Pojęciem EAZ (elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej) nazywamy zbiór samoczynnie działających urządzeń, przeznaczonych do reagowania przed, podczas i po zakłóceniach spotykanych w układach elektroenergetycznych, w celu niedopuszczenia do uszkodzenia urządzeń oraz ograniczenia do minimum przerw w zasilaniu odbiorców. |
Elektroenergetyczną automatykę zabezpieczeniową dzielimy na trzy podstawowe grupy: prewencyjną, eliminującą i restytucyjną. Niekiedy stosuje się nieco inny podział na zabezpieczenia (odpowiednik automatyki eliminującej) oraz automatykę adaptacyjną (prewencyjną i restytucyjną), przy czym jest to jedynie kwestia nomenklatury. Ja będę używał podziału pierwszego, który uważam za bardziej logiczny. |
AUTOMATYKA PREWENCYJNA - jak sama nazwa wskazuje ma na celu zapobieganie zakłóceniom, jakie mogą wystąpić w pracy systemu elektroenergetycznego, przez wykrywanie, sygnalizację i likwidację nienormalnych stanów pracy systemu lub jego elementów, takich jak przeciążenia, nadmierne wahania i odchylenia napięcia oraz częstotliwości. Obrazowo możemy przyjąć, że automatyka prewencyjna działa "PRZED" wystąpieniem zaburzenia, zapobiega przejściu zagrożenia w zaburzenie. Do układów automatyki prewencyjnej zaliczamy między innymi: |
AUTOMATYKA ELIMINUJĄCA - jak sama nazwa wskazuje ma za zadanie eliminować z pracy te urządzenia i linie, w których wystąpiło uszkodzenie (zaburzenie) uniemożliwiające ich prawidłową pracę oraz stwarzające zagrożenie zniszczeniem urządzeń, pożarem lub eksplozją oraz rozprzestrzenieniem się zakłócenia w sieci. Do najgroźniejszych zaburzeń zalicza się wszelkiego rodzaju zwarcia, szczególnie te w których występują duże wartości prądów zwarciowych. Mówiąc obrazowo automatyka eliminująca działa "W TRAKCIE" występowania zaburzenia. Do układów automatyki eliminującej zaliczamy między innymi: |
AUTOMATYKA RESTYTUCYJNA - jak sama nazwa wskazuje ma za zadanie przywrócenie normalnego, bądź najbardziej optymalnego stanu pracy urządzeń bądź systemu elektroenergetycznego w warunkach istniejących ograniczeń. Ma ona za zadanie samoczynną zmianę konfiguracji tych części systemu, w których wystąpiło zakłócenie i działanie automatyki prewencyjnej i eliminującej. Mówiąc obrazowo automatyka restytucyjna działa "PO" wystąpieniu zaburzenia. Do układów automatyki restytucyjnej zaliczamy między innymi: |
Automatyka SCO (samoczynnego częstotliwościowego odciążania) ma za zadanie wprowadzanie awaryjnych ograniczeń mocy pobieranej przez odbiorców w przypadku wystąpienia deficytu mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym, który może pojawić się w przypadku nagłego wzrostu zapotrzebowania bądź ograniczenia produkcji (wypadnięcie z systemu bloków elektrowni o znacznej mocy). Automatyka SCO jest instalowana we wszystkich rozdzielniach średniego napięcia zarówno energetyki zawodowej, jak i odbiorców przemysłowych, natomiast nie stosuje się jej nigdy w liniach łączących jednostki wytwórcze z krajowym systemem elektroenergetycznym. |
Niedobór mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym i związany z nim spadek częstotliwości może być zjawiskiem chwilowym. Wobec tego pożądane byłoby, aby po powrocie częstotliwości na określony poziom nastąpiło samoczynne załączenie tych odbiorników, które uprzednio zostały wyłączone przez automatykę SCO. Funkcję tą realizuje układ automatyki SPZ po SCO. Zwykle samoczynne ponowne załączenie wyłączników uprzednio otwartych przez SCO następuje gdy częstotliwość wzrośnie do 49,5 Hz. Tak duża histereza układu SCO i SPZ po SCO jest konieczna dla wyeliminowania cyklicznego zamykania i otwierania wyłączników w przypadku wahań częstotliwości. Schemat poglądowy działania układu SCO i SPZ/SCO na przykładzie 3-polowej rozdzielnicy średniego napięcia przedstawiam poniżej:
|
Warunkiem poprawnej pracy układu elektroenergetycznego jest prawidłowy rozdział obciążenia. Polega on na odciążaniu przeciążonych torów zasilających (transformatorów, generatorów lub linii) poprzez dociążanie torów pracujących przy niewielkim obciążeniu. Jeśli natomiast wszystkie tory zasilające są przeciążone istnieje konieczność zredukowania obciążenia według odpowiednich kryteriów, aby zminimalizować straty gospodarcze i społeczne. Funkcję tę realizuje automatyka odciążająca (AO), która realizuje odciążanie elementów systemu w następujących przypadkach: |
Znaczna część zwarć występujących w systemie elektroenergetycznym ma charakter przemijający i po wyłączeniu uszkodzonego fragmentu sieci w większości przypadków jest możliwe jego ponowne załączenie do pracy po krótkiej przerwie beznapięciowej. Dotyczy to w szczególności zwarć łukowych w liniach napowietrznych spowodowanych przez przepięcia atmosferyczne, gałęzie drzew, a nawet zwierzęta (ptaki i gryzonie). Szacuje się, że blisko 80% wszystkich zwarć nie ma charakteru trwałego i przerwa beznapięciowa, niezbędna dla zdejonizowania powietrza w przestrzeni połukowej, często umożliwia skuteczne ponowne załączenie linii. Czas przerwy potrzebny do dejonizacji kanału połukowego zależy od napięcia roboczego i cech konstrukcyjnych linii, najczęściej nie przekracza 0,5 sekundy. |
Zadaniem automatyki samoczynnego załączenia rezerwy (SZR) jest przełączenie zasilania podstawowego na rezerwowe w przypadku zaniku lub nadmiernego obniżenia się napięcia w torze zasilania podstawowego, przy jednoczesnej pełnej sprawności urządzeń zasilania rezerwowego. Automatyka SZR ma na celu poprawienie niezawodności dostaw energii elektrycznej. |
W przypadku rezerwy jawnej tor zasilania rezerwowego (linia lub transformator) w warunkach normalnej pracy nie przenosi żadnego obciążenia i zostaje załączony dopiero w przypadku zaniku lub nadmiernego obniżenia się napięcia w torze podstawowym, przejmując całe obciążenie. Wyłącznik sprzęgłowy pozostaje zamknięty. Wadą tego rozwiązania jest fakt, że w momencie zaniku napięcia tracą na chwilę zasilanie obie sekcje rozdzielni. Schemat działania układu rezerwy jawnej znajduje się poniżej:
|
W przypadku rezerwy ukrytej dwa niedociążone źródła zasilania (linie lub transformatory) zasilają wyznaczone sekcje rozdzielni. W przypadku zaniku lub nadmiernego obniżenia się napięcia w jednym z nich następuje otwarcie jego wyłącznika, zamknięcie wyłącznika sprzęgłowego i dwie sekcje rozdzielni zostają zasilone z jednego źródła (które wtedy zostaje dociążone lub nieznacznie przeciążone). Zaletą tego rozwiązania jest fakt, że w chwili zaniku napięcia dowolnego toru zasilającego jedna sekcja rozdzielni pracuje bezprzerwowo. Rezerwa ukryta stanowi zwykle rezerwę wzajemną. Schemat działania układu rezerwy ukrytej znajduje się poniżej:
|
Wyłączniki, jak każde inne urządzenia elektryczne, są zawodne. Jakkolwiek najostrzejsze kryteria niezawodnościowe stawia się właśnie wyłącznikom, to jednak zdarzają się przypadki usterek napędu, co najlepiej obrazuje katastrofa w elektrowni Turów, która miała miejsce w grudniu 1998 roku (niepełnofazowe wyłączenie generatora z systemu na skutek usterki hydraulicznego napędu wyłącznika 220 kV). |
Zabezpieczenia odległościowe stosowane są w złożonych układach elektroenergetycznych, w których zabezpieczenia nadprądowe nie spełniają wymogów dotyczących wybiórczości, czułości oraz czasów działania. Są to zabezpieczenia grupujące różnorodne człony (rozruchowe, mierzące, kierunkowe, czasowe, nastawcze, pomocnicze) służące do eliminacji zwarć międzyfazowych oraz doziemnych, głównie w liniach elektroenergetycznych. Mogą jednak być stosowane również do zabezpieczenia transformatorów, autotransformatorów i generatorów. Obecnie produkuje się i stosuje cyfrowe moduły zabezpieczeń odległościowych. Układy elektromechaniczne (przekaźnikowe) są sukcesywnie wycofywane z eksploatacji.
|
Zabezpieczenia porównawcze są stosowane do ochrony od zwarć krótkich linii 220 kV i 400 kV, w których ze względu na małą impedancję utrudnione jest stosowanie zabezpieczenia odległościowego (podimpedancyjnego). Ich zasada działania polega na porównywaniu znaku i wartości kilku wielkości elektrycznych na przeciwległych końcach linii, a mianowicie: |
Zabezpieczenia różnicowe są stosowane, podobnie jak zabezpieczenia porównawcze, do ochrony krótkich odcinków linii. Zasada działania zabezpieczenia opiera się na pomiarze wektorów prądów na obu końcach linii, gdzie znajdują się zestawy zabezpieczeń. W celu zwiększenia dopuszczalnej długości chronionej linii stosowana jest dodatkowa transformacja prądu wtórnego przekładników prądowych, przesyłanego na drugi koniec linii. Ze względu jednak na problemy z tym związane obecnie stosuje się rozwiązania, w których na drugi koniec linii - zamiast prądu wtórnego - są przesyłane współczynniki szeregu Fouriera pierwszej harmonicznej prądu w postaci cyfrowej (rozwiązanie ABB). Komunikacja pomiędzy modułami zabezpieczenia na początku i końcu linii zrealizowana jest, podobnie jak w przypadku zabezpieczeń porównawczych, łączami wielkiej częstotliwości lub traktami światłowodowymi. Rezerwą dla zabezpieczenia różnicowego jest zwykle zabezpieczenie odległościowe. |
Do zabezpieczenia od zwarć linii pracujących promieniowo (zasilanych jednostronnie) stosuje się przeważnie zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne, przy czym zwłoka czasowa w kolejnych odcinkach linii jest tak dobierana, że zwiększa się ją każdorazowo o pewną wartość w miarę zbliżania się do źródła zasilania. Przyrost ten zależy od czasów działania zabezpieczeń oraz wyłączników i zawiera się w granicach 0,2 - 0,8 s (najczęściej 0,5 s). W ten sposób zapewniona zostaje selektywność działania EAZ. Rozwiązanie to ma jednak tę wadę, że wraz ze wzrostem liczby odcinków linii niebezpiecznie rośnie zwłoka czasowa w pobliżu źródła, gdzie prądy zwarciowe są największe. Problem ten rozwiązuje się dwojako. Pierwszą metodą jest uzupełnienie zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego członem nadprądowym bezzwłocznym (tzw. odcinającym), który umożliwia szybkie wyłączanie dużych prądów zwarciowych. To rozwiązanie sprawdza się jednak tylko w przypadku długich odcinków linii oraz linii pracujących blokowo z transformatorem. Drugą metoda opiera się na stosowaniu zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych prądowo-zależnych, w których opóźnienie działania zależy od wartości prądu. |
Linie wielostronnie zasilane zabezpiecza się głównie za pomocą zabezpieczeń odległościowych (pkt. 16). W przypadku krótkich odcinków linii stosuje się także zabezpieczenia porównawcze (pkt. 17) lub różnicowe (pkt. 18), rezerwowane zwykle zabezpieczeniem odległościowym. |
Zabezpieczenia szyn zbiorczych w stacjach średnich napięć są stosowane sporadycznie. W rozdzielniach SN z sekcjonowaniem szyn zbiorczych są zwykle stosowane proste zabezpieczenia nadprądowe, działające na otwarcie wyłącznika sekcyjnego. Ma to na celu ograniczenia czasu zwarcia w obu sekcjach. Następnie zwarcie jest likwidowane przez wyłączniki w polach liniowych. |
Transformatory SN/nn o mocach znamionowych do 500 kVA, np. słupowe stacje transformatorowe, zabezpiecza się od zwarć zewnętrznych i wewnętrznych jedynie za pomocą bezpieczników (transformatory te nie posiadają wyłączników).
|
Transformatory SN/nn o niewielkich mocach znamionowych (do 500 kVA), np. słupowe stacje transformatorowe, zabezpiecza się od zwarć zewnętrznych i wewnętrznych jedynie za pomocą bezpieczników.
|
Istnieje pewna grupa uszkodzeń transformatorów olejowych, które nie są wykrywane przez zabezpieczenia różnicowe. Należą do niej zwarcia zwojowe i doziemne w pobliżu punktu neutralnego transformatora oraz wszelkie uszkodzenia połączeń wewnętrznych powodujące powstawanie łuku elektrycznego. Istnieje także uzasadniona konieczność rezerwowania zabezpieczenia różnicowego z uwagi na duże zagrożenie pożarowe i wybuchowe, jakie towarzyszy wewnętrznym stanom awaryjnym transformatorów (gwałtowny wzrost ciśnienia wewnątrz kadzi, jaki towarzyszy występowaniu łuku). Do ochrony przed skutkami wyładowań wewnątrz kadzi służy przekaźnik gazowo - przepływowy (tzw. przekaźnik Buchholza).
|
Wszystko zależy od mocy transformatora. Najczęściej stosuje się zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne o nastawieniu 1,10 - 1,15 prądu znamionowego, działające na sygnalizację. Pozwala to na przeciążanie transformatora w dopuszczalnych granicach i umożliwia personelowi ruchowemu wykonanie czynności mających na celu likwidację przeciążenia. Niekiedy stosuje się także zabezpieczenia prądowo-zależne. Zabezpieczenia nadprądowe mają jednak duży minus - nie uwzględniają żadnych dodatkowych czynników mających wpływ na temperaturę oleju i uzwojeń. Do czynników tych zaliczamy aktualną temperaturę oleju oraz wody chłodzącej (w transformatorach OF-AF), skuteczność układu chłodzenia, temperaturę otoczenia, a nawet aktualną częstotliwość i kształt napięcia w sieci (straty wiroprądowe). Konieczne jest więc odpowiednie uzupełnienie zabezpieczenia nadprądowego. |
1