Jakie są zadania i rodzaje układów automatyki prewencyjnej ?- 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:- automatykę odciążającą (AO);- automatykę przeciwkołysaniową (APK);- automatykę przeciwkołysaniowo - odciążającą (AOPK);- samoczynne częstotliwościowe odciążanie (SCO);
Jakie są zadania i rodzaje układów automatyki eliminującej ? - 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:
- zabezpieczenia nadprądowe i nadprądowe zwłoczne;- zabezpieczenia ziemnozwarciowe;- zabezpieczenia różnicowoprądowe i różnicowoprądowe stabilizowane (trafo);- zabezpieczenia porównawcze;- zabezpieczenia odległościowe (podimpedancyjne);- zabezpieczenia pod- i nadpięciowe;- zabezpieczenia podczęstotliwościowe;- zabezpieczenia od asymetrii obciążenia;- zabezpieczenia od przepływu mocy zwrotnej (linie blokowe);- zabezpieczenia termiczne, ciśnieniowe i gazowo-przepływowe.
Jakie są zadania i rodzaje układów automatyki restytucyjnej ? - 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:- samoczynne ponowne załączenie (SPZ);- samoczynne załączenie rezerwy (SZR);- samoczynne ponowne załączenie po zadziałaniu SCO (tzw. SPZ po SCO);- samoczynne ponowne zamykanie wyłączników w prostych stacjach (PZW).
Jak działa automatyka SCO i w jakim celu się ją stosuje ? - 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.
Kryterium działania automatyki SCO jest zmniejszenie częstotliwości, towarzyszące zawsze deficytowi mocy czynnej w systemie elektroenergetycznym. Układy SCO mają zwykle kilka stopni działania, przy czym w pierwszej kolejności pozbawiani zasilania są najmniej ważni odbiorcy. W ten sposób minimalizuje się straty gospodarcze. Każdemu stopniowi przyporządkowana jest częstotliwość, poniżej której następuje wyłączenie grupy odbiorców danego stopnia. Liczba stopni zależy od warunków lokalnych, przy czym przyjęło się, że dla pojedynczej sekcji rozdzielni stosuje się 2 stopnie SCO. Tak więc typowa rozdzielnia średniego napięcia z dwiema sekcjami szyn zbiorczych może posiadać łącznie 4 stopnie SCO. Stosuje się następujące wartości częstotliwości dla poszczególnych stopni: 1 - 49,0 Hz, 2 - 48,5 Hz, 3 - 48,3 Hz, 4 - 48,1 Hz, 5 - 47,8 Hz, 6 - 47,5 Hz). W przypadku układów dwustopniowych częstotliwości rozruchowe to najczęściej 48,8 Hz (1 stopień) i 48,0 Hz (2 stopień).
W automatyce SCO stosowane są przekaźniki podczęstotliwościowe, reagujące na obniżenie się częstotliwości poniżej częstotliwości rozruchowej. Liczba przekaźników jest równa liczbie stopni SCO. Przekaźniki działają ze zwłoką czasową, przez co eliminowane są działania zbędne, które mogłyby być wywołane stanami nieustalonymi. Zwłoka ta wynosi od 0,3 do 1,5 sekundy, przy czym najczęściej stosowana jest wartość 0,5 sekundy. Większe zwłoki czasowe stosowane są w rozdzielniach SN, z których zasilane są duże silniki, gdyż tam mogłyby się zdarzać zbędne działania SCO po cyklu automatyki SPZ i SZR (przebiegi przejściowe wywołane samorozruchami silników). Automatyka SCO może być rozbudowana o układ SPZ po SCO.
Jak działa automatyka odciążająca AO i w jakim celu się ją stosuje ? - 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:- po wystąpieniu przeciążenia określonego toru zasilającego (transformatora, linii bądź generatora) przez przełączenie sieci lub części obciążenia na inny tor zasilający aktualnie niedociążony (rekonfiguracja sieci) lub jej wyłączenia (redukcja obciążenia);- przed i po działaniu automatyki samoczynnego załączenia rezerwy (SZR), gdy tor zasilania rezerwowego może zostać lub został znacznie przeciążony.
Jak działa automatyka SPZ i w jakim celu się ją stosuje ? - 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.
Zadanie ponownego załączenia linii, po zadziałaniu zabezpieczeń zwarciowych, spełnia automatyka samoczynnego ponownego załączenia (SPZ). Może być ona wykonana jako jedno- lub wielokrotna, a samo wyłączenie może być trójfazowe bądź jednofazowe (wyłączana jest tylko faza, w której wystąpiło zwarcie - dotyczy zwarć doziemnych). Przy takim rozwiązaniu wyłączniki muszą mieć osobne napędy każdego bieguna.
W sieciach 110 kV i wyższych napięć stosuje się obecnie SPZ jednokrotne (statystyki podają że blisko 70% zwarć jest likwidowanych przez zastosowanie jednego cyklu). Przejściowo w krajowych liniach 110 kV było stosowane SPZ dwukrotne, jednak po zebraniu doświadczeń dotyczących małej skuteczności drugiego cyklu - zrezygnowano z tego rozwiązania. W liniach 110 kV stosuje się wyłącznie SPZ trójfazowe. W liniach 220 kV i 400 kV stosuje się SPZ jednofazowe, ze względu na to, iż większość zwarć w tych liniach stanowią jednofazowe zwarcia z ziemią, natomiast wyłączanie trójfazowe zawsze łączy się z ryzykiem zakłócenia równowagi współpracy dla linii wiążących elektrownie z systemem. W związku z tym wyłączniki 220 kV i 400 kV mają niezależne napędy dla każdej fazy, a układy EAZ mają możność identyfikacji fazy, w której wystąpiło zwarcie. W przypadku wystąpienia zwarcia dwufazowego w linii 220 kV bądź 400 kV działanie SPZ jest trójfazowe.
Wielokrotne SPZ stosuje się natomiast w liniach średnich napięć. Jest to uzasadnione tym, że nie wszystkie zwarcia przemijające są likwidowane w pierwszej, krótkiej przerwie beznapięciowej. Dotyczy to w szczególności zwarć powodowanych przez gałęzie, w przypadku których dopiero po 2 lub 3 cyklu SPZ następuje ich spalenie i spadnięcie z przewodów. Doświadczenia eksploatacyjne z 1992 roku szacują, że w czasie pierwszej przerwy jest likwidowanych około 70% zwarć przemijających, w czasie drugiej (kilkusekundowej) dalsze 15 - 25%, a pozostałe w czasie trzeciej (kilkunastosekundowej) przerwy beznapięciowej.
Automatyka SPZ nie powinna działać, jeśli wyłączenie linii nastąpiło przez obsługę, a także po wyłączeniu spowodowanym działaniem automatyki SCO (do ponownego załączania linii służy wtedy oddzielny układ SPZ/SCO). W przypadku wykonywania na liniach prac pod napięciem automatyka SPZ musi być zablokowana (odstępstwa od tej zasady określają odrębne przepisy).
Jak działa automatyka SZR i w jakim celu się ją stosuje ? - 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.
Działanie układu SZR jest konieczne po wyeliminowaniu uszkodzonego źródła zasilania (transformatora, linii) przez EAZ. Aby układ SZR spełniał swoje zadanie, źródło rezerwowego zasilania powinno charakteryzować się dostatecznym zapasem mocy, zapewniającym prawidłową pracę awaryjnie przyłączonych odbiorników (z uwzględnieniem samorozruchów silników). W przypadku, gdy tor zasilania rezerwowego nie jest w stanie przejąć całkowitego obciążenia, układ SZR trzeba wyposażyć dodatkowo w automatykę odciążającą (AO), która wyłączy mniej ważne odbiory. Automatyka SZR może być rozwiązana w różnorodny sposób, w zależności od warunków pracy urządzeń i schematu rozdzielni. Generalnie jednak wyróżniamy dwa podstawowe sposoby rezerwowania torów zasilających: rezerwa jawna (patrz punkt 13) oraz rezerwa ukryta (patrz punkt 14).
Wyróżniamy również dwa sposoby pobudzania automatyki SZR: o pełnym i przyspieszonym cyklu działania. W przypadku pierwszym działanie automatyki SZR jest inicjowane zanikiem napięcia na określonej sekcji szyn zbiorczych. W przypadku drugim układ SZR zostaje pobudzony sygnałem informującym o otwarciu wyłącznika, a nawet wysyłanym bezpośrednio przez zabezpieczenie toru zasilania podstawowego. Ze względu na czas działania wyróżniamy SZR szybkie (czas zadziałania krótszy niż 0,25 sekund) oraz SZR powolne (czas zadziałania jest dłuższy niż 0,4 sekundy). Przez czas zadziałania należy rozumieć okres od chwili powstania zakłócenia do chwili przywrócenia zasilania (załączenia toru rezerwowego). Przy projektowaniu układów SZR bardzo ważnym parametrem jest czas przerwy beznapięciowej. Gdy czas ten jest zbyt długi rezerwowe źródło zostanie narażone na dodatkowe przetężenia wywołane samorozruchem silników (które zdążą w tym czasie znacznie zwolnić).
Na czym polega rezerwa jawna (układ SZR) ? - 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: rysunek nauczony.
Na czym polega rezerwa ukryta (układ SZR) ? - 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: rysunek nauczony.
Co to jest lokalna rezerwa wyłącznikowa (LRW) ? - Automatykę LRW można traktować jako uzupełnienie podstawowego zabezpieczenia szyn zbiorczych stacji. Układ LRW działa wtedy, gdy pomimo wysłania impulsu na wyłączenie określonego wyłącznika przez zabezpieczenie linii nie nastąpiło jego faktyczne wyłączenie lub miało miejsce wyłączenie niepełnofazowe. Wtedy LRW spowoduje - po określonej zwłoce czasowej (zwykle 0,2 s) - wyłączenie wszystkich wyłączników w polach przyłączonych do tej sekcji szyn, z którą współpracuje linia z uszkodzonym wyłącznikiem. Dzięki temu możliwa jest eliminacja uszkodzeń w obrębie rozdzielni, bez konieczności działania zabezpieczeń rezerwowych w sąsiednich stacjach. Układami LRW rezerwuje się także wyłączniki transformatorów, co jest szczególnie ważne gdy impuls na wyłączenie transformatora pochodzi od zabezpieczenia różnicowego lub gazowo-przepływowego (wtedy bez LRW pozostałe zabezpieczenia "nie widziałyby" powodu by otworzyć wyłączniki w polach zasilających szyny zbiorcze) i uszkodzony transformator pracowałby nadal.
Do czego służy i jak działa zabezpieczenie odległościowe ? - 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 odległościowe, stosowane w sieciach średnich napięć, wyposażone są zwykle w człony rozruchowe nadprądowe. Ja jednak skupię się na omówieniu zabezpieczeń stosowanych w sieciach wysokich i najwyższych napięć, gdzie stosuje się wyłącznie człony rozruchowe podimpedancyjne. W takim układzie kryterium działania zabezpieczenia odległościowego jest zmniejszenie impedancji "widzianej" przez zabezpieczenie w kierunku linii chronionej. Gdy impedancja ta jest mniejsza niż impedancja rozruchowa (strefa działania), wówczas następuje działanie zabezpieczenia z opóźnieniem przyporządkowanym danej strefie. Zabezpieczenie odległościowe ma 3 do 5 stref działania, przy czym każda strefa ma możność identyfikacji kierunku, w którym wystąpiło zwarcie. Zwłoka czasowa jest tym większa im większy jest zasięg określonej strefy.
Pierwsza strefa działania obejmuje zwykle 85 - 90% długości linii chronionej, a czas opóźnienia dla tej strefy wynosi 0,03 - 0,1 s. Dodatkowo istnieje tak zwana pierwsza strefa wydłużona, obejmująca swoim zasięgiem 110 - 115% odcinka chronionego podstawowo. Rozróżniamy pracę zabezpieczenia z wydłużeniem stałym bądź kontrolowanym. Wydłużenie stałe stosuje się gdy linia wyposażona jest w automatykę SPZ, przy czym strefa wydłużona zostaje odstawiona po pierwszym wyłączeniu w cyklu SPZ. Rozwiązanie to umożliwia selektywną likwidację zwarć przemijających wzdłuż całej linii, niemniej jednak zwarcia trwałe na końcu linii wyłączane są z dłuższym czasem drugiej strefy, co jest istotną wadą. Aby wyeliminować tę niedogodność stosuje się wydłużenie kontrolowane. Polega ono na tym, iż wydłużenie pierwszej strefy zostaję włączone po otrzymaniu informacji od zabezpieczenia stacji przeciwległej, iż zwarcie "widziane" przez to zabezpieczenie znajduje się w strefie pierwszej. Rozwiązanie to pozwala na wyłączanie zwarć trwałych i przemijających przy SPZ z opóźnieniem pierwszej strefy na całym odcinku linii.
Druga strefa działania obejmuje całą długość linii powiększoną o około 50 - 70% długości pierwszej strefy najkrótszej linii wychodzącej ze stacji przeciwległej. W żadnym wypadku strefa druga nie może zachodzić na strefę drugą linii wychodzącej ze stacji przeciwległej, gdyż w ten sposób nie byłaby zachowana selektywność działania całego zabezpieczenia. Zwłoka czasowa wyłączania dla strefy drugiej wynosi od 0,3 - 0,7 s. Strefa ta zabezpiecza podstawowo końcowy odcinek linii (10 - 15%) przy pracy ze stałym wydłużeniem pierwszej strefy oraz rezerwuje zabezpieczenie szyn zbiorczych stacji przeciwległej oraz części długości linii z niej wychodzących.
Trzecia strefa działania ma długość ograniczoną jedynie zasięgiem (czułością) członu rozruchowego. Zwłoka czasowa wynosi zwykle 0,7 - 1,5 s, wyjątkowo 2,0 s. Niekiedy jest stosowana także czwarta strefa, będąca rezerwowym zabezpieczeniem od zwarć linii znajdujących się "za plecami" zabezpieczenia. Wówczas kierunek działania tej strefy jest przeciwny niż stref pozostałych.
W praktyce dokładne ustalenie i zachowanie poszczególnych stref działania jest utrudnione, ze względu na błędy pomiaru impedancji. Pomiary te mogą być fałszowane istnieniem losowej impedancji przejścia w miejscu zwarcia, rezystancji łuku, a także sprzężeniami magnetycznymi w liniach dwutorowych. Składowa aperiodyczna prądu zwarcia może doprowadzić do przemagnesowania przekładników prądowych i odkształcenia przebiegu prądu, co zakłóca pomiar impedancji. Na dokładność pomiaru mają także wpływ stany nieustalone w przekładnikach, szczególnie w sieciach 220 i 400 kV gdzie stosowane są przekładniki napięciowe pojemnościowe.
Do czego służy i jak działa zabezpieczenie porównawcze linii ? - 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:- kątów fazowych między wektorami prądów tej samej fazy;- kierunku przepływu mocy zwarciowych;- biegunowości fal wędrownych powstałych w chwili wystąpienia zwarcia;
Komunikacja między modułami zabezpieczeń porównawczych jest zwykle zrealizowana za pomocą łączy wielkiej częstotliwości, wykorzystujących do transmisji przewody robocze linii (sygnał jest "zdejmowany" z przewodów za pomocą dławika i pojemnościowego przekładnika napięciowego). Coraz częściej także korzysta się z traktów światłowodowych zintegrowanych z przewodami odgromowymi linii. Łącza radiowe lub przewodowe są stosowane tylko w wyjątkowych przypadkach. Rezerwą dla zabezpieczenia porównawczego jest zwykle zabezpieczenie odległościowe.
Do czego służy i jak działa zabezpieczenie różnicowe linii ? - 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.
W jaki sposób zabezpiecza się szyny zbiorcze w stacjach ? - 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.
Szyny zbiorcze w stacjach 110 kV i wyższych napięć są zabezpieczane zwykle drugą strefą zabezpieczenia odległościowego stacji przeciwległej, choć w ważnych stacjach systemowych bądź elektrownianych stosuje się dodatkowo zabezpieczenie różnicowe, reagujące na różnicę prądów dopływających i odpływających z szyn zbiorczych stacji. Zabezpieczenie to powinno obejmować tylko obszar rozdzielni (do przekładników prądowych i napięciowych w polach liniowych) i nie powinno działać przy zwarciach zewnętrznych. Zabezpieczenie różnicowe posiada zawsze LRW.
Jak zabezpiecza się transformatory przed skutkami zwarć zewnętrznych ? - 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).
Ochrona przed skutkami zwarć zewnętrznych transformatorów o mocach do 100 MVA jest zrealizowana za pomocą zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych. Przekaźniki tego zabezpieczenia zasilane są z przekładników prądowych zainstalowanych po stronie zasilania, a przy zasilaniu dwustronnym - po stronie o większej mocy zwarciowej. Działają one na otwarcie wyłączników po obu stronach transformatora. Aby zabezpieczenia działały selektywnie i powodowały wyłączenie tylko tej gałęzi w której wystąpiło zwarcie stosuje się blokadę kierunkową, reagującą na kierunek przepływu mocy. Czas nastawienia zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych powinien być jak najkrótszy, lecz ustalony z uwzględnieniem zabezpieczeń linii odchodzących od szyn zbiorczych. Górną granicą zwłoki czasowej jest wtedy wytrzymałość zwarciowa transformatora, wynosząca od 2 do 5 sekund. Nastawy zabezpieczeń nadprądowych powinny być tak dobrane, by nie działały one przy przetężeniach, w szczególności wywołanych samorozruchami silników, co może mieć miejsce po działaniu SPZ i SZR. Często zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne kierunkowe uzupełnia się blokadą napięciową, która nie pozwala na działanie zabezpieczenia nadprądowego jeśli nie występuje jednoczesne silne obniżenie się napięcia na szynach zbiorczych stacji.
W przypadku transformatorów o mocach powyżej 100 MVA, zabezpieczeniem od zwarć zewnętrznych jest zabezpieczenie odległościowe. Ze względu na znaczne prądy ziemnozwarciowe, jakie występują w sieciach wysokich i najwyższych napięć (sieci te pracują z uziemionym punktem gwiazdowym) możliwe jest uzupełnienie zabezpieczeń odległościowych zabezpieczeniami zerowoprądowymi. Zabezpieczenia te są instalowane zwykle w obwodzie uziemienia punktu gwiazdowego transformatora (autotransformatora) i reagują na wzrost prądu zerowego powyżej 0,4 - 0,6 prądu znamionowego, przy czym działają ze zwłoką większą niż zabezpieczenia ziemnozwarciowe linii zasilanych z określonego transformatora (dla zachowania selektywności).
Jak zabezpiecza się transformatory przed skutkami zwarć wewnętrznych ? - 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.
Transformatory o mocach do 6,3 MVA zabezpiecza się przed skutkami zwarć wewnętrznych (doziemnych, zwojowych lub na wyprowadzeniach) za pomocą zabezpieczeń nadprądowych bezzwłocznych. Nastawy tych zabezpieczeń powinny być tak dobrane, by nie działały one przy zwarciach zewnętrznych.
W transformatorach o mocy 7,5 MVA i większych stosuje się zabezpieczenie różnicowe
stabilizowane. Reaguje ono na różnicę w bilansie prądów wszystkich uzwojeń i ma tę właściwość, że jest niewrażliwe na udary prądu magnesującego, różnice charakterystyk przekładników oraz zmiany przekładni powodowane działaniem automatyki regulacji napięcia (przełącznika zaczepów).
W transformatorach o grupach połączeń Dy lub Yd prądy strony pierwotnej i wtórnej są przesunięte w fazie względem siebie. W celu zapewnienia poprawnej pracy zabezpieczenia różnicowego konieczne jest wtedy "odwrotne" połączenie przekładników prądowych, tj. przekładniki po stronie gwiazdy łączy się w trójkąt oraz po stronie trójkąta - w gwiazdę. Można również zastosować przekładniki wyrównawcze. W transformatorach o uziemionym punkcie gwiazdowym połączenie przekładników w trójkąt bądź zastosowanie przekładników wyrównawczych zapobiega zbędnemu działaniu zabezpieczeń przy zewnętrznych zwarciach doziemnych po stronie uzwojenia połączonego w gwiazdę (prąd ten jest kompensowany i nie przedostaje się do zabezpieczenia różnicowego). W transformatorach trójuzwojeniowych zabezpieczenie różnicowe oraz przekładniki wyrównawcze instaluje się po każdej stronie transformatora. Prąd rozruchowy zabezpieczenia różnicowego nastawia się zwykle w granicach 0,3 - 0,5 prądu znamionowego. Czas działania współczesnych zabezpieczeń różnicowych to 30 - 100 ms.
Transformatory wielkich mocy (powyżej 100 MVA) na napięcie 220 kV i wyższe są chronione przed skutkami zwarć wewnętrznych za pomocą zabezpieczeń odległościowych po stronie górnego i dolnego napięcia. Zabezpieczenia te jednocześnie stanowią ochronę przetężeniową od zwarć zewnętrznych, o czym wspomniałem w punkcie 22. Zabezpieczenie odległościowe transformatorów jest zwykle 3-strefowe, stosuje się również 4 strefę "wsteczną".
Jak zabezpiecza się transformatory przed skutkami przeciążeń ? - 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.
W transformatorach o mocy powyżej 10 MVA uzupełnieniem zabezpieczenia nadprądowego jest dwustopniowe zabezpieczenie termometryczne, zrealizowane za pośrednictwem czujników temperatury oleju. Pierwszy stopień jest nastawiony na temperaturę 80 - 85 'C i uruchamia sygnalizację. Drugi stopień jest nastawiony na temperaturę 90 - 95 'C i jego zadziałanie powoduje samoczynne wyłączenie transformatora z ruchu w celu ochrony izolacji uzwojeń.
W transformatorach najwyższych napięć o mocy powyżej 100 MVA stosuje się niezależne układy pomiaru temperatury rdzenia i oleju, a nawet czujniki temperatury uzwojeń. Przy braku czujników temperatury uzwojeń stosowane są modele cieplne, odwzorowujące charakterystykę prądowo - temperaturową uzwojeń. Zabezpieczenia tego typu również posiadają dwa stopnie działania - na sygnalizację i wyłączenie.
Jak działa zabezpieczenie gazowo - przepływowe transformatora ? - 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).
Przekaźnik gazowo - przepływowy (Buchholza) jest umieszczony w rurze łączącej kadź transformatora z konserwatorem (głównym zbiornikiem oleju). Jest to niewielki zbiornik z dwoma przeciwległymi otworami. Przekaźnik zawiera człon sygnalizacyjny i wyłączający. Człon sygnalizacyjny jest zrealizowany w postaci pływaka wyposażonego w styki elektryczne. Reaguje on na obniżenie się poziomu oleju we wnętrzu przekaźnika. Sytuacja taka może mieć miejsce w przypadku ubytku oleju, gdy jego poziom spadnie poniżej dna konserwatora. Ale nie tylko :) Należy pamiętać, że wszelkie zwarcia w transformatorze są zwykle poprzedzone wyładowaniami niezupełnymi, czemu towarzyszy wydzielanie gazów, będących produktem rozkładu oleju. Gazy te wędrując do góry dostają się "po drodze" do przekaźnika, powodując przejściowe obniżenie się w nim poziomu oleju i również zadziałanie członu sygnalizacyjnego. Jak więc widać część pływakowa przekaźnika chroni transformator zarówno przed nadmiernym ubytkiem oleju, jak i wewnętrznym zwarciem łukowym - wykrywając jego "preludium" w postaci wyładowań niezupełnych. W stacjach z obsługą człon ten uruchamia jedynie sygnalizację w nastawni, w stacjach bezobsługowych - działa na wyłączenie transformatora. Człon wyłączający jest zrealizowany w postaci pływaka i płytki podmuchowej. Wystąpienie łuku elektrycznego w kadzi transformatora powoduje gwałtowny rozkład oleju i powstanie dużej ilości gazów (między innymi wodoru). Towarzyszy temu nagły wzrost ciśnienia w kadzi i gwałtowny przepływ oleju oraz gazów do konserwatora. Szybki przepływ oleju w granicach 1,0 - 1,2 m/s powoduje zadziałanie członu wyłączającego, który powoduje zawsze otwarcie wszystkich wyłączników transformatora (bez względu czy jest to stacja z obsługą czy bez) - zabezpieczenie to nie posiada również żadnej zwłoki czasowej.
Zintegrowany z transformatorem przełącznik zaczepów (służący do regulacji napięcia) jest umieszczony w osobnej, wydzielonej kadzi. W przypadku awarii na jego stykach może wystąpić silny łuk elektryczny i powstawanie, podobnie jak w stanach awaryjnych samego transformatora, dużych ilości łatwopalnych gazów. W celu ochrony transformatora przed skutkami zwarć bądź silnego "łukowania" przełącznika zaczepów stosuje się jego indywidualne, niezależne zabezpieczenie gazowo - przepływowe. Przekaźnik Buchholza przełącznika zaczepów jest umieszczony w najwyższym punkcie jego obiegu olejowego. Jest to przekaźnik jednostopniowy, działający na wyłączenie transformatora.
Współczynnik prawidłowych zadziałań przekaźników gazowo - przepływowych jest stosunkowo niewielki i szacuje się go na 50%. Przekaźniki Buchholza mają przede wszystkim tendencję do zadziałań zbędnych - są wrażliwe m.in. na wibracje. Szczególnie duża liczba zadziałań zbędnych występuje w transformatorach nowych, w których olej jest zanieczyszczony powietrzem (transport, napełnianie), a także zimą podczas silnych mrozów (zmniejsza się objętość oleju).