicznych, powstania groźnych warunków eksploatacyjnych po stronie urządzeń energetycznych, zależnych od wydajności maszyn napędzanych silnikami itp. W wielu przypad­kach nadmierne obniżenie się napięcia spowodowane np. bliskimi zwarciami wielkoprądowymi lub całkowity zanik napięcia wywołany otwarciem wyłącznika na zasilaniu danej rozdzielni wymaga definitywnego wyłączenia silników nie dopuszczonych do samorozruchu. To zadanie wykonuje zab podnapięciowe zwłoczne.

6. Zastosowanie przekaźników kierunkowych w zabezpieczeniach nadprądowo-zwłocznych linii dwutorowej.

Celowość stosowania przekaźników kierunkowych (kryterium kątowoprądowego) wykaże na przykładzie linii dwutorowej z rysunków powyżej. Oznaczając miejsca zainstalowania zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych jak na rysunkach można przeanalizo­wać kierunki prądów zwarciowych podczas zwarć wielkoprądowych położo­nych na przemian: w torze 1 i torze 2.

Jeśliby założyć, że we wszystkich punktach zabezpieczeniowych 1-4 znajdują się zwykłe zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne, to okaże się, że w punktach 2 i 4 nie sposób dobrać takie nastawienia czasów działania zabezpieczeń, aby został otwarty tylko ten wyłącznik, który jest zainstalowany w uszkodzonym torze. Na przykład, gdy zwarcie jest w punkcie F1, wówczas ten sam prąd zwarciowy przepływa przez punkty 2 i 4, zatem obydwa zabezpieczenia nadprądowe zadziałają. Przy jednakowych czasach opóźnień (gdy tp2 = tp4) może dojść do równoczesnego otwarcia wyłączników 2 i 4, przy czym w przypadku wyłącznika 2 będzie to prawidłowe, wyłącznika 4 zaś nieprawidłowe. Gdyby z kolei przyjąć, że tp2<tp4, wówczas przy zwarciu w punkcie F2 rzeczywiście można by uzyskać selektywne działanie zabez­pieczenia w punkcie 2. Cóż jednak z tego, skoro dla zwarcia w punkcie F2 (rys.2) sytuacja jest odwrotna i zabezpieczenie w punkcie 2 zadziała wcześniej (nieselektywnie) niż to, zainstalowane w punkcie 4.

Z powyższego wynika, że w punktach 2 i 4 konieczne jest wprowadzenie do zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych dodatkowego członu, który jest zdolny odróżnić kierunek przepływu prądu zwarciowego. Kierunek ten, oznacza­ny strzałkami na rysunkach, zmienia się w punktach 2 i 4 w zależności od położenia miejsca zwarcia, nie zmienia się natomiast w punktach 1 i 3. Jeśli więc dodatkowy człon pomiarowy zawiera komparator fazy, umoż­liwiający wysłanie impulsu wyłączającego tylko dla kierunku przepływu prądu zwarciowego od szyn stacji B w stronę linii, to wtedy jest zapewnione selektywne wyłączenie zwarć. Natomiast przepływ prądu zwarciowego od linii w kierunku szyn zbiorczych stacji B wymaga zablokowania impulsu wyłączają­cego; stąd spotykana nazwa: zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne z blokadą kierunkową.

7. Zasada działania, właściwości i zastosowanie przekaźników kątowych.

Przekaźnik kątowy, stosowany zwykle w układach kierunkowych, jest to przekaźnik pomiarowy, którego wielkością pomiarową jest kąt fazowy między dwiema wielkościami zasilającymi sinusoidalnie przemiennymi. Przekaźniki kątowe stosuje się w takich układach zabezpieczeń, w których selektywność działania można osiągnąć przez pomiar kąta dla określenia kierunku zwarcia. Celo­wość stosowania tych przekaźników jest uzasadniona bądź to rodzajem zakłócenia, bądź złożonością konfiguracji układu sieciowego, w którym pracuje zabezpieczany obiekt.

W elektroenergetycznej automatyce zabezpieczeniowej stosuje się przeważnie przeka­źniki kątowe jednofazowe, wyposażone w jeden tylko układ pomiarowy, do którego dopro­wadza się dwie wielkości zasilające, np. odpowiednio wybrane napięcie i prąd układu trój­fazowego.

Przekaźnik kątowy powinien zadziałać w przypadku, gdy kąt fazowy między dwiema wielkościami zasilającymi jest zawarty w określonym zakresie, tzw. zakresie rozruchowym kątów mieszczącym się między dwoma granicznymi kątami rozruchowymi: największym i najmniejszym.

Za pomocą przekaźników kątowych można wykrywać następujące zakłócenia:

— zwarcia międzyfazowe w sieciach o złożonej konfiguracji, — zwarcia jednofazowe z ziemią w sieciach średnich napięć, — pracę silnikową generatora synchronicznego.

Stosowanie układów zabezpieczeń z przekaźnikami kątowymi jest konieczne w takich przypadkach konfiguracji układu sieciowego, jak: - linie przesyłowe pracujące równolegle, - pierścieniowe linie przesyłowe, - dwustronnie zasilane linie przesyłowe.

Przekaźniki kątowe budowane są jako statyczne i elektromechaniczne. Przekaźniki kątowe statyczne oparte są na półprzewodnikowych komparatorach fazy lub amplitudy. Przekaźniki kątowe elektromechaniczne działają na zasadzie indukcyjnej, elektrodynamicznej lub indukcyjno-elektrodynamicznej.

8. Kąt schematowy i zasady jego doboru dla jednofazowych przekaźników kątowych.

Wykorzystanie jednofazowych przekaźników kątowych w zabezpieczeniach od zwarć między fazowych wymaga doprowadzenia do nich odpowiednich wielkości wejściowych z przekładników pomiarowych prądowych lub napięciowych. Z zagadnieniem tym związa­ne jest pojęcie tzw. kąta schematowego Ψ_sch, tj. kąta, jaki tworzy wektor napięcia z wekto­rem prądu na zaciskach wejściowych przekaźnika kątowego w warunkach normalnego ob­ciążenia obiektu chronionego przy cosϕ bliskim jedności. I tak np., jeśli przekaźnik kątowy zasilany jest prądem i napięciem obwodu zwartego (np. przy zwarciu dwufazowym LI z L2), to kąt Ψ_sch =0°. Wartość kąta schematowego określa nazwę układu przyłączania przekaźnika kątowego. W obwodach trójfazowych z przekaźnikami jednofazowymi mogą być, zatem tworzone układy 0, 30, 60 i 90-stopniowe. Wybór odpowiedniego układu, a więc kąta Ψ_sch, jest zależny od kąta charakterystycznego przekaźnika (tzw. kąt wewnętrzny lub kąt maksymalnej czułości przekaźnika) oraz kąta zwarcia obiektu chronionego. Chodzi o to, aby moc rozruchowa przekaźnika była podczas zwarcia maksymalna.

9. Narysować schemat ideowy zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego z członem kierunkowym

Zabezpieczenia nadprądowe z blokadą kierunkową były do niedawna w powszechnym użyciu. Obecnie ich rolę coraz częściej przejmują znacznie doskonalsze zabezpieczenia odległościowe lub - dla krótkich linii - zabezpieczenia różnicowoprądowe.

Przekaźniki kątowe stosowane w charakterze członów kierunkowych zabezpieczeń nadprądowo-kierunkowych wykonywane są często w postaci jednofazowych członów i mogą być przyłączane do przekładników prądowych i napięciowych według różnych schematów. Na­zwa schematu jest ściśle związana z wartością tzw. kąta schematowego Ψsch. Kąt ten, zawarty między prądem i napięciem doprowadzanymi do przekaźnika, jest określany przy założeniu, że w każdej z faz kontrolowanego układu trójfazowego kąt między prądem obciążenia i na­pięciem jest równy zero. Spośród wielu teoretycznie możliwych schematów w praktyce spotyka się układy charakteryzujące się następującymi wartościami kąta schematowego: 0°, 30°, 60° i 90°.

10. Zastosowanie przekaźników kierunkowych w zabezpieczeniach nadprądowych zwłocznych linii pierścieniowej.

W sieciach pierścieniowych dwustronnie zasilanych, a także w sieciach promieniowych zawierających w swej strukturze linie dwu- lub wielotorowe, nie można uzyskać wybiórczej eliminacji zwarć poprzez zastosowanie samego kryterium prądowego, realizowanego za po­mocą zabezpieczeń nadprądowych bezzwłocznych lub zwłocznych. Jeśli jednak oprócz stop­niowania opóźnień czasowych wykorzysta się dodatkowe kryterium wybiórczości, tj. kieru­nek przepływu mocy zwarciowej, to zabezpieczenia te mogą być stosowane z powodzeniem. Wystarczy w tym celu wyposażyć niektóre spośród zabezpieczeń nadprądowych w odpowied­nie człony kierunkowe. Rolę takich członów mogą spełniać przekaźniki kierunkowe. Ich zadanie, polegające na uzależnieniu działania zabezpieczenia nadprądowego od kierunku przepływu mocy zwarciowej sprowadza się do jego zablokowania w przypadku zwarć, którym towarzyszy przepływ mocy zwarciowej w kierunku od zabezpieczanej linii do szyn zbiorczych rozdzielni, w której zainstalowane jest dane zabezpieczenie. Tak więc zabezpieczenie nadprądowe zawierające taki człon może działać tylko wówczas, gdy moc zwarciowa w linii płynie od szyn zbiorczych danej rozdzielni w kierunku zabezpieczanej linii.

Przy zawarciu na odcinku AB mogłoby zadziałać zabezpieczenie 2 i 7 żeby 7 nie zadziałało stosuje się zab. kierunkowe (to są te strzałki na rysunku) Podobnie jest na pozostałych odcinkach.

11. Zasada działania zabezpieczenia różnicowo-prądowego wzdłużnego stabilizowanego transformatora z filtrami 1 i 2 harmonicznej; cel stosowania tych filtrów.

W przypadku zabezpieczeń różnicowych urządzeń posiadających nieliniową gałąź po­przeczną, takich jak transformatory, autotransformatory, bloki generator-transformator, wy­stępuje problem zapewnienia tym zabezpieczeniom niewrażliwości na udarowe prądy ma­gnesujące.

Dla transformatorów o mocy powyżej 10 MV A prąd magnesujący może osiągnąć wartość 4-5 ra­zy większą od prądu znamionowego przy załączaniu transformatora od strony górnego na­pięcia, a 6-10 razy większą przy załączaniu od strony dolnego napięcia.

Prąd różnicowy powstały w takich warunkach jest znacznie większy od nastawionych prądów rozruchowych przy zwarciach wewnętrznych zabezpieczanego obiektu. Oznacza to, że przekaźnik zabezpieczenia różnicowego zostałby pobudzony, co spowodowałoby wyłączenie transformatora. Sytuacja taka jest niedopuszczalna. Przekaźnik musi więc wyra­źnie rozróżniać udarowy prąd magnesujący i prąd zwarciowy. Jeśli w obwodzie różnico­wym pojawi się prąd powstały na skutek załączenia transformatora, przekaźnik musi być zablokowany, a przy wystąpieniu zwarcia wewnętrznego musi natychmiast zadziałać.

Aby uniemożliwić zbędne pobudzenie przekaźnika, wykorzystuje się fakt, iż w przej­ściowym prądzie magnesowania wartość drugiej harmonicznej prądu osiąga 30-60% har­monicznej podstawowej, podczas gdy w widmie prądów zwarciowym jest ona znacząco mniejsza. Sygnałem hamującym przekaźnik jest więc odpowiednio wyfiltrowana druga har­moniczna prądu, zapewniając jego stabilizację przy załączaniu transformatora do sieci.

W niektórych układach jako sygnał hamujący przy wystąpieniu przepięć wykorzysty­wana jest również obecność piątej harmonicznej prądu różnicowego towarzysząca takim zjawiskom.

Pierwsza stabilizacja dotyczy miejsca zwarcia, jeżeli zwarcie jest poza strefą chronioną wówczas zabezpieczenie to jest blokowane.

Jeżeli wystąpi zwarcie wewnętrzne to przekaźnik zadziała, bo przeważać będzie 1 harm prądu - tutaj stanowiąca prąd rozruchowy (po to filtr 1harm).

12. Narysować schemat układu zabezpiecz różnicowo-prądowego oraz wykresy wektorowe prądów przy zwarciach w strefie chronionej i poza nią.

13. Różnica zasad działania zabezpieczenia różnicowo-prądowego urządzeń elektroenergetycznych, np. RRTT i wyłącznika różnicowo-prądowego.

Przekaźnik typu RRTT używany jest w zabezpieczeniach różnicowo-prądowych transformatorów energetycznych dwu i trójuzwojeniowych. Przekaźnik ten zapewnia niezawodne działanie przy zwarciach wewnętrznych w transformatorach. Wyposażony jest w układ stabilizacji, który wykorzystuje 2 i 5 harmoniczną prądu, co umożliwia blokowanie działania przy udarach prądu magnesującego oraz przy zwarciach zewnętrznych. Stabilizacja realizowana jest poprzez porównanie wartości dwóch napięć. Jedno proporcjonalne jest do rozruchowego prądu w obwodzie różnicowym, a drugie do prądu stabilizującego (hamującego). Elementem porównującym te napięcia jest tranzystorowy trygger. Trygger ten obciążony jest przekaźnikem wyjściowym posiadającym 3 styki zwierne. W wyłączniku różnicowo-prądowym porównywane są amplitudy prądów.

14. Stabilizacja przekaźnika różnicowo-prądowego zabezpieczającego transformator.

Jak w punkcie 11.

15. Wymagania stawiane urządzeniom SPZ

Urządzenia SPZ stosowane w kraju powinny odpowiadać wymaganiom stawianym urządzeniom EAZ (elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej). Przywiązuje się wielkie znaczenie zarówno do dobrej jakości elementów wchodzących w skład urządzeń SPZ, jak też do najodpowiedniejszych układów połączeń, które powinny być możliwie jak najprostsze. Powinno się ograniczać do minimum liczbę przewodów między rozdzielnią i nastawnią ze względów zarówno technicznych jak i ekono­micznych.

Poza wymienionymi wymaganiami ogólnymi urządzenia SPZ powinny speł­niać następujące wymagania szczegółowe:

1. Działanie urządzeń SPZ powinno być całkowicie niezależne od jakich­kolwiek manipulacji wykonywanych przez obsługę, przy czym urządzenia te nie powinny działać

— przy wyłączaniu przez obsługę linii dotkniętej lub niedotkniętej zakłóceniem,

— przy załączaniu przez obsługę linii dotkniętej zakłóceniem i następującym po nim wyłączeniu linii przez zabezpieczenie przekaźnikowe.

2. Działanie urządzenia SPZ nie powinno następować w razie zadziałania urządzenia samoczynnego częstotliwościowego odciążenia (SCO). Wyjątek stanowi specjalne powolne urządzenie do SPZ, uruchomiane świadomie po SCO.

3. Własności urządzenia SPZ powinny wykluczyć możliwość wielokrotnego zamykania wyłącznika na zwarcie w przypadkach praktycznie możliwych uszkodzeń obwodów przekaźnikowych lub innych elementów urządzenia SPZ.

Po zadziałaniu urządzenie SPZ powinno być gotowe do następnego za­działania. Powrót urządzenia SPZ do stanu ponownej gotowości do zadziałania może być dokonany ręcznie lub samoczynnie, po upływie określonego czasu rzędu S-MO s.

Powinna ponadto istnieć możliwość współpracy urządzeń SPZ z zabezpie­czeniami, mającej na celu skracanie czasów zadziałania zabezpieczeń przed cyklem SPZ lub po cyklu SPZ.

16. Cel stosowania SPZ

Podstawowym zadaniem urządzeń do samoczynnego ponownego załączania - SPZ jest przywrócenie stanu pracy normalnej (zasilania) po likwidacji występującego w układzie zwarcia o charakterze przejściowym. Z doświadczeń wynika, że 50-90% wyłączeń w sieciach napowietrznych ma charakter przejściowy i jest skutecznie usuwana przez układy automatyki SPZ.

Urządzenie do SPZ wykonuje następujące czynności:

- współpracuje z zabezpieczeniami, które powodują wyłączanie danej linii (odbiornika) w przypadku stwierdzenia zwarcia,

- odmierza czas wyłączenia,

- ponownie włącza linie,

- w przypadku utrzymywania się stanu zwarcia na linii powoduje ponowne jej wyłączenie.

Stosowanie urządzeń SPZ daje szereg poważnych korzyści technicznych i gospodarczych, a mianowicie:

— znaczną poprawę niezawodności zasilania odbiorów,

— poprawę warunków pracy równoległej elektrowni,

— poprawę warunków pracy zabezpieczeń sieciowych (skrócenie czasu trwania zwarć).

Poprawa niezawodności zasilania występuje szczególnie wyraźnie w liniach jednotorowych zasilanych jednostronnie, w których każde wyłączenie stanowi przerwę w dostawie energii elektrycznej do odbiorców.

17. Wyjaśnić, na czym polega skracanie czasu działania zabezpieczenia odległościowego przed cyklem SPZ

Podstawowym zabezpieczeniem od zwarć wielkoprądowych w sieciach z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym jest zabezpieczenie odległościowe. Sposób współpracy tych zabezpieczeń z auto­matyką SPZ zależy od tego, czy zabezpieczenia są połączone ze sobą za pomocą łączy telekomunikacyjnych, czy też nie.

Zasada współpracy zabezpieczenia odległościowego bezłączowego z auto­matyką SPZ polega na zmianie zasięgu pierwszej strefy "przekaźnika.

Pierwsza strefa zabezpieczenia odległościowego RZ1 jest nastawiona stale na wartość impedancji ZIw = 1,15 Z_AB. Gdy zwarcie wystąpi w pobliżu stacji B, zabezpieczenie wyłączy linie z czasem podstawowym t_I zamiast - jak to być powinno - z czasem drugiej strefy t_II. Podczas przerwy beznapięciowej następuje automatyczne skrócenie (linia przerywana) strefy do 85% długości lini AB. Gdyby się okazało, że zwarcie w punkcie F ma charakter trwały, to po ponownym załączeniu lini na zwarcie zabezpieczenie RZ1 wyłączy definitywnie linię po czasie t_II. Po cyklu W-Z i odmierzeniu czasu blokady SPZ następuje samoczynny powrót do nastawienia przekaźnika na Z_Iw = 1,15 Z_AB.

18. Zachowanie się odbiorów silnikowych w cyklu SZR

Działanie układu SZR (jego czas) powinno być odpowiednio dobrane do warunków pracy odbiorników. Jeżeli odbiornikami są silniki elektryczne, czas przerwy przy SZR powinien być tak dobrany, aby uniknąć niebezpieczeństwa włączenia tych silników w chwili wystąpienia opozycji fazowej napięcia sieci źródła rezerwowego i szczątkowego napięcia indukowanego przez silnik. Aby ograniczyć udar prądowy, należałoby ponownie włączać silnik gdy wartość ich napięć szczątkowych będzie mniejsza niż 0,3 napięcia znamionowego. Jednak dla zapewnienia prawidłowego samorozruchu silników asynchronicznych po zadziałaniu układu SZR konieczne jest , aby napięcie szczątkowe silników nie zmniejszyło się poniżej 70% wartości znamionowej. Czynnikiem ograniczającym od góry czas przerwy urządzenia do SZR jest więc zapewnienie właściwego samorozruchu silników (jeżeli ten czas byłby dłuższy prędkość obrotowa silników mogłaby spaść do tego poziomu, że samorozruch tych silników stałby się niedopuszczalny ze względów na niebezpieczeństwo przegrzania izolacji silników, bądź niemożliwy na nadmierny spadek napięcia). Najdłuższy czas pracy urządzeń do SZR, dopuszczalny dla silników z warunków samorozruchu zawiera się średnio w granicach 0,4 - 1,5s. Natomiast krótkie czasy przerw poniżej 0,25s zapobiegają powstaniu udarów prądowych, wymagają jednak stosowania bardzo szybko działających wyłączników zabezpieczeń.

19. Zasada działania urządzeń SCO

Jeżeli deficyt mocy w systemie elektroenergetyczny nie zostanie uzupełniony może nastąpić niedopuszczalne zmniejszenie się częstotliwości w systemie. W takim przypadku jedynym wyjściem jest wyłączenie niektórych odbiorników. W przypadku, gdy częstotliwość zmienia się bardzo szybko, odciążenie systemu realizowane jest za pomocą układu automatyki do samoczynnego częstotliwościowego odciążenia (SCO). Istnieją dwa rodzaje urządzeń do SCO, a mianowicie: reagujące na bezwzględną wartość częstotliwości oraz reagujące na szybkość zmian częstotliwości. Działanie ich polega na samoczynnym wyłączeniu mniej ważnych odbiorów w przypadku zmniejszenia się częstotliwości poniżej pewnej wartości krytycznej. Urządzenia te winny nie działać w początkowym stadium zmniejszania się częstotliwości, lecz dopiero po wyczerpaniu się mocy tkwiącej w rezerwach systemu elektroenergetycznego. Podstawowym członem automatyki SCO jest przekaźnik podczęstotliwościowy z członem zwłocznym.

Zasada działania: dla danego stopnia SCO ustalane są f₁, f₂, gradient df/dt. oraz moc wyłączona. Przy częstotliwości f₁ następuje uruchomienie pomiaru df/dt i jeśli wartość tego spadku częstotliwości osiąga podany poziom następuje wyłączenie podanej mocy. Alternatywnie moc ta zostanie wyłączona jeśli częstotliwość obniży się do poziomu f₂.

20. Wymagania stawiane urządzeniom SZR

Najważniejszym wymaganiem stawianym urządzeniom SZR jest duża niezawodność ich działania, związana z wymaganą niezawodnością zasilania odbiorców. Poza tym prawidłowo zaprojektowane urządzenie SZR powinno spełniać następujące wymagania szczegółowe:

- Działanie SPZ nie powinno następować w przy­padku zadziałania urządzenia do samoczynnego częstotliwościowego odciążenia (SCO), z wyjątkiem powolnego SPZ wprowadzonego świadomie po SCO

• Zadziałanie SZR powinno być jednokrotne, by nie wystąpiło ponowne załączenie wyłącznika np. na zwarcie w torze rezerwowym

• Zamknięcie wyłącznika w torze rezerwowym powinno nastąpić dopiero po stwierdzeniu, czy wyłącznik w torze podstawowym został otwarty oraz po stwierdzeniu obecności napięcia na rezerwie

• Powinien zapewnić niezakłócony samorozruch silników

- jeżeli odbiornikami są silniki elektryczne, czas przerwy powinien być dobrany przy uwzględnieniu niebezpieczeństwa włączenia tych silników w chwili wystąpienia opozycji fazowej napięcia sieci źródła rezerwowego i szczątkowego napięcia indukowanego przez silniki

1. Zalety przekaźników cyfrowych na przykładzie badanego przekaźnika różnicowego.

Korzyści z wykorzystania układów cyfrowych w automatyce są zabezpieczeniowej są wielostronne. Najczęściej wymienia się następujące:

• Szybkość dostępu do obszernych pamięci urządzeń cyfrowych, w których można zgromadzić wielorakie dane aktualne i z przeszłości

• Szybkość komunikowania się urządzeń zabezpieczeniowych między sobą i użytkownikiem

• Technika cyfrowa umożliwia realizację złożonych algorytmów przetwarzania sygnałów
  i wypracowanych sygnałów decyzyjnych,

• Możliwość autotestowania sprawności układu zabezpieczeń,

• Poprzez zintegrowane struktury sterowania cyfrowego istnieje możliwość zmniejszenia okablowania obwodów wtórnych stacji, a więc i kosztów inwestycyjnych.

• Moc obliczeniowa mikroprocesorów umożliwia realizowanie bardzo złożonych algorytmów zarówno w zakresie identyfikacji sygnałów jak i podejmowania decyzji przy niepełnej informacji o stanie systemu

Przekaźniki serii SPAD 346C (Zintegrowany, trójfazowy przekaźnik różnicowy, nadprądowy i ziemnozwarciowy):

• Charakterystyka działania zabezpieczenia różnicowego może być łatwo dostosowywana dla wymagań aktualnego układu połączeń.

• Krótkie czasy działania nawet przy częściowo nasyconych przekładnikach prądowych.

• Stabilizacja zabezpieczenia przed działaniami zbędnymi w przypadku zakłóceń poza strefą ochronną lub w trakcie załączania transformatora.

• Blokada realizowana w oparciu o pomiar wielkości stosunku drugiej harmonicznej do podstawowej w prądzie różnicowym zabezpiecza przed działaniami zbędnymi w trakcie załączania transformatora

• Blokada realizowana w oparciu o pomiar wartości stosunku drugiej harmonicznej do podstawowej w prądzie różnicowym zabezpiecza przed działaniami zbędnymi w przypadku dopuszczalnych przebudzeń transformatora, blokada ta może być wyeliminowana, gdy wartość tego stosunku przekracza ustalony próg.

• Nie ma potrzeby stosowania przekładników dopasowujących dla transformatorów dwuuzwojeniowych - dopasowanie układu połączeń strony górnej i dolnej uzwojeń transformatora realizowane jest w technice cyfrowej.

• Czuły pomiar przesunięcia fazowego i różnicy amplitudy prądów wchodzących do zabezpieczenia umożliwia kontrolę prawidłowego połączenia przekładników prądowych i właściwego dopasowania połączeń strony GN i DN transformatora.

• Dostępne są cztery wyjścia wyłączające i cztery wyjścia sygnalizacyjne.

• Pięć programowalnych zewnętrznych wejść sterujących, które mogą być wykorzystane
  w celu wprowadzenia do przekaźników informacji z zabezpieczenia gazowo - podmuchowego transformatora, czujka pomiaru temperatury oleju lub rdzenia i innych urządzeń pomocniczych transformatora.

• Wbudowany rejestrator zakłóceń umożliwia rejestrację prądów i sygnałów binarnych - sygnały wyzwalające rejestrator mogą być swobodnie programowane.

• Niewrażliwość na działanie pół elektromagnetycznych umożliwia zastosowanie przekaźników w trudnych warunkach eksploatacyjnych.

• Wysoka pewność i niezawodność działania dzięki układom kontroli sprzętu i oprogramowania.

1. Właściwości przekaźników cyfrowych serii SPA prod. ABB.

Cyfrowe przekaźniki serii SPACOM służą do realizacji funkcji zabezpieczeniowych i sterowniczych. Dzięki zabudowanym portom komunikacji szeregowej i przetwornikom optoelektronicznym SPA ZC-17 przekaźniki te mogą dodatkowo - poprzez magistrale SPA - przekazywać do zewnętrznego układu nadzoru niezbędne informacje:

• o aktualnych wartościach parametrów prądowych i napięciowych, a także o mocy czynnej i biernej,

• o wartościach nastaw zabezpieczeń,

• o wartościach parametrów prądowych i napięciowych zarejestrowanych podczas pobudzenia lub zadziałania zabezpieczeń,

• o zarejestrowanych przez zabezpieczenie SPAD 346 C przebiegach prądów fazowych w trakcie pobudzenia zabezpieczenia,

• o stanie elementów toru prądowego (wyłącznik, odłącznik, uziemnik) poprzez moduł sterowniczy przekaźnika SPAC 531 C.

SPAC 531 C - przekaźnik, będący zintegrowaną jednostką sterowniczo-zabezpieczeniową,

zawierający zabezpieczenie nadprądowe z niezależną lub czsowo-niezależną charakterystyką prądową, kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe oraz wbudowaną funkcje SPZ,

SPAM 150 C - przekaźnik zabezpieczeniowy pola silnikowego,

SPAD 346 C - przekaźnik różnicowy, nadprądowy i ziemnozwarciowy,

SPAU 331 C - przekaźnik posiadający dwustopniowe moduły napięcia zerowego, oraz

dwustopniowe moduły zabezpieczenia podnapięciowego

• Przekaźników optoelektrycznych :

SPAZ ZC 21 - przekaźnik optoelektryczne.

SPAZ ZC-17 - przetworniki optoelektryczne,

SPAM 150 C

Uniwersalny jedno-, dwu-, trójfazowy przekaźnik zabezpieczeniowy pola silnikowego. Jest zabezpieczeniem od asymetrii obciążenia o charakterystyce czasowo - zależnej. Posiada czułe niekierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe, kontrole rozruchu w oparciu o charakterystykę prądowo czasową niezależną, możliwość komunikacji szeregowej dla zewnętrznej wymiany danych między przekaźnikami i systemem nadrzędnym.

SPAD 346 C

Jest to zintegrowany, trójfazowy przekaźnik różnicowy, nadprądowy i ziemnozwarciowy. To również stabilizowane zabezpieczenie różnicowe reagujące na zwarcia międzyfazowe i zwojowe transformatora dwuuzwojeniowego, układów blokowych. Posiada zabezpieczenie ziemnozwarciowe strony górnego i dolnego napięcia trafo, trójstopniowe zabezpieczenie nadprądowe trafo i generatorów.

SPAC 531 C

Zintegrowana jednostka sterowniczo - zabezpieczeniowa zawierająca zabezpieczenie nadprądowe z niezależną lub czasowo - niezależną charakterystyką prądową, kierunkowe zabezpieczenie ziemnozwarciowe oraz wbudowaną funkcje SPZ. Posiada lokalne oraz zdalne odwzorowanie siedmiu obiektów, siedem programowalnych wejść dwustanowych. Moduł nadprądowy jest dwu stopniowy : niskoprądowy i wysokoprądowy. Druga część tablicy dotyczy łączenia wyłączników , odłączników , uziemników.

SPAU 331 C

Dwustopniowy moduł napięcia zerowego zawiera niskoparametrowy stopień zabezpieczenia napięcia zerowego Uo> oraz wysokoparametrowy stopień zabezpieczenia napięcia zerowego Uo>>. Obydwa stopnie zabezpieczenia posiadają niezależną charakterystykę czasowo-prądową, oraz szeroki zakres nastaw.

- Dwustopniowy moduł zabezpieczenia podnapięciowego zawiera niskoparametrowy stopień zabezpieczenia podnapięciowego U oraz wysokoparametrowy stopień zabezpieczenia podnapięciowego 3U

23) Zastosowanie sieci neuronowej w zabezpieczeniach cyfrowych; porównać z ekspertowym syst. UAZ.

Sieci neuronowe stosuje się w zabezpieczeniach cyfrowych. Oparty jest na nich jeden z systemów rozpoznawania stanu obiektu. System taki wymaga bardzo obszernej bazy danych kryterialnych (prąd, napięcie, itp.) wraz z informacją o żądanym zachowaniu się zabezpieczenia w każdym z symulowanych przypadków.

Elementarnym elementem sieci neuronowej jest element o wielu wejściach i jednym wyjściu - tzw. neuron. Przetwarzanie sygnału w neuronie zachodzi następująco: najpierw liczona jest suma ważona sygnałów wejściowych zwana sygnałem pobudzenia neuronu. Sygnał wyjściowy otrzymuje się nakładając na sygnał pobudzenia neuronu (e) funkcję aktywacji φ(e). Sieci neuronowe mogą być liniowe lub nieliniowe, przy czym te drugie mają większe zdolności adaptacyjne. Sieć poddawana jest procedurze uczenia polegającej na strojeniu jej tysiącami przypadków zaburzeń, których przyczyna jest znana. Dzięki temu sieć uczy się klasyfikować zakłócenia poprzez skonfrontowanie ich z wieloma przypadkami.

Metoda sieci neuronowych znajduje się na razie w fazie testowania i brak jest informacji odnośnie stosowania jej w obiektach rzeczywistych.

Od ekspertowego systemu UAZ metoda sieci neuronowych różni się przede wszystkim tym, że o ile w przypadku tego pierwszego postać funkcji klasyfikującej, kryterialnej jest jawna, to procedura podjęcia decyzji przez zabezpieczenie cyfrowe zbudowane w oparciu o ideę sieci neuronowych dokonuje się w sposób niejawny, bez procesu komparowania wielkości wejściowej z jakimikolwiek kryterialnymi wartościami. Różnica występuje także w strukturze samego systemu, który w ekspertowym systemie UAZ składa się z następujących części:

• maszyna dedukcyjna (MD) - wspomaga operatora w działaniach (poleceniach)

• mikroprocesory:

• z danymi o sieci i obiektach chronionych (DS)

• o stanie połączeń w sieci (DŁ)

• o hierarchii praw używanych do wnioskowania (H)

• o stanach, awariach i procedurach restytucyjnych z przeszłości (DP).

24) Filtry składowych symetrycznych napięć i prądów: zasada działania i zastosowanie.

Jednym z rodzajów zakłóceń, występujących podczas pracy trójfazowej sieci elektroenergetycznej, jest asymetria napięć i prądów wywołana asymetrią zasilania lub mocy użytkowanych fazowych odbiorów, bądź też różnego rodzaju zaburzeniami, np. zwarciami, przeciążeniami itp. W tych przypadkach oczekuje się od układów automatyki zabezpieczeniowej prawidłowej analizy zaburzenia i szybkiego oraz wybiórczego działania. Analiza trójfazowego układu niesymetrycznego polega na wyodrębnieniu poszczególnych składowych symetrycznych prądu i/lub napięcia (zgodnej, przeciwnej i zerowej), którymi zasilane mają być układy zabezpieczeń. Urządzenia służące do tego celu (wyodrębnienia poszczególnych składowych symetrycznych) nazywamy filtrami składowych symetrycznych. Każdy filtr posiada 3 lub 4 zaciski wejściowe, do których doprowadza się napięcie lub prąd z przekładników, oraz 2 zaciski wyjściowe, do których przyłącza się odbiornik składowych symetrycznych, którym najczęściej jest przekaźnik nadmiarowy.

a) filtr składowej zgodnej napięcia b) filtr składowej przeciwnej napięcia c) filtr składowej zgodnej prądu d)filtr

składowej przeciwnej prądu

25) Zasada działania zabezpieczenia odległościowego 5-cio strefowego.

Zabezpieczenie odległościowe to takie którego czas zadziałania jest funkcją odległości miejsca zwarcia od miejsca zainstalowania przekaźnika. Miarą tej odległości jest zazwyczaj impedancja pętli zwarciowej lub innej wielkości która jest funkcją impedancji widzianej od strony przekaźnika. Przekaźnik na podstawie porównania tej wielkości z wielkością nastawioną działa bezzwłocznie lub z opóźnieniem wynikającym z ch-ki t=f(Z) zwanej ch-ką schodkową.

W charakterystyce takiej występują schodki które rozróżniają poszczególne strefy zadziałania. Czas zadziałania zabezpieczenia w kolejnych strefach musi być dłuższy od strefy I. Strefy czasowe różnią się od siebie o 0,3-0,8 s przy czym czas zwłoki strefy I jest najczęściej nienastawialny i wynosi do 0,1 s. Ostatnią strefę nastawia się zwykle w ten sposób aby obejmowała ona koniec linii zabezpieczanej przez sąsiednie zabezpieczenie.

Przykładem takiego przekaźnika jest przekaźnik odległościowy pięciostrefowy. Przekaźnik ten posiada 5 stref 1N, 1W, 2, 3 i BR. Pierwsza strefa wydłużona (1W) stosowana jest dla potrzeb urządzeń SPZ, które mogą współpracować z zabezpieczeniami odległościowymi. BR - jest to strefa wsteczna rezerwowa.

26) Rezerwowanie i selektywność działania zabezpieczeń odległościowych.

Wybiorczość działania zabezpieczenia odległościowego omówię na postawie rysun­ku poniższego.

Rys. 5.2. Schemat rozpływu prądów zwarciowych w sieci zabezpieczonej przekaźnikami odległościowymi.

Na rysunku tym przedstawiono schemat zamkniętej wielowęzłowej sieci z zaznacze­niem nastaw kierunku przepływu mocy zwarciowej przez przekaźniki, sterujących odpo­wiednimi wyłącznikami. W przypadku powstania zwarcia w punkcie zwarciowym Z, powinny zadziałać jedynie przekaźniki odległościowe sterujące wyłącznikami E i F. W przypadku, gdyby zawiódł przekaźnik sterujący wyłącznikiem F, lub gdyby zawiódł ten wyłącznik, powinien zadziałać rezerwowy przekaźnik odległościowy, sterujący wyłączni­kiem C po czasie odpowiednio dłuższym. Warunek ten będzie spełniony wskutek tego, że dla zwarcia w punkcie zwarciowym Z impedancja, mierzona przez przekaźnik C, będzie większa od impedancji, mierzonej przez przekaźnik F. Podobnie, gdyby zawiódł przekaźnik odległościowy, sterujący wyłącznikiem E, lub gdyby zawiódł ten wyłącznik, powinny re­zerwowo działać przekaźniki sterujące wyłącznikami A, B, D. Z rysunku wynika, że dla prawidłowej pracy przekaźników odległościowych konieczne jest zaopatrzenie tych przeka­źników w blokadę kierunkową, która podobnie jak w przypadku zabezpieczeń nadprądowych z blokadą kierunkową umożliwia zadziałanie przekaźnika odległościowego w przy­padku, gdy prąd zwarcia dopływa do szyn zbiorczych stacji rozdzielczej. Blokady tej da się uniknąć tylko w przypadku linii otwartych, w których kierunek przepływu prądu zwarcia jest zawsze taki sam bez względu na miejsce zwarcia.

Obok wyłączników przedstawiono kierunki nastaw członów kierunkowych przekaźników odległościowych.

27) Związek charakterystyki pomiarowej z charakterystyka czasową przekaźnika odległościowego.

Dla ułatwienia analizy zachowania się przekaźnika odległościowego przy zmianach parametrów systemu elektroenergetycznego w stanie zwarcia, przedstawia się charakterystyki przekaźnika w układzie współrzędnych R, X. Charakterystykę w układzie R, X otrzymuje się przez przeniesienie na płaszczyznę R, X charaktery­stycznych punktów impedancji stref wyznaczonych na charakterystyce t = f(Z), jak to pokazałem na rys poniższym. Obszary leżące wewnątrz najmniejszego okręgu charak­teryzują odległości, przy których przekaźnik działa z czasem I strefy, tzn. z czasem szybkim.

Rys.1. Zasady wyznaczania charakterystyki Z=f(ϕ) przekaźnika odległościowego

28) Zakłócenia w pracy transformatorów i odpowiadające im zabezpieczenia.

Rodzaje zakłóceń w pracy transformatorów:

- Zwarcia

Na rysunku powyższym pokazałem symbolicznie rodzaje zwarć, jakie mogą wystąpić na obszarze ograniczonym wyłącznikami po górnej i dolnej stronie transfor­matora. Można je podzielić na zwarcia w polach 1 i 2 oraz zwarcia wewnątrz kadzi (3-7). Te pierwsze są mniej groźne dla samego obiektu, ale bardzo groźne dla stabilności systemu. Oczywiście, stopień zagrożenia zależy od tego, czy są to zwarcia trójfazowe, czy dwu- lub jednofazowe. Zwarcia wewnątrz kadzi mogą być zwarciami na wyprowadzeniach uzwo­jeń (3, 4), zwarciami zwojowymi (5, 6) oraz zwarciami pomiędzy uzwojeniem a kadzią (7). Pierwsze z nich, oprócz skutków takich jak te wywołane zwarciami w polu transformatora, powodują znaczny stopień uszkodzeń wewnątrz kadzi. Są one przyczyną zniszczenia izolacji, przewodów, a niekiedy i rdzenia. Mogą także spowodować znaczny wzrost ciśnienia wewnątrz kadzi, wywołany energią łuku, rozkładającą olej na produkty gazowe. Zwarcia te, podobnie do zwarć w polu, charakteryzują się znacznymi prądami, więc są dość łatwo wykrywalne przez zabezpieczenia.

Zwarcia zwojowe (5 i 6) mogą w skrajnym przypadku dotyczyć jednego zwoju. Wówczas na skutek transformacji występuje takie zjawisko, że prąd w zwartych zwojach (czy też zwoju) osiąga gigantyczne wartości, na zaciskach zaś pojawia się jako niewielka wartość, często wielokrotnie mniejsza od prądu znamionowego. Zwarciu wewnętrznemu między uzwojeniem a kadzią (7) towarzyszy prąd zależny od liczby zwartych zwojów oraz od tego, czy punkt gwiazdowy jest uziemiony. Jeśli tak jest, to zwarcie można traktować jako zwarcie zwojowe pewnej liczby zwojów.

Ze względu na zabezpieczenia transformatora, jako zwarcia kryterialne dla doboru zabezpieczeń i ich nastawienia należy przyjąć zwarcia na zaciskach oraz zwarcia wewnętrzne zwojowe, obejmujące pojedynczy zwój.

- Nadmierny strumień w rdzeniu

Rdzenie współczesnych transformatorów, w których maksymalna znamionowa indukcja sięga 1,6 - 1,75T, pracują blisko poziomu nasycenia, wynoszącego 2 - 2,1T dla zimnowalcowanych blach transformatorowych. Jeśli w czasie pracy indukcja ulegnie zwiększeniu na skutek wzrostu napięcia i/lub zmniej­szenia częstotliwości, to nastąpi zjawisko nasycania się rdzenia, zwłaszcza w tych jego częściach, gdzie występują zwężenia przekroju. Podczas nasycenia zmienia się rozpływ strumienia i zwiększa jego część zamykającą się przez powietrze. Jest to szczególnie groźne w otoczeniu śrub mocujących, przez które w normalnych warunkach przepływa maleńka część strumienia. Po nasyceniu sytuacja ulega zmianie, gdyż większy strumień przechodzący przez stalowe lite śruby powoduje powstawanie znacznych prądów wirowych i nagrzewanie się tych fragmentów konstrukcji. Wzrost temperatury może być tak duży, że zostaną zniszczone podkładki izolujące konstrukcję od rdzenia, tworzące diamagnetyczną przegrodę dla strumienia. Mogą więc powstać lokalne ob­szary, w których nawet po zmniejszeniu indukcji strumień przechodzi przez elementy, wywołując w nich nadal znaczne prądy wirowe i nagrzewając je. Taki długotrwały stan podwyższa temperaturę w sąsiedztwie izolacji przewodów, prowadząc zarówno do jej stopniowego osłabiania, a niekiedy nawet do zwarć wewnętrznych, jak i do skrócenia trwałości użytkowej transformatora.

Przegrzanie uzwojeń

Energia wydzielana na rezystancji uzwojeń jest przyczyną wzrostu temperatury wewnątrz kadzi. Powstające ciepło jest oddawane izolacji stałej i olejowi, który przez system naturalnego, a nawet częściej wymuszonego obiegu oleju powoduje efekt chłodzenia. Najgorętsza jest wierzchnia warstwa oleju, ale ze względu na cieplne zagrożenie stanu izolacji istotniejsze jest to miejsce na powierzchni przewodu uzwojenia, w którym lokalnie temperatura osiąga największą wartość. W stanie normalnym temperatura górnej warstwy oleju może wynosić 90°C, co odpowiada temperaturze ok. 105°C w najgorętszym miejscu przewodu. Natomiast jeśli temperatura górnej warstwy przekroczy 105°C, oznacza to, że najgorętszy punkt ma zapewne temperaturę ok. 140°C i można ją uznać za granicznie dopuszczalną. Taki wzrost temperatury uzwojeń może być wywołany przeciążeniem prądowym lub zmniejszeniem intensywności chłodzenia, np. na skutek całkowitego lub częściowego wyłącze­nia pomp wymuszających obieg oleju.

Dla transformatorów stosuje się następujące rodzaje zabezpieczeń:

— różnicowe wzdłużne,

— różnicowe zerowoprądowe,

— nadprądowe i nadprądowe zerowoprądowe,

— nadprądowe kierunkowe,

— zabezpieczenia od zwarcia z kadzią,

— odległościowe, gazowo-przepływowe,

— ciśnieniowe,

temperaturowe (oleju i/lub najgorętszego punktu),

— od przewzbudzenia (nadmiernego wzrostu strumienia).

Zakłócenia w pracy transformatorów i odpowiadające im zabezpieczenia (Szyba Short Cut mix) ver.2

- zwarcie międzyfazowe

Jako zabezpieczenie podstawowe → nadprądowe lub bezpiecznikowe (transformatory do 1MVA), nadprądowe (od 1 do 5 MVA), różnicowo-prądowe wzdłużne stabilizowane blokowane przy udarach prądu magnesującego (powyżej 5 MVA) oraz gazowo-przepływowe 2-stopniowe (z wyjątkiem trans. 1 MVA zabezpieczonych bezpiecznikami).

Jako zabezpieczenie rezerwowe → nadprądowe po stronie zasilania uzupełnione blokadą napięciową jeżeli uzupełnienia tego wymagają względy wybiórczości i czułość (powyżej 5MVA)

- zwarcie doziemne

Jako zabezpieczenie podstawowe → oprócz wymieniony powyżej - zabezpieczenia nadprądowe reagujące na składową zerową prądu, po stronie uzwojeń przyłączonych do sieci z punktem neutralnym uziemionym bezpośrednio lub przez rezystor oraz innych sieci o znacznych prądach ziemnozwarciowych albo różnicowo-prądowe wzdłużne

- przeciążenie w uzwojeniach transformatora

Jako zabezpieczenie podstawowe → do 5MVA nie wymaga się zabezpieczenia powyżej 5MVA stosuje się zabezpieczenie temperaturowe dwustopniowe

Jako zabezpieczenie rezerwowe → do 1MVA nie wymaga się, powyżej 1MVA stosuje się zabezpieczenie nadprądowe o charakterystyce niezależnej lub zależnej albo model cieplny

- obniżenie poziomu oleju w kadzi transformatora

Jako zabezpieczenie podstawowe → do 1MVA nie wymaga się, powyżej gazowo-przepływowe(1-stopień)

29.Zabezpieczenie transformatora od uszkodzeń wewnątrz kadzi i obniżenia poziomu oleju

Do zabezpieczenia transformatora od uszkodzeń wewnątrz kadzi i obniżenia poziomu oleju stosuje się zabezpieczenie gazowo-przepływowe(zabezpieczenie Buchholza).

Zabezpieczenie to instaluje się na przewodzie rurowym łączącym kadź transformatora z konserwatorem. Działa ono przy elektrycznych i mechanicznych uszkodzeniach wewnątrz kadzi transformatora, którym towarzyszy:

- wydzielanie się gazów jako produktów rozkładu oleju lub stałych materiałów izolacyjnych (przegrzanie się uzwojeń lub rdzenia),

- obniżenie się poziomu oleju (nieszczelność kadzi, niedostateczne napełnienie),

- gwałtowny przepływ oleju z kadzi do konserwatora (zwarcie wewnątrz kadzi).

Podczas powolnego wydzielania się gazów, świadczących przeważnie o nieznacznym uszkodzeniu, a także w czasie uwalniania się powietrza zawartego wewnątrz transformatora lub przy obniżeniu się poziomu oleju, przekaźnik powinien uruchomić sygnalizację ostrze­gawczą (I stopień). Pierwszy stopień jest sterowany górnym pływakiem, który opada, gdy w przekaźniku zbierze się od 100 do 250 cm³ gazu. Przy gwałtownym wydzielaniu się gazów lub przy wystąpieniu intensywnego przepływu oleju z kadzi do konserwatora, zabez­pieczenie winno spowodować (II stopień) otwarcie wyłączników transformatora. W trans­formatorach dużej mocy wyposażonych w przełącznik zaczepów również komora przełącz­nika zaczepów wyposażona jest w przekaźnik gazowo-przepływowy.

30.Zakłócenia w pracy silników asynchronicznych i odpowiadające im zabezpieczenia

• zawarcia doziemne w uzwojeniach stojana

zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne zasilane z przekładnika Ferrantiego

• zwarcia międzyfazowe i zwojowe w uzwojeniach stojana

bezpieczniki topikowe o odpowiednim I_n wkładki topikowej

zabezpieczenie różnicowe

zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne

• nieudany rozruch lub samorozruch spowodowany np. wskutek zmniejszenia się napięcia lub wzrostu momentu oporowego maszyny napędzanej przez silnik

zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne niezależne. Jego zadaniem jest wyłączenie silnika wówczas gdy jego rozruch lub samorozruch trwa zbyt długo, lub gdy jego prą wzrasta nadmiernie

• przegrzewanie się uzwojeń stojana lub wirnika na skutek zbyt długiego rozruchu (stan ten występuje przy rozruchu przy obniżonym napięciu lub przy nadmiernym obciążeniu

mechanicznym

• przegrzewanie się uzwojeń silnika na skutek pracy niepełnofazowej

• przegrzewanie się uzwojeń silnika na skutek niesymetrii napięć zasilających

• przegrzewanie się uzwojeń silnika na skutek wzrostu momentu hamującego

zabezpieczenia cieplne - przekaźnik cieplny jest rozwiązany jako układy bimetaliczne, lub jako analogowy model z integratorami lub jako model cyfrowy

zabezpieczenie temperaturowe - jest wykonywane w postaci czujników termistorowych umieszczonych wewnątrz uzwojeń trójfazowych stojana w miejscach gdzie temperatura osiąga największą wartość. Czujniki te są połączone szeregowo z przekaźnikiem podprądowym. Przy wzroście temperatury choćby jednego z czujników prąd w przekaźniku zmniejsza się poniżej progu opadania co powoduje wyłączenie silnika.

Dodatkowe zabezpieczenia

zabezpieczenie od niesymetrii prądowej - kontroluje wartość składowej przeciwnej prądów dopływających do silnika. Składowa przeciwna prądu przy pracy silnika z pełnym obciążeniem nie powinna być większa niż 5-10% (I_n silnika)

zabezpieczenie podnapięciowe - realizuje się w celu samorozruchu silnika w określonych sytuacjach, a także by nie dopuścić do załączenia silnika a także jego pracy przy nadmiernie obniżonym napięciu

31.Zabezpieczenia szyn zbiorczych

Zabezpieczenia szyn są wykonywane jako:

• różnicowo-prądowe stabilizowane

Stosowanie stabilizacji jest jedną z metod zwiększenia czułości zabezpieczenie. Polega na uzależnieniu prądu pobudzenia przekaźników różnicowych od kombinacji liniowej prądów poszczególnych odejść rozdzielni. Jego zalety to:

Łatwość dopasowania do dowolnej liczby systemów szyn zbiorczych

Możliwość stosowania przekładników prądowych o różnych przekładniach

• różnicowe wielkoimpedancyjne

Uzyskuje stabilizację przez włączenie do obwodu różnicowego odpowiednio dużej rezystancji, powodującej zwiększenie impedancji rozruchowej i zmniejszenie natężeń prądów w obwodach linii pilotującej. Zaletą ich jest:

Duża czułość przy zwarciach wewnętrznych

Mniejsza wrażliwość na stan nasycenia się przekładników prądowych

• porównawczo-fazowe

Działa na zasadzie porównania kierunków (kątów fazowych)m prądów płynących do szyn zbiorczych i prądów w obwodzie różnicowym. Jego zaletą jest:

Możliwość stosowania przekładników prądowych o różnych przekładniach

32.Zasady zabezpieczenia przewodów instalacyjnych

Kable i przewody łączące odbiorniki energii elektrycznej z punktu zasilania mogą być narażone na przetężenia, powodowane przeciążeniami i zwarciami. Zasady zabez­pieczania kabli i przewodów są określone w odpowiednich normach. Zabezpieczenia zwarciowe i przeciążeniowe stosuje się we wszystkich przewodach fazowych danego układu z wyjątkiem:

- sieci z izolowanym punktem neutralnym, które mogą mieć zabezpieczenia przeciąże­niowe w dwóch fazach;

- przewodów neutralnych układu dwuprzewodowego, które nie muszą być zabez­pieczane.

Zabezpieczenia zwarciowe przewodów powinny być umieszczane zawsze na początku zabezpieczanej linii (licząc od źródła energii do odbiornika) oraz w miejscach, gdzie obciążalność zwarciowa przewodów dalszego ciągu linii lub jej odgałęzienia ulega zmniejszeniu. Zabezpieczenia od przeciążeń przewodów można umieścić w dowolnej odległości od początku zabezpieczanej linii, jednak przed pierwszym rozgałęzieniem lub gniazdem wtyczkowym.

W odgałęzieniach linii - wówczas, gdy przewody odgałęzienia mają mniejszy przekrój niż linia - powinno się umieszczać zabezpieczenia nadmiarowoprądowe. Długość przewodów między linią a zabezpieczeniami w instalacjach nieprzemysłowych nie powinna być większa niż 1 m. Długość ta w instalacjach przemysłowych może wynosić do 6 m w przypadku zasilania odbiorników oświetleniowych lub mieszanych i do 30 m w przypadku zasilania odbiorników siłowych, jeżeli:

- zmniejszenie przekroju przewodu na odgałęzieniu nic przekracza trzech stopni znormalizowanych przekrojów wykonanych z tego samego materiału;

- przewody są zabezpieczone przed uszkodzeniami mechanicznymi i ich osłony nit stykają się z materiałami palnymi;

- przewody nic przechodzą przez pomieszczenia niebezpieczne pod względem wybucho­wym.

W liniach napowietrznych o rozpiętości przęseł do 35 m i nie podlegających obostrzeniu oraz w liniach kablowych odległości do zabezpieczenia na odgałęzieniu nie są ograniczane. Nie wolno zabezpieczać przewodów uziemień ochronnych i roboczych, przewodów ochronnych, przewodów obwodu wzbudzenia silników prądu stałego. W linii wykonanej przewodami lub kablami połączonymi równolegle na obydwu końcach można zastosować wspólne zabezpieczenie od zwarć i przeciążeń. Zabezpieczenie to można realizować za pomocą bezpieczników, nadmiarowych wyłączników instalacyjnych oraz łączników .samoczynnych.

Charakterystyka działania urządzenia zabezpieczającego przewody od przeciążenia powinna spełniać następujące dwa warunki:

w których: I_B - prąd roboczy (obliczeniowy) w obwodzie, In — prąd znamionowy lub nastawiony urządzenia zabezpieczającego, Idd - obciążalność prądowa długotrwała przewodu, Iw - prąd zadziałania urządzenia zabezpieczającego. Praktycznie, jako prąd Iw. może być przyjmowany:

- prąd powodujący działanie wyłączników,

- prąd powodujący zadziałanie wkładki topikowej typu gI,

- 0,9 prądu powodującego zadziałanie wkładki topikowej typu gII.

Urządzenia zabezpieczające przed zwarciem powinny spełniać dwa warunki:

- zapewniać zdolności przerywania przepływu prądu zwarciowego o wartości nie mniejszej od wartości spodziewanego prądu zwarciowego;

- czas przerywania przepływu prądu zwarciowego powinien być taki, aby temperatura przewodów nie przekroczyła temperatury granicznej dopuszczalnej przy zwarciu.

Przy doborze zabezpieczeń obwodów instalacji przez różne urządzenia zabezpieczające (bezpieczniki, nadmiarowe wyłączniki instalacyjne i wyłączniki różnicowoprądowe) należy zapewnić koordynację charakterystyk tych urządzeń, co wymaga uzyskania danych dotyczących energii l²t przenoszonej przez urządzenia zabezpieczające. W tym celu powinien być spełniony warunek

gdzie: Ik'' - składowa początkowa prądu zwarciowego[A], t - czas [s]; S - przekrój przewodu [mm²], k -współczynnik [A/mm²*s]. Współczynnik k wynosi: 115 - dla przewodów o żyłach miedzianych i izolacji PVC, 74 - dla przewodów o żyłach aluminiowych i izolacji PVC.

Przykładowe charakterystyki

Charakterystyki czasowo-prądowe 1-przewodu, 2-bezpieczników, wyłącznika samoczynnego, zabezpieczających przewody przed prądami zwarciowymi

Zabezpieczenia przewodów instalacyjnych dokonuje się przez szybkie wyłączenie co można zrealizować za pomocą:

1. urządzeń ochrony przetężeniowej

• bezpieczniki z wkładkami topikowymi

• wyłączniki z wyzwalaczami nadprądowymi

• wyłączniki z przekaźnikami nadprądowymi

urządzeń ochrony różnicowo-prądowej

• wyłączniki różnicowo-prądowe

• wyłączniki współpracujące z przekaźnikami różnicowo-prądowymi

3. urządzenia ochronne napięciowe, nadnapięciowe

33) Narysować wykres wektorowy impedancji mierzonej w punkcie zabezpieczeniowym podczas zwarcia bezpośredniego i pośredniego.

Gdy w obwodzie zwarciowym znajduje się tylko impedancją wzdłużna linii, a zwarcie ma charak­ter bezpośredni (R = 0), wektor Z_AF (zespolone) leży na prostej AB, która jest nachylona względem osi rzeczywistej R pod kątem ϕ = arc tg(X_AB/R_AB). Umieszczenie początku linii, tzn. punktu A (R = 0, X = 0) w początku układu współrzędnych oraz przyjęcie odpowiedniej skali dla im­pedancji zgodnej linii AB stwarza możliwość optymalnego doboru charakterystyk rozrucho­wych przekaźników odległościowych. Dotyczy to zwłaszcza przypadku, gdy zwarcie ma cha­rakter pośredni, tzn. gdy w miejscu zwarcia F występuje dodatkowa rezystancja R_F, zwana rezystancją przejścia. Z rysunku b) widać, że wtedy wektor impedancji Z_lAF łączy punkty A i F', a nie - jak poprzednio - A i F. Oznacza to, że wskutek obecności rezystancji przejścia R_F następuje powiększenie wektora impedancji Z_1AF o ΔZ_p (odcinek MF' na prostej AF'); jest to błąd w pomiarze impedancji Zp, a zatem i w ocenie odległości do miejsca zwarcia.

34.Źródła błędu w pomiarach odległości przez przekażniki odległościowe i sposoby ich eliminowania

Podstawowym źródłem błędu w przekaźnikach odległościowych jest rezystancja przejścia w miejscu zwarcia. Aby przedstawić sposób ich eliminowania posłużę się wykresami wektorowymi impedancji mierzonej w punkcie zabezpieczeniowym podczas zwarcia bezpośredniego i pośredniego.(dalej rys z pytania 33).

Chcąc w sposób prawidłowy wyznaczyć odległość pomiędzy punktami A i F na linii AB z rysunku - i to niezależnie od charakteru zwarcia (zwarcie bezpośrednie lub pośrednie) - należy uniewrażliwić człon pomiarowy przekaźnika odległoś­ciowego na rezystancję R_F. Można to uzyskać przez wybór określonego kształtu charakte­rystyki rozruchowej, a nie przez dobór jednej jedynej wartości rozruchowej (jak to występuje np. w przekaźnikach nadprądowych); charakterystyka taka musi przejść przez obydwa punk­ty: F i F' na rysunku b)

Biorąc pod uwagę, że punkt zwarciowy F może wystąpić w dowolnym miejscu linii AB, można wyznaczyć obszar impedancji mierzonych podczas zwarć pośrednich i bezpośrednich, tak jak to pokazano na rysunku poniższym.

Rys. 11.4. Obszar impedancji mierzonych podczas zwarć na linii AB oraz możliwa charakterystyka rozruchowa przekaźnika odległościowego

Nowoczesny przekaźnik powinien poprawnie mierzyć odległość zwarcia niezależnie od rodzaju zwarcia.

Impedancja Z_m, mierzona przez człon pomiarowy przekaźnika odległościo­wego, wynika z napięcia U_a na zaciskach członu pomiarowego i prądu I_a, płynącego przez ten człon. Zatem

Z_m=U_a/I_a

Doprowadzając odpowiednie wielkości do obwodów prądowych i napięcio­wych członu pomiarowego, możemy uzyskać niezależność pomiaru odległości punktu zwarciowego od rodzaju zwarcia. Najprościej można to uzyskać, żądając takich warunków zasilania obwodów członu pomiarowego, by mierzył on zawsze impedancję zgodną obwodu zwarciowego. Można to osiągnąć, wprowadzając do obwodu napięciowego i prądowego członu pomiarowego:

a) w przypadku zwarć międzyfazowych — napięcie międzyprzewodowe między zwartymi przewodami fazowymi i różnicę prądów fazowych przewodów faz zwartych;

b) w przypadku zwarć doziemnych — napięcie fazowe przewodu fazy do-ziemionej i prąd fazowy tej samej fazy, powiększony o pewną wartość k₀, proporcjo­nalną do prądu zerowego.

Przekaźniki nie powinny być też wrażliwe na kołysania mocy w sieci, które mogą spowodować zbędne zadziałanie zabezpieczenia odległościowego. Tę niewrażliwość uzyskuje się przez zastosowanie blokad kołysaniowych, wykorzystują­cych różne zjawiska towarzyszące kołysaniom, jak np. szybkie zmiany kierunku przepływu mocy, pulsacje mocy oraz szybkość zmian impedancji ruchowej, inną przy zwarciach i inną przy kołysaniach.

Poza tym istnieje szereg czynników mogących spowodować błędne zadziałanie zabezpieczenia odległościowego. Ilość takich zadziałań ogranicza się w wyniku powiązania zabezpieczeń na obydwu końcach linii za pośrednictwem łącza telekomunikacyjnego. Jeśli jedno z tych zabezpieczeń zadziała za strefą I, to wysyła sygnał na wyłączenie własnego wyłącznika poprzez uruchomienie zabezpieczenia po drugiej stronie linii, które z kolei powoduje powstanie sygnału na likwidację zwłoki czasowej II strefy pierwszego zabezpieczenia oraz szybkie otwarcie swojego (drugiego) wyłącznika.

W przypadku braku łącza niekiedy stosuje się wydłużenie strefy I poza szyny przeciwległej stacji przed SPZ, dopuszczając na krótki czas nieselektywne wyłączenie.

35.Zasada działania rejestratora zakłóceń:

Rejestrator zakłóceń służy do rejestracji wielkości analogowych (prądów i napięć) oraz wydarzeń dwustanowych, głównie zadziałań automatyki zabezpieczeniowej i wyłączników, podczas zakłóceń w obiekcie zabezpieczanym stanowi istotną pomoc w wyjaśnieniu danego zakłócenia. Wyniki rejestracji mogą być przydatne także przy wyborze środków polepszających warunki eksploatacyjne danego urządzenia .

Rejestrator zakłóceń składa się z trzech podstawowych części:

• modułu zbierania i przetwarzania danych (MZPD)

• modułu gromadzenia danych (MGD)

• systemu rejestracji i komunikacji zewnętrznej (SRK)

Schemat strukturalny cyfrowego rejestratora zakłóceń

Schemat strukturalny modułu zbierania i przetwarzania danych

Moduł zbierania i przetwarzania danych do którego są doprowadzane wielkości analogowe i sygnały dwustanowe z danego obiektu elektroenergetycznego, dopasowuje i przetwarza je na odpowiednie sygnały cyfrowe, zapewniając jednocześnie galwaniczną separację obwodów wewnętrznych rejestratora od obwodów zewnętrznych. Sygnały analogowe (SA) są dopasowywane w przekładnikach wejściowych dopasowujących, przy czym sygnały prądowe są zwykle przekształcone na proporcjonalne do nich sygnały napięciowe. Sygnały dwustanowe (SD) są doprowadzone do transoptorów, które zapewniają galwaniczne oddzielenie obwodów zewnętrznych od części elektronicznej modułu (MZPD). Sygnały wyjściowe z przekładników wejściowych dopasowujących przychodzą na analogowy filtr dolnoprzepustowy, a następnie razem z sygnałami dwustanowymi zostają doprowadzone do multipleksera, zaś przez układ próbkująco-pamiętający i przetwornik analogowo-cyfrowy do mikroprocesora, a następnie do modułu gromadzenia danych. Informacje gromadzone w pamięci mikroprocesora są zapisywane na drukarce własnej rejestratora lub mogą być przesyłane na bieżąco do innych urządzeń koncentracji danych w postaci nadrzędnych komputerów.

36) Rodzaje i właściwości łączy transmisyjnych stosowanych w EAZ.

W zależności od odległości, na jaką należy przesłać dany sygnał, oraz od rodzaju techniki zastosowanej w urządzeniu zabezpieczającym (analogowa lub cyfrowa) realizuje się następujące łącza transmisyjne:

- przewodowe, - wielkiej częstotliwości fw.cz.), - radiowe, - światłowodowe.

Łącza wielkiej częstotliwości i radiowe są stosowane wyłącznie do przekazy­wania sygnałów pomiędzy zabezpieczeniami zainstalowanymi w różnych stacjach elektroenergetycznych albo do zdalnego sterowania wyłącznikami. Połączenia przewodowe i światłowodowe znajdują natomiast zastosowanie do przesyłu sygnałów zarówno w jednej tylko rozdzielni, jak i pomiędzy odległymi od siebie rozdzielniami lub różnymi poziomami hierarchicznej struktury sterowania typu: pole - rozdzielnia — system dyspozytorski. W najprostszym przypadku, gdy odległość między przekładnikami pomiarowymi a przekaźnikiem lub między przekaźnikiem a nadajnikiem informacji dwustanowych (czujnikiem wielkości nieelektrycznej itp.) wynosi kilka metrów, sygnały przekazuje się przewodami obwodów wtórnych. Na ogół jednak przesył sygnałów w obrębie jednej stacji lub elektrowni odbywa się najczęściej za pomocą wielożyłowych kabli sygnalizacyjnych (sterowniczych); dotyczy to większości istniejących i eksploatowanych od lat obiektów elektroenergetycznych. Jest prawie pewne, że w miarę wprowadzania techniki cyfrowej do sterowania, nadzoru i zabezpieczeń w nowo budowanych obiektach elektroenergetycznych będą dominować obwody wtórne nowej generacji, oparte na łączach światłowodowych. Można się także spodziewać, że wskutek modernizacji dotychczasowych obiektów elektroenergetycznych pojawią się nowoczesne sieci komunikacyjne światłowo­dowe obok istniejących, klasycznych obwodów wtórnych.

Stosowanie łączy telekomunikacyjnych pomiędzy obydwoma zabezpieczeniami odległościowymi pozwala na przyspieszenie zadziałania tych zabezpieczeń. Ponadto łącza mogą być wykorzystywane do realizacji funkcji adaptacyjnych tych zabezpieczeń, uwzględniających np. zjawisko spływów prądów zwarciowych, rozpływu składowej zerowej prądu zwarciowego w liniach dwutorowych.

Rozróżnia się dwa zasadnicze rodzaje sygnałów impulsowych przesyłanych przez łącza transmisyjne:

• wyłączające - blokujące

37) Zabezpieczenia przeciążeniowe czujnikowe silników elektrycznych. Narysować schemat ideowy.

1-Zab. róż-prąd. 2-nadpr. Bezzwłoczne, 3-zab. ziemnozwarciowe, 4-nadpr. Zwłoczne, 5- zab. od niesymetri prądów (od składowej przeciwnej prądu) 6-zab. cieplne, 7-zab podnapięciowe

38) Regulacja napięcia transformatorów i stawiane jej wymagania

Zmiana napięcia w transformatorach odbywa się zaczepami poprzez zmianę liczby zwojów czynnych w:

(obu uzwojeniach(wysoki koszt), albo w 1 uzwojeniu (zazwyczaj górnego napięcia bo mniejsze prądy płyną)

Rozróżnia się dwa zasadnicze sposoby regula­cji napięcia transformatorów:

1. regulację w stanie beznapięciowym (bez obciążenia),

2. regulację pod obciążeniem.

Pierwszy sposób jest stosowany w prawie wszystkich transformatorach energetycz­nych małej i średniej mocy. Zakres regulacyjny wynosi zwykle +5% U„. W praktycznych wykonaniach transformator ma wbudowanych kilka zaczepów wykonanych po stronie wy­ższego napięcia, połączonych z ręcznym przełącznikiem.

Zaczepy wykonuje się w środku uzwojenia, ze względu na utrzymanie jak najlepszej symetrii osiowej uzwojeń względem siebie. Regulację powinno się wykonywać po stronie wyższego napięcia, ze względu na mniejsze prądy, a więc mniejsze przekroje przewodów i łatwość montażu przyłączy do zaczepów.

Nie zawsze można jednak regulować napięcie, przerywając zasilanie obwodu. W trans­formatorach o górnym napięciu 110 kV i więcej, o mocach powyżej 1 MVA zmiana prze­kładni odbywa się pod obciążeniem, a zakres regulacji jest większy i wynosi ±10% U_n. Transformatory takie muszą być wyposażone w specjalne przełączniki umożliwiające doko­nywanie regulacji pod obciążeniem. Przełącznik zaczepów nie powinien w cyklu łączenio­wym przerywać obwodu głównego ani zwierać, nawet na krótki czas, części uzwojeń trans­formatora, również pojedynczych zaczepów.

Aby dotrzymać tych warunków, stosuje się szereg najróżniejszych konstrukcji urzą­dzeń automatycznego przełączania. W czasie przełączania dokonuje się np. chwilowego wyłączania w zwierany w czasie operacji obwód dodatkowej reaktancji w postaci dławika lub rezystancji.

Przełącznik zaczepów transformatora w normalnych warunkach uruchamiany jest za pomocą napędu silnikowego, sterowanego zdalnie z odpowiedniego przekaźnika lub przyci­skiem umieszczonym na przełączniku zaczepów. Przełączniki zaczepów transformatorów regulacyjnych zainstalowanych w stacjach transformatorowych dużych zakładów produk­cyjnych lub też miejskich głównych punktach zasilania tzw. GPZ-ach dokonują do kilku­dziesięciu przełączeń w ciągu doby

WYMAGANIA:1)Dokładność regulacji (strefa nieczułości między sąsiednimi zaczepami) 2) Opóźnienie działania (nie powinien reagować na chwilowe odchylenia napięcia) 3) Jakość regulacji 4) Odpowiednie blokady (przed zbyt wysokimi lub zbyt niskimi napięciami, przed dużymi przetężeniami) 5) Uniwersalność (możliwość zastosowania do różnych transf.). Regulator powinien umożliwiać (nastawienie ręczne, programowe, nastawianie strefy niezadziałania oraz kształtowanie odpowiednich charakterystyk czasowych)

39) Regulacja napięcia w sieci SN za pomocą przekaźnika RNTH

Przekaźniki typu RNTH-3 instalowane są m.in. w miejskich stacjach transformatoro­wych i przeznaczone do sterowania przełącznikami zaczepów transformatorów 110/15/15 kV. Istotę i cel regulacji napięcia w promieniowej linii SN przedstawia poniższy rysunek

W miarę zmian obciążenia sieci od GPZ do ST, przekaźnik sterujący przełącznikiem zaczepów transformatora WN/SN dokonuje pomiaru prądu obciążenia i po odwzorowaniu spadku napięcia towarzyszącemu aktualnemu obciążeniu ustala napięcie na szynach A tak, by napięcie na szynach B pozostawało na poziomie napięcia znamionowego U_n (z odpowie­dnią tolerancją).

40) Narysować schemat ideowy zabezpieczenia nadprądowego-bezzwłocznego z blokadą napięciową o następującym układzie połączeń: dwa przekaźniki nadprądowe w układzie "V" oraz trzy przekaźniki podnapięciowe włączone międzyfazowo.

Poprzez zastosowanie w tym zabezpieczeniu nadprądowym blokady podnapięciowej poprawiona została zdolność rozróżniania zwarć międzyfazowych od przeciążeń. Wynika to z faktu że zwarcią tym towarzyszy znaczne obniżenie napięcia, a jeżeli występuje tylko przeciążenie to przekaźniki podnapięciowe nie zadziałają - co przy zadziałaniu przekaźników nadprądowych - nie powoduje pobudzenia wyzwalacza wyłącznika.

II Wyjaśnić zasadę działania pokazanych na rysunku układów:

1. komparatorów amplitudy i fazy z porównywaniem bezpośrednim i pośrednim

Komparatory amplitudy symetryczne porównują ze sobą dwa sygnały pomiarowe pod względem ich amplitud. Na rysunku pierwszym przedstawiono uproszczony schemat układu pomiarowego z zastosowaniem komparatora amplitudy KA symetrycznego, będącego wzmacniaczem operacyjnym, pra­cującym z otwarła pętlą sprzężenia zwrotnego.

Na jedno z wejść kom­paratora jest doprowadzone tzw. napięcie rozruchowe Ur, na drugie zaś napięcie hamujące Uh. Obydwa napięcia zostały przetworzone w ukła­dach wejściowych i prostująco-filtrujących,.

Komparator wytwarza na swoim wyjściu napięcie Uwy odpowiadające poziomom logicznym 0 lub 1 (np. 0 lub 10 V) w zależności od znaku różnicy napięć Ur i Uh na jego wejściu. Zachowanie komparatora można zatem zapisać następująco

gdzie: k', k'' - współczynniki proporcjonalności.

Oprócz komparatorów amplitudy o porównaniu bezpośrednim, w których sygnałami pomiarowymi S1 i S2 są prądy lub napięcia, są stosowane komparatory amplitudy o porównaniu pośrednim. W tym przypadku napięcia rozruchowe i hamujące komparatora są kombinacjami liniowymi sygnałów pomiarowych S1 i S2, co można wyrazić następującymi związkami

gdzie: k1,…….k4 - współczynniki proporcjonalności.

Na rysunku drugim przedstawiono uproszczony schemat strukturalny układu porównującego amplitudy sygnałów określonych związkami powyższymi. Takie rozwiązanie jest często realizowane w zabezpieczeniach różnicowoprądowych stabilizowanych.

Komparatory fazy

W komparatorach fazy (KF) następuje pomiar kąta zawartego między dwoma sygnałami sinusoidalnie zmiennymi o częstotliwości podstawowej, którymi mogą być: napięcie i prąd, dwa prądy albo napięcia do nich proporcjonalne, lub dwie kombinacje liniowe tych wielkości opisane równaniem ogólnym

w którym: Sr --- sygnał rozruchowy, Sh — sygnał hamujący.

W statycznych komparatorach fazy pomiar kąta między dwoma sygnałami odbywa się w sposób pośredni, (j. przez kontrolę występowania impulsów bramkowych (prostokątnych) lub szpilkowych, uzyskiwanych za pomocą odpowiednich układów do formowania impulsów.

Na rysunku (brak) przedstawiono schematy blokowe dwóch komparatorów fazy, w których porównuje się impulsy bramkowe, przyporządkowane dodat­nim półokresom kontrolowanych sygnałów S1 i S2.

2. układów SPZ i SZR

Na rysunku tym przedstawiono linię zasilaną dwustronnie, zaopatrzoną na obu końcach w urządzenia trójfazowego SPZ powolnego.

Schemat współpracy układów trójfazowego SPZ powolnego w linii zasilanej dwustronnie

RU_k — przekaźnik kontroli zaniku napięcia, RS_k — przekaźnik kontroli synchronizmu, ZW',ZW" — impulsy na zamknięcie wyłączników W i W"

W przypadku zwarcia w linii powinny zadziałać zabezpieczenia sieciowe powodując obustronne i możliwie jednoczesne wyłączenie tego odcinka sieciowego. Następnie po upływie czasu przerwy bezprądowej powinno zadziałać na końcu linii od strony źródła F urządzenie SPZ, które po stwierdzeniu braku napięcia na linii powinno spowodować zamknięcie wyłącznika. Wskutek tego następuje podanie napięcia na drugi koniec linii. Jeżeli załączenie było nieudane, to następuje defini­tywne wyłączenie linii. Jeżeli natomiast załączenie było udane, to powinno zadziałać urządzenie SPZ, zainstalowane na drugim końcu linii (od strony źródła E). Zadzia­łanie to powinno nastąpić nie od razu, lecz dopiero po skontrolowaniu zgodności częstotliwości rozłączonych źródeł napięcia oraz zgodności napięć po obu stronach wyłącznika pod względem wartości i fazy. Przy spełnieniu tych warunków wyłącznik zostaje zamknięty i zostaje przywrócona współpraca obu rozłączonych źródeł.

Zanik napięcia stwierdza przekaźnik podnapięciowy, natomiast istnienie synchronizmu — specjalny przekaźnik, reagujący na różnicę porównywanych napięć.

Kontrola zaniku napięcia wstecznego powinna być dokonywana na jed­nym z końców linii, a kontrola synchronizmu — na drugim końcu. Z punktu widze­nia likwidacji zwarć przemijających jest zupełnie obojętne, na którym z końców linii zastosować kontrolę zaniku napięcia lub kontrolę synchronizmu. Zagadnienie to może natomiast nabrać pewnego znaczenia z punktu widzenia likwidacji zwarć trwałych, gdyż może nie być obojętne, które ze źródeł ma być przeznaczone do zasi­lania zwarcia trwałego na linii w cyklu W—t_p—ZW. Poza tym należy pamiętać, że wyłącznik podający napięcie na linię dokonuje kontroli trwałości zwarcia w linii, pracuje przeto w trudniejszych warunkach niż wyłącznik łączący źródła do współ­pracy.

SZR z rezerwą jawną

Znam to dobrze więc nie chce mi się pisać

SZR z rezerwą ukrytą

Na rysunku pokazano schemat funkcjonalny układu SZR, przeznaczonego do rezerwy ukrytej obustronnej.

W1,W2 - wyłącznik na dopływach Ws - wyłącznik sekcyjny …. Przekaźnik nadprądowy RI powoduje bezzwłoczne otwarcie wyłącznika sekcyjnego Ws w razie nieudanego SZR. Układ dokonuje również SZR w przypadku niezamierzonego jak i zamierzonego otwarcia wyłącznika źródła podstawowego w celu przejścia z pracą na zasilanie rezerwowe. Ciekawostką opisywanego układu SZR jest zasilanie przekaźników napięciowych z przekładników napięciowych, zainstalowanych nie na szynach zbiorczych lecz na dopływach. Dokonanie SZR w przypadku otwarcia wyłącznika zasilania podstawowego uzyskuje się przez przerywanie obwodów napięciowych zestykami pomocniczymi odpowiednich wyłączników.

c)dwuprzewodowego łącza w.cz. w linii 220kV

Przesył sygnałów w układach ETN (El-en telefonii nośnej) jest możliwy tylko z wykorzystaniem określonej modulacji, w paśmie częstotliwości nośnej oddalonym od częstotliwości sieciowej. W praktyce stosuje się pasmo 30 -300 kHz. Umożliwia to równoczesny przesył niezależnych od siebie informacji wieloma kanałami.

Dla celów automatyki zabezpieczeniowej linii 220 kV i 400 kV stosuje się łącza w.cz. dwuprzewodowe, wykorzystujące dwie fazy linii elektroenergetycznej do transmisji sygnałów.

W skład schematu wchodzą następujące elementy: (Dla jednego końca lini)

— filtr zaporowy {FZ) dla częstotliwości nośnej (w.cz.), uniemożliwiający przesył sygnału w kierunku niepożądanym, tutaj na lewo od FZ;

— filtr rezonansowy szeregowy (C2 i L2), sprzęgający przewód linii elektroener­getycznej z częścią niskonapięciową łącza ETN, dostrojony do częstotliwości fali nośnej oraz stanowiący zaporę dla częstotliwości fn = 50 Hz;

— filtr FG (filtr górnoprzepustowy), eliminujący z obwodu urządzenia nadawczo-odbiorczego (UTK) sygnały o częstotliwościach sieciowych;

Rys. Uproszczony schemat dwuprzewodowego łącza wielkiej częstotliwości. ZAB1 - zabezpieczenie, UTK1- urządzenie telekomunikacyjne nadawczo-odbiorcze, KK - kabel koncentryczny, FZ - filtr zaporowy, C2 - kondensator sprzęgający, FS - filtr sprzęgający, FG - filtr górnoprzepustowy, TS - transformator separujący, I0-iskiernik ochronny, TR — transformator izolująco-dopasowujący.

d) układu zabezpieczenia kierunkowo-mocowego linii

Zabezpieczenia porównawcze kierunkowe działają na zasadzie porównania ze sobą kierunków mocy zwarciowych w dwóch końcach linii, przy czym wartości bez­względne tych mocy nie mają istotnego znaczenia. Zabezpieczenia te wymagają stosowania, łącza, którego zadaniem jest przekazanie na drugi koniec linii informacji o znaku algebraicznym mocy zwarciowej w danej chwili. Informacja ta może być wykorzystywana w dwojaki sposób, mianowicie bądź do zdejmowania blokady z zablokowanego zabezpieczenia kierunkowego (rys. a), bądź do blokowania tego zabezpieczenia (rys. b).

Rys. Schematy ilustrujące zasadę działania zabezpieczenia porównawczego kierunkowego: a) wysyłanie impulsu zdejmującego blokadę; b) wysyłanie impulsu blokującego

Wadą zabezpieczeń kierunkowych mocowych jest to, że nie mogą one stanowić rezerwy zabezpieczeń sąsiednich odcinków linii oraz zależność skutecz­ności ich działania od stanu łącza. Wady te doprowadziły do zarzucenia zabezpieczeń porównawczych kierunkowych jako samodzielnych jednostek zabezpieczeniowych, natomiast obecnie łączy się je w jedną całość z zabezpieczeniami odległościowymi, wykorzystując do obu tych zabezpieczeń wspólne elementy, jak człon rozruchowy i człon pomiarowo-kierunkowy. W ten sposób otrzymuje się układ złożony z dwóch zabezpieczeń odległościowych, umieszczonych na obu końcach zabezpieczanego odcinka sieci i współpracujących ze sobą za pośrednictwem łącza w. cz.

Łącze wielkiej częstotliwości może być wykorzystane do przeniesienia na drugi koniec zabezpieczonego odcinka linii rozkazu na otwarcie wyłącznika, bądź na przedłużenie pierwszej strefy zabezpieczenia odległościowego lub na skrócenie tej strefy, bądź wreszcie na zablokowanie tej pierwszej strefy.

e) przekaźnika różnicowego stabilizowanego;

Patrz pytanie 11 lub 12.

g) zabezpieczenia silnika asynchronicznego WN;

Patrz pytanie 37

h) zabezpieczenia transformatora od zwarć doziemnych (wzrostu napięcia)

W sieciach wysokiego napięcia o skutecznie uziemionym punkcie zerowym, część transformatorów pracuje z punktem gwiazdowym izolowanym od ziemi, co ma na celu ograniczenie prądów ziemnozwarciowych. Do zabezpieczenia tych transfor­matorów od przepięć występujących w czasie zwarć doziemnych stosuje się zabez­pieczenie reagujące na napięcie zerowe (pokazane za rysunku).

Rys. Zabezpieczenie transformatora od zwarć doziemnych: a) schemat funkcjonalny; b) schemat rozwinięty

Gdy w wyniku zwarcia doziemnego pojawia się napięcie zerowe (ok, 30 kV w sieci 110 kV) zagrażające izolacji nieuziemionego punktu zerowego, nastę­puje zadziałanie przekaźnika napięciowego, który po określonej zwłoce czasowej powoduje otwarcie wyłączników transformatora. Zwłokę czasową tego zabezpiecze­nia dobiera się dłuższą o czas stopniowania od zwłoki czasowej zabezpieczeń odejść liniowych od szyn zbiorczych górnego napięcia.

Impuls wyłączający omawianego zabezpieczenia blokuje się przekaźnikiem nadprądowym, reagującym na prąd zerowy, gdy transformator pracuje z uziemionym punktem gwiazdowym. Czas trwania tej blokady wybiera się o stopień dłuższy od czasu zadziałania zabezpieczenia napięciowo-zerowego, dzięki czemu w przypadku zwarcia doziemnego w sieci, nie wyłączonego przez odpowiednie zabezpieczenie sieciowe, zostają wyłączone w pierwszej kolejności transformatory o nieuziemionych punktach gwiazdowych, a następnie dopiero pozostałe transformatory.

i) cyfrowego rejestratora zakłóceń;

Patrz pytanie 35

j) łączy światłowodowych;

Łącza światłowodowe stosowane coraz częściej w systemach telekomunikacji publicznej są również rozpowszechnione w energetyce zawodowej, m.in. dla celów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Decydują o tym takie czynniki, jak: - odporność na zakłócenia i wpływy pól elektromagnetycznych, — duża przepływność binarna, tj. liczba bitów przesyłanych na sekundę,

— mała tłumienność, — duża szybkość transmisji sygnałów, — duża pojemność transmisyjna.

Rys. Idea łącza światłowodowego: a) bezpośredniego; b) z regeneracją sygnałów MOD — modulator, DEM — demodulator, LED — dioda elektroluminescencyjna, LD — dioda laserowa, FD — fotodioda, RIm — regenerator impulsów, WOp — wzmacniacz optyczny

Na rysunku przedstawiono ideę łącza światłowodowego bezpośred­niego, złożonego z trzech elementów: nadajnika, światłowodu i odbiornika, przesyłającego sygnał w jednym kierunku.

Nadajnik przetwarza określony sygnał elektryczny na proporcjonalny do niego sygnał optyczny, przesyłany do odbiornika w postaci fali elektromag­netycznej przez włókna światłowodu. Źródłem światła są diody:

- elektroluminescencyjne (LED) o długości fali λ=1,3 um,

- laserowe (LD) o długości fali λ=1,55 urn.

Diody elektroluminescencyjne charakteryzują się szerokim zakresem pro­mieniowania oraz szerokim pasmem widma (Δλ = 3O-80 nm). Ze względu na ich małą moc wyjściową są stosowane w łączach, których długość nie przekracza 40 km. Nadają się do transmisji sygnałów analogowych i cyfrowych.

Diody laserowe mają widmo o szerokości Δλ rzędu 4 nm, przez co większa ilość energii świetlnej jest wprowadzana do rdzenia światłowodu; moc optycz­na wynosi ok. 1-2 mW. Długość łącza przy λ=1300 nm może dochodzić do ok. 120 km; dla większych długości łącza stosuje sie tzw. regenerację sygnałów, polegającą na wzmocnieniu sygnałów świetlnych w stacjach wzmacniakowych (rys. 2). Diody laserowe wykorzystuje się przede wszystkim w układach transmisji sygnałów cyfrowych za pomocą światłowodów jednom od owych.

k) zabezpieczenia porównawczo-fazowego (Wersja 1)

Zabezpieczenie to porównuje kąty fazowe prądów na obydwu końcach linii, a więc działa wówczas, gdy różnica faz tych prądów jest mniejsza od określonej wartości. Sposób działania zabezpieczenia w wersji najczęściej spotykanej, tj. wykorzystującego sprzężenia na wielkiej częstotliwości przez przewód linii, jest przedstawiony na rysunku. Na każdym końcu linii jest zainstalowany zestaw zabezpieczenia, zasilany prądami fazowymi z przekładników prądowych. Prądy te zostają zamienione na prąd I(zespolony), który jest kombinacją składowych symetrycznych. Prąd I moduluje nadajnik w.cz. pracujący na częstotliwości mieszczącej się w zakresie 20-:-400 kHz. Modulacja polega na wysyłaniu przez nadajnik fali nośnej tylko w czasie trwania dodatniego półokresu prądu I. Fala ta przez urządzenia sprzęgające (najczęściej pojemnościowy przekładnik napięciowy z dzielnikiem C1, C2.) zostaje wprowadzona do obwodu przewód fazowy linii-ziemia i przesłana na przeciwległy koniec linii. W celu ukierunkowania rozchodzenia się fali stosuje się dławiki zaporowe Lb, Cb dostrojone do rezonansu przy częstotliwości fali nośnej. Po przewodzie linii fala dochodzi do przeciwległego końca tej linii, gdzie znajduje się identyczny komplet zabezpieczenia.

Rys. Schemat ideowy zabezpieczenia porównawczo-fazowego dla linii

Podczas zwarcia zewnętrznego, kiedy prądy I po obydwu stronach linii są w przeciw-fazie, odbiorniki w.cz. na obydwu końcach linii wykrywają sygnał ciągły (pół okresu od własnego nadajnika, pół okresu od nadajnika z przeciwległego końca linii — rys.a). Sygnał pochodzący z przeciwległego końca jest stłumiony przez linię. Tłumienie to zależy od częstotliwości i wynosi ok. 2,5 dB na 100 km przy częstotliwości 20 kHz oraz ok. 20 dB na 100 km przy częstotliwości 400 kHz.

Rys. Zasada działania zabezpieczenia porównawczo-razowego przy zwarciu; a) zewnętrznym; b) wewnętrznym 1- sygnał własny, 2 - sygnał obcy

W przypadku zwarcia wewnętrznego natomiast prądy na obu końcach linii są niemal w fazie, dlatego fale nośne w znacznej mierze nakładają się na siebie (rys.b). Różnica faz Δϕ tych prądów jest wyznaczona jako długość przerwy w modulacji. Jeżeli przesunięcie fazowe jest w granicach

- γ < Δϕ < + γ

przy czym γ przyjmowane jest zazwyczaj w zakresie 30-:-60°, czyli jeśli czas przerwy Δϕ wynosi więcej niż ok. 3,33 ms, to zabezpieczenie ocenia sytuację jako zwarcie wewnętrzne i wysyła impuls na wyłączenie wyłącznika. Przy tych nastawieniach zabezpieczenie reaguje prawidłowo nawet wówczas, gdy zwarcie wewnętrzne jest przez stosunkowo znaczną rezystancję przejścia. Jednocześnie zabezpieczenie jest skutecznie odstrojone od zwarć zewnętrznych nawet wtedy, kiedy przekładniki prądowe zostaną nasycone.

Zabezpieczenia porównawczo-fazowe są wyposażone w człony rozruchowe, najczęś­ciej nadprądowe lub podimpendacyjne. Człony te są podwójne i mają dwa różne nastawienia. Człony nastawione niżej uruchamiają nadajnik w.cz., nastawione zaś wyżej:

- zezwalają na wygenerowanie sygnału wyłączającego. Typowy stosunek nastawień członów wysokonastawionych do członów niskonastawionych wynosi 1,5-:-2.

Łącze między dwoma końcami linii dla sygnału w.cz. mogą stanowić nie tylko przewody robocze tej linii, lecz także:

- łącza kablowe dla linii bardzo krótkich (kilka kilometrów);

- łącza radiowe mikrofalowe, pracujące na częstotliwościach 30 -:- 30 000 MHz, o zasięgu nie przekraczającym 60 km (bez stacji przekaźnikowych);

- łącza światłowodowe o zasięgu do ok. 20 km.

g) Zabezpieczenia silnika asynchronicznego WN. (Wersja 2) - może się przyda.

Rodzaj zakłócenia

Wymagane rodzaje zabezpieczeń dla silników indukcyjnych o mocy znamionowej

sposób działania zabezpieczenia

1000kW i mniej

1000 - 2000 kW

większej niż 2000 kW z wyprowadzonymi końcami uzwojeń w liczbie

2000 kW i mniejszej

większej niż 2000 kW z wyprowadzonymi końcami uzwojeń w liczbie

trzech

sześciu

trzech

sześciu

Zwarcie między fazami lub biegunami uzwojenia

nadprądowe z zastosowaniem bezpieczników w połączeniu z rozłącznikiem albo

różnicowo-prądowe wzdłużne

bezzwłoczne na wyłączenie silnika

przekaźnikowe nadprądowe

różnicowo-prądowe wzdłużne

przekaźnikowe nadprądowe

Zwarcie doziemne

(w miarę potrzeby) nadprądowe reagujące na składową zerową prądu

nadprądowe reagujące na składową zerową prądu

ze zwłoką na wyłączenie silnika lub urządzenie sygnalizacyjne

Przeciążenie

nadprądowe cieplne lub nadprądowe o charakterystyce zależnej lub też poprzez najnowsze przekaźniki - model cieplny silnika z zadawanymi wartościami stałych czasowych nagrzewania uzwojeń oraz stojana silnika a także z blokadami na okoliczność wielokrotnego rozruchu i/lub blokadą rozruchu ponownego do czasu ostudzenia silnika

na urządzenie sygnalizacyjne, obciążenie lub wyłączenie silnika

Obciążenie lub zanik napięcia zasilającego

podnapięciowe

ze zwłoką lub bezzwłoczne na wyłączenie silnika

Nadmierny wzrost prędkości obrotowej

nie dotyczy

na wyłączenie silnika

Wypadnięcie z synchronizmu

nie dotyczy

nadprądowe reagujące na pulsację prądu w uzwojeniach stojana lub na pojawienie się prądu przemiennego w uzwojeniu wirnika albo kierunkowe mocy biernej

na odwzbudzenie silnika, gdy jest możliwy jego samoczynny rozruch albo na wyłączenie silnika i jego odwzbudzenie, gdy samoczynny rozruch nie jest możliwy

DODATKOWE PYTANIA

Elementy układów EAZ

Struktura układów EAZ przedstawiłem na rysunkach poniższych. Sygnałami wejściowymi układu są najczęściej prądy i napięcia zabezpieczanych urządzeń transformowane przez przekładniki (rys.a). Dopasowanie tych wielkości do wymagań elementów pomiarowych przekaźnika (rys.b) dokonuje się w transformatorach pośredniczących. Niekiedy sygnały trójfazowe muszą być przemienione w postać jednofazową, co realizują filtr) składowych symetrycznych lub sumatory.

Rys. Blokowa struktura układów EAZ: a) system wyłączaniu uszkodzeń; b) schemat blokowy przekaźniku

Drugim blokiem spotykanym w układach EAZ są filtry częstotliwościowe, Ich zadaniem jest wydobycie z sygnałów tych składowych, które zawierają informacje o stanie zabezpieczanych obiektów. Trzeci blok to komparatory i elementy pomiarowe, których rolą jest stwierdzenie, czy są spełnione kryteria działania układu EAZ.

Kolejny blok stanowią elementy logiczne, które decyzję podjętą przez elementy pomiarowe przetwarzają na sygnały wyjściowe. Uzyskanie tych sygnałów oznacza podanie impulsu na cewki wyłączeniowe wyłączników, zaalarmowanie obsługi oraz dokonanie innych czynności pomocniczych, np. podanie impulsu na układ gaszeniu pola w generatorze, podanie impulsu na układ ponownego załączenia itp.

Zabezpieczenia generatorów i bloków generator-transformator

Dobór zabezpieczeń dla generatorów i bloków zależy w głównej mierze od następujących czynników:

- rodzaju napędu (turbina cieplna, wodna, gazowa);

- układu połączeń (połączenie bezpośrednie na szyny zbiorcze lub poprzez transfor­mator blokowy, miejsce przyłączenia transformatora potrzeb własnych);

- aparatury strony pierwotnej, a w szczególności umiejscowienia wyłączników (na napięciu generatorowym, po stronic górnego napięcia transformatora blokowego);

- rodzaju wzbudzenia generatora (wzbudnica prądu stałego, wzbudnica prądu prze­miennego z prostownikami statycznymi, transformator prądu przemiennego i prosto­wniki statyczne, wirujące prostowniki);

- znaczenie generatora, co najczęściej jest równoznaczne z jego mocą znamionową.

Częstość uszkodzeń generatorów jest bardzo mała, jednak koszty związane z remon­tem są tak znaczne, że uzasadniają bardzo rozbudowany system zabezpieczeń, tym bardziej, że możliwe są uszkodzenia różnego typu.

Tablica 8.12. Rodzaje ważniejszych zagrożeń i uszkodzeń bloku generator-transformator

Miejsce	Nazwa zakłócenia
Blok (całość)	utrata wzbudzeniu, niesymetria prądów(obecność składowej przeciwnej), utrata synchronizmu(poślizg biegunów), praca silnikowa, nadmierny wzrost napięcia stojana, nienormalna wartość częstotliwości
Stojan generatora	zwarcie międzyfazowe uzwojeń, zwarcie doziemne uzwojeń, zwarcie międzyzwojowe, przeteżenie w uzwojeniach, uszkodzenie systemu chłodzenia, uszkodzenie izolacji blach i lokalne przegrzanie
Wirnik generatora	pojedyncze zwarcie doziemne uzwojenia wzbudzenia, podwójne zwarcie doziemne uzwojenia wzbudzenia, przetężenie uzwojeń wzbudzenia, wzrost temperatury uzwojeń tłumiących, lokalny wzrost temperatury elementów wirnika
Wzbudnica	Zależne od systemu wzbudzenia, lecz najczęściej: zwarcie, przeciążenie cieplne, wibracja łożysk
Kocioł i turbina	zanik płomienia w kotle, obniżenie ciśnienia pary, wibracja wału turbozespołu, przesunięcie osiowe wału turbozespołu, uszkodzenie systemu smarowania łożysk, zanik próżni w skraplaczu, nienormalne obroty turbiny

Na rysunku przedstawiono stosowane zabezpieczenia bloku.

Wystąpienie jednego z wymienionych uszkodzeń powinno spowodować przejście generatora (bloku) w stan pracy awaryjnej. Rozróżnia się następujące stany pracy:

- turbogenerator odłączony od sieci po stronic górnego napięcia transformatora blokowego zasila potrzeby własne poprzez transformator;

- turbogenerator odłączony i odwzbudzony, turbina w stanie pracy jałowej;

- turbogenerator wyłączony z pracy, kocioł w stanic pracy jałowej;

- blok wyłączony z pracy, kocioł wygaszony.

W zależności od tego, jakie powstało uszkodzenie, inny jest stan, do którego należy doprowadzić turbozespół. Zabezpieczenia reagujące przy tym uszkodzeniu powinny oddziaływać na właściwe elementy pierwotne, z których należy wymienić:

— wyłącznik główny transformatora blokowego,

— wyłącznik po stronic dolnego napięcia transformatora potrzeb własnych,

— układ gaszenia pola,

— układ zamykający dopływ pary do turbiny,

— układ odcinający zasilanie kotła paliwem,

— urządzenia alarmowe.

III. Identyfikacja zakłócenia w oparciu o zarejestrowane przebiegi napięć i prądów.

Inne przebiegi (2 zadanie)

Tu już niestety bez rysunków (miejmy nadzieję że są tylko 2 takie zadania)

A - napięcie zasilania na szynach przed wyłącznikiem

B - prąd (lub napięcie) w przewodzie zerowym sieci

C i D - Prądy w fazach

Czy możliwe jest całkowite skompensowanie prądu zwarciowego? (dodatkowe pytanie z kolosów)

Nie bo ………………..

Itd……………….

DODATEK DO PYTANIA o ELEMENTY EAZ

Układy połączeń przekładników prądowych

Przekładniki prądowe najczęściej łączone są w układy pozwalające na sumo­wanie prądów płynących w różnych punktach obwodu pierwotnego. Najbar­dziej typowe układy pokazałem na rysunku poniższym ale jest jeszcze wiele innych. Każdy z nich musi spełniać dwa podstawowe wymagania:

- obwód wtórny każdego przekładnika musi się zamykać przez niewielką impedancję, otwarcie bowiem obwodu wtórnego grozi wysokimi przepięciami;

- jeden (ale tylko jeden) punkt obwodu galwanicznie połączonego z uzwoje­niem wtórnym musi być uziemiony, aby zabezpieczyć urządzenia wtórne na wypadek wystąpienia znacznych przepięć, np. przy przebiciu izolacji między obwodem pierwotnym i wtórnym.

Rysunek 2.19, Typowe; połączenia przekładników prądowych: a) typowe układy do pomiaru prądu trójfazowego; b) trójfazowy układ róinicowy; c) jedna faza wieloprzekładnikowego układu różnicowego

Filtry składowej zerowej prądu

Składowa zerowa prądu jest bardzo często przyjmowana w automatyce zabezpieczeniowej jako jedna z wielkości kryterialnych. Wyznacza się ja sumując prądy trzech faz. Są dwa zasadnicze typy takich układów filtracyjnych:

— układy z sumowaniem elektrycznym, zwane układami Holmgreena

— układy z sumowaniem magnetycznym, zwane układami Ferrantiego

Układy Holmgreena stosuje się tam, gdzie podczas zwarcia, doziemnego składowa zerowa prądów nie jest zbyt mała w porównaniu z prądem znamionowym przekładników. W przeciwnym bowiem razie rozróżnienie między składową zerową a prądem uchybowym, wywołanym niedokładnością transformacji poszczególnych przekładników byłoby trudne, bądź wręcz nie­możliwe. Układy Holmgreena są powszechne w sieciach elektroenergetycznych pracujących z bezpośrednio uziemionym punktem neu­tralnym, w sieciach napowietrznych o znacznych prądach doziemnych oraz niekiedy w sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor. W sieciach kablowych stosuje się filtry Ferrantiego, których zasada działania polega na magnetycznym sumowaniu prądów fazowych płynących w kablu trójfazowym, przeprowadzonym przez okno toroidalnego rdzenia magnetycz­nego.

Układy połączeń przekładników napięciowych

Rys. Układy połączeń przekładników napięciowych: a) pomiar jednego napięcia międzyfazowego; o) pomiar jednego napięcia doziemnego; c) pomiar trzech napięć miedzy fazowych w układzie dwuprzekładnikowym (V); d) pomiar wszystkich napięć między fazowych i doziemnych oraz składowej zerowej w otwartym trójkącie

I Inne pytania……………………………….. :) :)

I

PP

PN

U

MZDP

MGD

Synchronizacja

czasem rzeczywistym

Start impulsem

zewnętrznym

Zasilanie U_p

Komunikacja

lokalna

Komunikacja

zdalna

Sygnalizacja zadziałania

Drukarka

SRK

W

Przekładniki

wejściowe

dopasowujące

Filtr dolno

przepustowy

Multiplekser

A

U_p

μP

SD

SA

C

Transoptory

MGD

---