Ćw1. Badanie linii SN jednostronnie zasilanej. 2.Rodzaje zakłóceń występujących w systemach elektroenergetycznych. Zakłócenia w systemach elektroenergetycznych można podzielić na dwie grupy:
-zaburzenia, które uniemożliwiają pracę sytemu lub jego elementów; -zagrożenia, przy których normalna praca sieci jest dopuszczalna przez pewien okres czasu, w ciągu, którego powinna zostać usunięta przyczyna powodująca zagrożenie. Do najpoważniejszych i najczęściej występujących zakłóceń należą: zwarcia wielkoprądowe, zwarcia małoprądowe; Do zwarć wielkoprądowych zalicza się: -zwarcia międzyfazowe i międzyfazowe doziemne; -zwarcia jednofazowe w sieciach o punkcie zerowym bezpośrednio uziemionym; -zwarcia podwójne doziemne w sieciach o izolowanym punkcie zerowym. Zwarcia małoprądowe (o prądzie zwarcia z ziemią nieprzekraczającym 500 A) występują w sieciach o izolowanym punkcie zerowym oraz uziemionym przez impedancję. 3.Rodzaje zabezpieczeń stosowanych dla linii SN jednostronnie zasilanej: -nadprądowe zwłoczne; -nadprądowe bezzwłoczne; -od zwarć z ziemią. 4.Zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i bezzwłoczne. Nadprądowe zwłoczne- jest jednym z rodzajów zabezpieczeń przekaźnikowych linii elektroenergetycznych zasilanych jednostronnie. W liniach tworzących szeregowy ciąg zasilający selekcję działania zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych zapewnia się przez stosowanie zwłoki w zadziałaniu układy, która wynika z stopniowania czasów działania. Uproszczony schemat fragmentu sieci z wyodrębnionymi 3 liniami tworzących szeregowy ciąg zasilający i na swoich początkach wyposażonych układy zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych. a)uproszczony schemat b)wykres stopniowania czasowego zabezpieczenia. Zabezpieczenie zostaje pobudzone w przypadku wzrostu prądu ponad wartość nastawioną na członie nadprądowym i po upływie nastawionego czasu na członie czasowym podaje impuls do wyzwalacza powodującego otwarcie wyłącznika na początku linii. Najkrótszy czas dobieramy dla zabezpieczenia zainstalowanego na początku ostatniego odcinka w ciągu zasilającym. Czasy działania zabezpieczeń wydłużają się w miarę przesuwania się od miejsca zwarcia w kierunku źródła. Po wystąpieniu zwarcia na danym odcinku powinno zadziałać zabezpieczenie na początku linii. Zabezpieczenia położone bliżej źródła, licząc od miejsca zakłócenia, powinny zostać pobudzone prądem zwarciowym, nie zdążą one jednak zadziałać ze względu na duże czasy działania. Układy zabezpieczeniowe położone dalej od źródła nie zostaną pobudzone. Zabezpieczenie podstawowe linii jest uprawnione w pierwszej kolejności przed pozostałymi zabezpieczeniami do jej wyłączenia. Zabezpieczenie, które powinno działać jako następne po układzie podstawowym jest zabezpieczeniem rezerwowym. W przypadku wystąpienia zwarcia na odcinku BC pobudzone zostaną człony prądowe zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych na początku odcinka BC i AB, które uruchamiają człony czasowe układów. Z uwagi na to, że czas działania zabezpieczenia linii BC jest krótszy od czasu zabezpieczenia linii AB zostanie odwzbudzone i powróci do stanu początkowego. Podany sposób stopniowania czasów zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych ma tą zaletę, że w przypadku niezadziałania któregokolwiek układu jego role przejmuje najbliższe zabezpieczenie od strony źródła. Zwiększanie się czasów działania zabezpieczeń w miarę zbliżania się do źródła zasilania jest konieczne dla zagwarantowania wybiórczości działania zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych. Jest to jednocześnie poważną wadą gdyż zwarcia powstałe blisko źródła charakteryzują się przepływem dużych prądów zwarciowych i są wyłączane po stosunkowo długich czasach od chwili powstania zakłócenia. Zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne- zasadnicza wadą zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych jest to, że zwarcia powstające w pobliżu źródła charakteryzują się prądami zwarciowymi o dużych wartościach i że są ono wyłączane po stosunkowo długim czasie. Czas działania można w dużym stopniu ograniczyć przez uzupełnienie zabezpieczenia zwłocznego bezzwłocznym. Wartość prądu rozruchowego określa się nie wg warunków obciążeniowych, lecz na podstawie warunku zwarciowego na końcu odcinka chronionego zabezpieczeniem zwłocznym, a powinno działać w przypadku zwarć w pobliżu źródła zasilającego. Schemat linii zasilającej od strony stacji A a)uproszczony schemat linii z zabezpieczeniem b)wykres zależności prądu zwarciowego od miejsca zwarcia. Zabezpieczenie zwłoczne nie powinno zadziałać w przypadku powstania zwarcia na szynach rozdzielnicy B, powinno zadziałać, kiedy zwarcie wystąpi między stacjami A i B w pewnej odległości od szyn stacji B. Spełnienie tego warunku wymaga by prąd rozruchowy zabezpieczenia bezzwłocznego w stacji A było określony wzorem: Ir>=kbIzmax/ni; gdzie kb- współczynnik bezpieczeństwa; Izmax- największy prąd zwarciowy przy zwarciu na szynach stacji B; ni- przekładnia znamionowa przekładników prądowych. Strefę objętą zabezpieczeniem bezzwłocznym (Ik)można wyznaczyć wykreślnie przez wyznaczenie miejsca przecięcia krzywej Iż=f(Z) z prostą odpowiadającą wartości prądu rozruchowego I'r po stronie pierwotniej przekładników prądowych. Celowość stosowania zabezpieczenia nadprądowo bezzwłocznego jest uzasadniona ekonomicznie, jeśli długość strefy objętej tym zabezpieczeniem wynosi nie mniej niż 20% długości zabezpieczanej linii. Zabezpieczenie bezzwłoczne jest stosowane do skracania czasu trwania nadmiernych obniżek napięcia w czasie trwania nadmiernych obniżek napięcia w czasie działania zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych. W tym celu należy dobrać wartość prądu rozruchowego a taki sposób, aby zabezpieczenie to powodowało bezzwłoczne wyłączanie zwarcia, które powoduje obniżenie napięcia na szynach rozdzielnicy A do wartości poniżej 60% napięcia znamionowego. Podstawową zaletą zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego jest krótki czas działania, a jego wadą, że nie obejmuje całego odcinka linii promieniowej i tym samym nie może pełnić funkcji zabezpieczenia rezerwowego. Zabezpieczenie zwłoczne i bezzwłoczne tworzą układ dwustopniowego zabezpieczenia linii i umożliwiają skrócenie czasów wyłączenia zwarć sieci. 5.Zabezpieczenia ziemnozwarciowe. W sieciach elektroenergetycznych najczęściej występujące zakłócenia o charakterze zwarciowym są pojedyncze zwarcia z ziemią. Zależnie od wartości prądu ziemnozwarciowego w układzie sieciowym, sieci dzieli się na układy o małym prądzie zwarcia z ziemią (Iż<=500A) i o dużym prądzie(Iż>500A). Zdecydowana większość krajowych sieci ŚN należy do pierwszej grupy. Sieci ŚN mogą pracować z punktem zerowym: -izolowanym; -uziemionym przez reaktancję; -uziemionym przez rezystancję; -uziemionym bezpośrednio. Krajowe sieci ŚN napowietrzne, kablowe, napowietrzno-kablowe i kablowo-napowietrzne pracują z izolowanym punktem zerowym uziemionym przez reaktancję i uziemionym przez rezystancję. 6.Charakterystyki rozruchowe zabezpieczeń kierunkowych mocowych Ir=f(fi) przy Uo=const: 1-czynnomocowych, 2-biernomocwych. Zabezpieczenia ziemnozwarciowe kierunkowe mocowe stosuje się w przypadku takich konfiguracji sieci, w których składowa zerowa prądu nie stanowi wystarczającego kryterium do wyszukania linii z doziemieniem. Zabezpieczenia kierunkowe mocowe wyposażone są w człon napięciowy i prądowy. Cewki napięciowe zasilane są z filtrów składowej zerowej, najczęściej z układu otwartego trójkąta przekładników napięciowych a człon prądowy zasilany jest z przekładnika ziemnozwarciowego typu Ferrantiego lub układu Holmgreena. W układach sieciowych o izolowanym punkcie zerowym stosuje się przekaźniki biernomocowe (sinusowe), a w sieciach skompensowanych i z punktem zerowym uziemionym przez rezystor czynnomocowe (cosinusowe). Aby zabezpieczenia kierunkowe mocowe mogły działać wybiórczo w sieci muszą spełniać określone wymagania w zakresie przebiegów charakterystyk rozruchowych Ir=f(fi) przy U0=const. Parametrem charakteryzującym przebiegi krzywych Ir=f(fi) przy U0=const jest kąt wewnętrzny, który określa największą czułość zabezpieczenia. Cw2. Badanie zabezpieczeń kierunkowych. 1.Przekaźnik kierunkowy. Jego działanie jest zależne od przesunięcia fazowego pomiędzy prądem i napięciem podczas zwarcia w zabezpieczanej linii. Kąt ψ jest kątem przesunięcia wewnętrznego przekaźnika kierunkowego. Jest podstawowym parametrem ważnym dla każdej charakterystyki kątowej przekaźnika informującym o przesunięciu fazowym miedzy prądem i napięciem na zaciskach przekaźnika, przy którym występuje największa czułość kierunkowa przekaźnika. Budowa i zasada działania: a)obwód magnetyczny b)uproszczony wykres wektorowy. Przekaźnik kierunkowy indukcyjno- elektrodynamiczny ma dwa niezależne obwody: prądowy i napięciowy. Przepływający przez uzwojenie prądowe prąd I powoduje powstanie strumienia magnetycznego φI. Zmienny strumień φU wytworzony przez prąd IU płynący w uzwojeniu napięciowym powoduje powstanie w ruchomej ramce siły elektrodynamicznej Eu. Pod wpływem tej siły w obrotowej miedzianej ramce płynie prąd Ie, który powoduje powstanie strumienia φE. W skutek oddziaływania strumienia φI na prąd płynący w ramce oraz oddziaływania strumienia φE na prąd I płynący w uzwojeniu prądowym, powstaje moment obrotowy wychylający ramkę. Do ramki umocowane jest ramię działających na zespół sprężyn stykowych. Zależnie od kierunku wychylenia się ramki występuje przełączanie styków przekaźnika. Przeznaczony do zabezpieczeń nadprądowych w liniach SN. Uzupełniając zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne o dodatkowy przekładnik przy przepływie prądu zwarcia do szyn zbiorczych następuje blokowanie działania zabezpieczenia., a przy przepływie od szyn w kierunku na chronioną linię następuje zezwolenie na wyłączenie. Działanie zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego kierunkowego uzależnione jest od: -przekroczenia pewnej ustalonej wartości prądu, zwanej wartością rozruchową; -stwierdzenia kierunku przepływu mocy zwarciowej od szyn w kierunku na chroniona linie; -czasu trwania zwarcia. 2.Analiza pracy układów wyposażonych w zabezpieczenia kierunkowe. Przykład konfiguracji sieci, w której wymagane jest zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne kierunkowe. Przy zwarciu w torze1 zabezpieczenie toru 2 w stacji B stwierdza przepływ prądu zwarcia w kierunku do szyn zbiorczych, czyli w kierunku, w którym jest zabezpieczenie. Człon kierunkowy blokuje i nie zezwala na wyłączenie. Natomiast w torze 1 (stacja B) zabezpieczenie również stwierdza przepływ prądu zwarcia, ale w kierunku od szyn zbiorczych do linii, to znaczy w kierunku, który go nie interesuje. Człon kierunkowy zezwala na wybiórcze wyłączenie toru 1. Analogicznie, prawidłowe działanie zabezpieczeń występuje przy założeniu miejsca zwarcia w torze 2 jak również w linii odpływającej ze stacji B. Miejsce zainstalowania zabezpieczeń nadprądowo-zwłocznych kierunkowych każdorazowo ustala się analizując wybiórczość działania zabezpieczeń w wybranym układzie sieciowym. 3.Zasada przeciwbieżnego stopniowania zwłok czasowych. Dla ustalenia czasów działania poszczególnych zabezpieczeń stosuje się zasadę przeciwbieżnego stopniowania zwłok czasowych zabezpieczeń. Zgodnie z ta zasada rozpatruje się dwie możliwości zasilania linii, a mianowicie tylko przez system 1 lub tylko przez 2. Dla każdej z tych możliwości ustala się czasy zadziałania zabezpieczeń zainstalowanych na początku odcinków linii, stosując zasadę stopniowania czasów zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych. Następnie zakłada się, że obydwa systemy zasilania są czynne jednocześnie, przy czym kontroluje się wybiórczość działania zabezpieczeń przy rozmaitej lokalizacji zwarć i typuje się zabezpieczenia, które powinny być zaopatrzone w blokadę kierunkową. W rozpatrywanym przypadku linii zasilanej dwustronnie należy w blokadę kierunkową zaopatrzyć jedno z zabezpieczeń 2 lub 3 i jedno z zabezpieczeń 4 lub 5, wybierając zabezpieczenie o krótszej zwłoce czasowej. Gdyby obydwa z zabezpieczeń (2-3 lub 4-5) miały tę samą zwłokę czasową, każde z nich powinno być zaopatrzone w blokadę kierunkową. 4.Charakterystyka kątowa przekaźnika kierunkowego Ur=f(fi). W celu wyznaczenia kata wewnętrznego przekaźnika kierunkowego wyznacza się symetralną otrzymanej krzywej. W miejscu przecięcia się tej symetralnej z osią odciętych odczytuje się wartość kąta. Wartość kąta przesunięcia wewnętrznego przekaźnika kierunkowego można wyznaczyć na podstawie znajomości kątów asymptot do krzywej. Ψ=fi1(as)+fi2(as))/2; Kąt przesunięcia wewnętrznego przekaźnika kierunkowego Ψ można uznać za niezależny od wartości przyłożonego napięcia oraz wartości przepływającego prądu. W związku z tym moc potrzebna do zadziałania przekaźnika zależy od wartości kata przesunięcia fi między prądem a napięciem. Przekaźnik ma największa czułość w warunkach, kiedy cos(fi -Ψ)=1, a więc fi=Ψ. Ćw3. Badanie zabezpieczeń transformatorów dużej mocy. 1.Rodzaje zabezpieczeń stosowanych do ochrony transformatorów dużej mocy. Zabezpieczenie ZT-10. Zespół zabezpieczeń transformatora ZT-10 jest przeznaczony do zabezpieczeń strony średniego napięcia transformatorów rozdzielczych 110kV/SN o mocy do 63MVA. Jest on wykonany w technice półprzewodnikowej w oparciu o podzespoły SMAZ(system modułowy automatyki zabezpieczeniowej). Zespół przygotowany jest do współpracy z układami telemechaniki w zakresie sygnalizacji i zdalnego sterowania wyłącznika. W skład ZT-10 wchodzą następujące zabezpieczenia: -zabezpieczenie zwarciowe, nadprądowo- czasowo trójfazowe- działa na wyłączenie wyłącznika; -zabezpieczenie przeciążeniowo nadprądowo- czasowo trójfazowe- działające na sygnalizację. Zabezpieczenie ZT-20. Zespół zabezpieczeń transformatora przeznaczony jest do zabezpieczeń strony WN transformatorów mocy dwu i trójuzwojeniowych w stacjach uproszonych. Stanowi on kompletne wyposażenie pola transformatora po stronie 110kV w zakresie wymaganych zabezpieczeń i automatyki dla układu rozdzielni H1 i H3. Wykonany jest w technice półprzewodnikowej i wymaga pomocniczego napięcia stałego. Przystosowany jest on również do współpracy z innymi układami telemechaniki, telesygnalizacją i telesterowaniem. W skład zespołu wchodzą następujące zabezpieczenia: -zabezpieczenie różnicowo-prądowo wzdłużne - działa na otwarcie wyłącznika SN, blokowanie SZR(samoczynne załączenie rezerwy) 110kV, otwarcie wyłączników linii i poprzeczki oraz pobudzenie automatyki PZW(ponowne załączenie wyłącznika)-dla układu H3, otwarcie wyłącznika poprzeczki, pobudzenie automatyki SPZ(samoczynne ponowne załączenie) 110kV oraz zamknięcie zwieracza-dla układu pracy H1, pobudzenie układu rezerwy zdalnej, pobudzenie sygnalizacji wewnętrznej, pobudzenie zbiorczej sygnalizacji działania zabezpieczeń, pobudzenie sygnalizacji lokalnej. 2.Zabezpieczenie od zwarć zewnętrznych stosowane do ochrony transformatorów dużej mocy. Zadaniem jest odcięcie transformatora od źródła zasilania. Transformator jest elementem sprzęgającym ze sobą sieci o różnych napięciach, przez to jego zabezpieczenie od zwarć zewn., powinno stanowić rezerwę zdalną zabezpieczeń sąsiednich, dalej od źródła położonych elementów układu. Jest również zabezpieczeniem podstawowym dla szyn zasilanych przez ten transformator, jeśli szyny te nie mają własnego zabezpieczenia. Powinny być zasilane z p. prąd zainstalowanych od strony źródła, zaś, gdyż dzięki temu stanowią one jednocześnie rezerwę lokalną dla zabezpieczenia transformatora od zwarć wewnętrznych. Stosujemy tu głównie nadprądowe zwłoczne(może być wyposażone w odpowiednie blokady: napięciową lub prądową) albo zabezpieczenie odległościowe. >=(kb*ks*Imax)/kp*υi Imax- prąd największego obciążenia transformatora kb- (1,05-1,25); ks- 0,85 wymagana czułość; Ir<=( ks*Izmin)/kc*υi gdzie: Izmin- najmniejszy I zwarcia, występujący na końcu linii najdłuższej; kc- współczynnik czułości (1,5-2). Zwłokę czasową wybieramy możliwie jak najkrótszą, tak jednak by zapewnić wybiórczość, w stosunku do innych zabezpieczeń. Zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne realizuje się w zasadzie jako 3faz, przy wykorzystaniu 3 przekładników prąd połączonych w pełną gwiazdę(od strony źródła). Dopuszcza się dla trafo<5MVA wykonanie tego zabezp w uk 2faz, o ile uk ten zapewni właściwą czułość, przy wszelkiego rodzaju spodziewanych zwarciach zewn. W celu poprawienia czułości i lepszego odstrojenia się od prądów przeciążenia wprowadza się blokadę napięciową wykonaną za pomocą przekaźników <U. Takie zabezp odróżnia zwarcia od przeciążeń wskutek tego, że zwarciom towarzyszy zwykle znaczne obniżenie U, w odróżnieniu od przeciążeń. Ur<=Umin/(kb*kp*υu)=kc*Uz I Ir>=(kb*ks*In)/kp*υI Umin- najmniejsze U ruchowe (0.9-0,95Un); Uz- największa wartość U zwarcia; Kb-1.1; kp- 1,2; kc-(1,3-1,4). Z ostatniego wzoru wynika, że przez zastosowanie blokady napięciowej uzyskuje się znaczne > czułości zabezp I>. 3.Zabezpieczenia od zwarć wewnętrznych stosowanych do ochrony transformatorów dużej mocy. Jest ono realizowane jako I>> lub jako różnicowe. Różnicowe stosujemy dla transformatorów o mocy 7,5 MVA i > pracujących pojedynczo, oraz dla transformatorów o mocy 2MVA i > pracującej równolegle, przy łącznej ich mocy 10 MVA i >. W pozostałych przypadkach należy stosować zabezpieczenie I >>, które winno być zainstalowane od tej strony, po której występują większe moce zwarciowe. Jako zwarcia wewnętrznych określamy zwarcia wewnątrz kadzi transformatora oraz na wyprowadzeniach jego uzwojeń. Jako wielkość pomiarową wykorzystuje się I fazowe lub różnicę I tej samej fazy przed i za transformatorem. Celowość i dopuszczalność stosowania zabezpieczenia I>> wynika z dużej różnicy między I mierzonymi po stronie zasilania transformatora w przypadku zwarcia przed i za transformatorem, co pozwala na uzyskanie wybiórczego działania tego zabezpieczenia. W przypadku zasilania transformatora z sieci o skutecznie uziemionym „0”, zabezpieczenie I>> wykonuje się jako 3 faz a w przypadku zaś z pozostałych sieci jako 2 faz. Zasilane jest ono z tych samych przekładników, co i zabezpieczenia od zwarć zewnętrznych. Ir dobiera się tak, aby nie działało ono przy zwarciach za transformatorem oraz przy udarach I magnesującego włączania transformatora pod napięcie. Ir>=kb'*In/kp Ir>=kb*ks*Izm/υI kb'- uwzględnia udar I magnesującego(2-3); kb- 1,3-1,6 Izm- największy I zwarciowy przy zwarciu na szynach Najprostsze rozw- bezpiecznik, gdzie prąd wkładki topikowej powinien być możliwie mały, ale tak dobrany, aby nie ulegał przepaleniu na skutek działania udarowego I magnes. Różnicowe wzdłużne. Istotną trudność stanowi taki dobór przekładników prąd, aby przy obciążeniu trafo, I wtórne były sobie równe. Jeżeli różnica I po str wtórnej przekładników przy znam Obciążeniujest >5%, to należy stosować transformatory wyrównawcze. Inną trudność stanowi przesunięcie I str pierw względem str wtórnej Przy połączeniach Yd i Dy aby tego uniknąć, łączy się przekł prąd w odpowiednie grupy, których zadaniem jest również utworzenie filtru blokującego dla składowej zerowej I przy zwarciach zewn doziemnych. Największa trudność- występowanie udarowego I magnesującego. Niewrażliwość zabezp różnicowego na udary I magnes - przez wprowadzenie przekaźników blokowanych dużą zawartością 2 harmonicznej występującej w I magnes. 4.Zabezpieczenia od przeciążeń ruchomych stosowane do ochrony transformatorów dużej mocy. Poprzez przeciążenie transformatora rozumie się wzrost I, powodujący nadmierne skracanie czasu życia izolacji w wyniku długotrwałego przyrostu temp ponad wartość dopuszczalną dla danej klasy izolacji. Wobec tego, że przeciążenia mają charakter przeważnie symetryczny, wystarcza zabezpieczenie 1 fazy. Przekaźnik tego zabezpieczenia I>, zasilany jest z przekładnika prąd wspólnego dla zabezp I> od zwarć zewnętrznych. Ir>=kb*In/kp, kb-1.5;; kp -(0,85-0,9). Zwłokę czasową tego zabezpieczenia dobiera się co najmniej o stopień dłuższą, od największej zwłoki zabezpieczenia na odejściu od szyn zbiorczych oraz > od zwłoki zabezpieczenia I> od zwarć zewnętrznych. Zabezpieczenie od nadmiernego wzrostu temp realizowane jest przez termometry umieszczone w gniazdach termometrycznych w pokrywie trafo. Liczba i rodzaj instalowanych termometrów zależą od mocy transformatora. Mogą tu wystąpić termometry rtęciowe lub oporowe oraz dwustopniowe, dwustykowe z nastawialną wart temp powodującej zamknięcie obw zestyku. Pierwszy stopień powoduje zadziałanie sygnalizacji ostrzegawczej, zaś drugi działa na otwarcie wył. 5.Zabezpieczenia od uszkodzeń wewnątrz kadzi i od obniżania się poziomu oleju do ochrony transformatorów dużej mocy. Zabezpieczenie gazowo-przepływowe dla transformatorów >1MVA. Są to przekaźniki o działaniu 1 lub 2 stopniowym. Buchholz. Zależnie od rozmiarów uszkodzenia reaguje on na sygnał lub na wyłączenie transformatora posiada 2 pływaki: górny reaguje naw przypadku zgromadzenia się dużej ilości gazów i powoduje sygnalizację. Położenie dolnego pływaka jest uwarunkowane szybkim przepływem oleju lub opadnięciem jego poziomu, co powoduje otwarcie wyłącznika. Prędkość rozruch zwykle 100 m/s. Przypadki nieprawidłowego działania tego zabezpieczenia powstają w wyniku nieodpowiedniego nastawienia, braku właściwej konserwacji lub złego stanu przekaźników. 6.Opisać zespoły zabezpieczeniowe ZT10 i ZT-20. Zespół zabezpieczeń transformatora ZT-10 jest przeznaczony do zabezpieczeń strony średniego napięcia transformatorów rozdzielczych 110kV/SN o mocy do 63MVA. W skład automatyki wchodzą: -układy blokady sygnału w wypadku wyłączenia transformatora przez telemechanikę lub sterownikiem; -układy stanu zbrojenia wyłącznika; -blokada wyłącznika przed pompowaniem(ciągłe załączanie i wyłącznie wyłącznika na skutek awarii układu sterowania); -układ przyspieszający zadziałanie zabezpieczeń w przypadku załączenia transformatora na zwarcie sterownikiem lub przez telemechanikę; -zestyki wyłączenia BKR(bateria kondensatorów); -układ do zabezpieczenia szyn zbiorczych; -układ testowania i kontroli. ZT-20 -Zespół zabezpieczeń transformatora przeznaczony jest do zabezpieczeń strony WN transformatorów mocy dwu i trójuzwojeniowych w stacjach uproszonych. W skład automatyki wchodzą: -układ do współpracy z zabezpieczeniami przepływowymi tr. i przełącznika zaczepów; -układ do współpracy z zabezpieczeniami gazowymi transformatora zawiera człon wykonawczy tych zabezpieczeń i działa na: pobudzenie sygnalizacji wewnętrznej, pobudzenie sygnalizacji lokalnej, pobudzenie sygnalizacji akustycznej i pobudzenie telesygnalizacji; -układ do współpracy z zabezpieczeniami temperaturowymi transformatora zawiera człon wykonawczy tych zabezpieczeń i działa na: pobudzenie sygnalizacji wewnętrznej, pobudzenie sygnalizacji lokalnej, pobudzenie sygnalizacji akustycznej i telesygnalizacji. Człon zabezpieczenia temperaturowego II powoduje otwarcie wyłącznika SN oraz przerwanie pobudzenia sygnalizacji akustycznej; -układ pobudzenia rezerwy zdalnej w przypadku nie otwarcia wyłączników poprzeczki i linii najbliższych zabezpieczonemu transformatorowi wysyła impulsy na: otwarcie wyłączników w polach liniowych w sąsiednich stacjach(dla układu H1), otwarcie wyłącznika na drugim końcu wysyłanej linii oraz wyłączenie w polu linii sąsiednich transformatora( układ H3); -układ otwierania wyłącznika szybkiego realizuje otwarcie odłącznika szybkiego(dla układu H1) w przerwie beznapięciowej po zamknięciu zwieracza i zanikaniu prądu płynącego przez zwieracz -układ automatyki PZW umożliwia ponowne zamknięcie wyłączników poprzeczki i linii(układu H3) po otwarciu wyłącznika szybkiego transformatora; -układ sygnalizacji wewnętrznej; -układ testowania; -układ do współpracy z sygnalizacja lokalną, telesygnalizacją i sygnalizacją akustyczną. Ćw4. Badanie zabezpieczeń linii napowietrznej za pomocą automatyki zabezpieczeniowej ZL-10. 1.Opisać zespół automatyki zabezpieczeniowej Z10. Zespół Automatyki Zabezpieczeniowej typu ZL-10 przeznaczony jest do zabezpieczania linii odpływowych z wyjściem napowietrznym lub kablowym przed skutkami zwarć i przeciążeń. Zespół ten stanowi kompletne zabezpieczenie pola liniowego w zakresie wymaganych rodzajów zabezpieczeń. Przystosowany jest do współpracy z układami telemechaniki i zdalnego sterowania wyłącznikiem oraz może być instalowany w stacjach z bateriami akumulatorów. W skład zespołu wchodzą następujące rodzaje zabezpieczeń i układy: -zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne-działa na wyłączenie wyłącznika, pobudzenie SPZ i zadziałanie sygnalizacji; działa z opóźnieniem, które można regulować: -zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne-działa ze stałym opóźnieniem; pobudza ono automatykę SPZ lub blokuje działanie tej automatyki; -zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe-działa ze opóźnieniem nastawionym; uruchamia sygnalizację pobudza SPZ; -automatyka SPZ- przystosowana do jedno lub dwu krotnego cyklu zadziałania; -automatyka SCO i SPZ po SCO; -układ do współpracy z telemechaniką; -sygnalizacja wewnętrzna rozruchu i zadziałania; -sygnalizacja zewnętrzna zadziałania; -układ testowania i pomiarów kontrolnych. 2.Rodzaje zabezpieczeń stosowanych do ochrony linii napowietrznej SN: -zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne(do ochrony linii od występujących przeciążeń spowodowanych: zmianą konfiguracji układu, niewłaściwą pracą niektórych urządzeń lub obniżaniem się napięcia na zaciskach silników); -zabezpieczenia nadprądowe bezzwłoczne-do ochrony linii przed skutkami zwarć międzyfazowych. Sygnał potrzebny do zadziałania zabezpieczenia jest podawany z układy niepełnej gwiazdy; -zabezpieczenie zerowe prądowe, zerowe napięciowe lub zerowe mocowe-w przypadku zwarcia jednofazowego z ziemią; zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe; -automatyka SPZ-w linii napowietrznej większość zwarć to zwarcia przemijające, jako ochronę od tych zwarć stosujemy SPZ-Samoczynne Ponowne Załączenie; działanie tej automatyki blokowane jest w następujących przypadkach: załączenia lub wyłączenia linii sterownikiem lub przez telemechanikę przy działaniu automatyki SCO; -automatyka SCO i SPZ po SCO. 3. Kąt wewnętrzny przekaźnika kierunkowego, podać odpowiedni wzór. W celu wyznaczenia kata wewnętrznego przekaźnika kierunkowego wyznacza się symetralną otrzymanej krzywej. W miejscu przecięcia się tej symetralnej z osią odciętych odczytuje się wartość kąta. Wartość kąta przesunięcia wewnętrznego przekaźnika kierunkowego można wyznaczyć na podstawie znajomości kątów asymptot do krzywej. Ψ=fi1(as)+fi2(as))/2; Kąt przesunięcia wewnętrznego przekaźnika kierunkowego Ψ można uznać za niezależny od wartości przyłożonego napięcia oraz wartości przepływającego prądu. W związku z tym moc potrzebna do zadziałania przekaźnika zależy od wartości kata przesunięcia fi między prądem a napięciem. Przekaźnik ma największa czułość w warunkach, kiedy cos(fi -Ψ)=1, a więc fi=Ψ.